Effffiic ciie ennzzaa Enneerrggeettiicaa e Meerr cc aattoo ... · Il perché dell’efficienza energetica e del meccanismo dei certificati bianchi p. 22 ... (CAR) p. 92 4. Il decreto

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Settembre 2012

Efficienza energetica e mercato nazionale dei certificati bianchi: criticità, opportunità e proposte

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Il rapporto è a cura di:

RIE – Ricerche Industriali ed Energetiche

Via Castiglione, 25

40124 Bologna

Tel. 051 6560012

Fax. 051 6560020

[email protected] – www.rie.it

Con la collaborazione di:

Galileia srl

Piazza Eremitani 18 – 35121 Padova

[email protected] – www.galileia.it

Su incarico di: Anigas, ENEL Distribuzione, Federutility

Hanno partecipato alla stesura del rapporto:

S. Clò, A. Lorenzoni, D. Vazio, E. Vendramin, D. Zanni

* Il rapporto è stato ultimato tra Luglio e Agosto del 2012 e pertanto non tiene conto della

nuova proposta di Strategia Energetica Nazionale pubblicata nel Settembre 2012

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INDICE

Executive Summary p. 5

Sintesi e Principali conclusioni del rapporto p. 10

SEZIONE I - INTRODUZIONE

1. Il perché dell’efficienza energetica e del meccanismo dei certificati bianchi p. 22

2. Obiettivo e Oggetto dello studio p. 24

3. Metodologia per lo svolgimento del lavoro p. 25

SEZIONE II - NORMATIVA E GOVERNANCE DEL MECCANISMO DEI TEE

1. Il Meccanismo dei TEE: governance ed excursus legislativo p. 29

2. Soggetti investiti della governance del sistema p. 36

2.1 Soggetti istituzionali p. 36

2.2 Gli operatori del sistema p. 37

3. Obblighi e soggetti obbligati p. 38

4. Il rilascio dei TEE: procedure e criteri p. 39

5. Il Contributo tariffario p. 40

6. Riassunto delle criticità relative a procedure, efficienza sistemica p. 41

SEZIONE III - ANALISI CRITICA DELL’ANDAMENTO MERCATO DEI TEE E RISULTATI

CONSEGUITI

1. Mercato dei TEE: lato della domanda (obblighi) p. 42

2. Il mercato dei TEE: lato dell’offerta (generazione dei TEE) p. 43

3. Il mercato dei TEE: bilanciamento domanda e offerta (obblighi vs generazione) p. 44

4. Andamento dei prezzi e comparazione con il contributo tariffario p. 47

5. Ruolo dei soggetti attivi nel mercato p. 51

5.1 Interventi di soggetti obbligati (distributori) p. 52

5.2 Interventi di SSE p. 52

5.3 Ruolo delle SSE affiliate a distributori (risultati indagine campionaria) p. 53

6. Interventi settoriali: interventi realizzati e aree scoperte p. 55

6.1 Civile e schede standard p. 55

6.2 Industria e consuntivo p. 58

7. Sovrapposizione tra strumenti per l’efficienza energetica: cannibalizzazione e cumulabilità p. 60

SEZIONE IV - EFFICACIA DEL MECCANISMO E VALUTAZIONE DELLE BARRIERE

1. L’efficacia del meccanismo dei TEE p. 64

2. Barriere economico-finanziarie: accesso al credito p. 64

3. Barriere di governance p. 66

4. Incertezza della regolazione p. 67

5. Inefficienze relative all’applicazione del criterio di addizionalità p. 68

6. Stima del quantitativo di potenziale di risparmio perso a motivo dell’addizionalità p. 70


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6.1 Caso studio: Motori Elettrici p. 71

6.2 Caso studio: Pompe di Calore p. 75

SEZIONE V - LE ESPERIENZE PREMIANTI ALL’ESTERO

1. Lo schema francese p. 78

1.1 Obblighi e Soggetti obbligati p. 78

1.2 I risultati conseguiti: aree e interventi p. 79

1.3 I fattori che hanno incentivato interventi strutturali p. 82

2. Lo schema Britannico p. 83

2.1 Obblighi e Soggetti obbligati p. 83

2.2 Risultati conseguiti e ragioni del successo p. 83

SEZIONE VI - EFFICIENZA ENERGETICA NEL POST-2012: OBIETTIVI E STRUMENTI

1. Il ruolo strategico dell’efficienza energetica secondo i piani energetici nazionali ed europei p. 85

2. Il ruolo dell’EE e degli strumenti rispetto agli altri strumenti nazionali ed europei p. 90

3. Gli effetti del nuovo regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento (CAR) p. 92

4. Il decreto 28/2011 e il “nuovo conto energia per le FER elettriche” p. 93

5. Gli effetti del futuro “conto energia termico” (CET) p. 94

6. TEE e Detrazioni fiscali: Prospettive per gli anni successivi al 2011 p. 95

7. Conclusioni sull’adeguamento tra obiettivi e strumenti per l’efficienza energetica p. 97

8. Livello incentivazione: riequilibrio e razionalizzazione rispetto ad altre forme incentivanti p. 99

9. Criticità connesse agli investimenti in efficienza energetica come elemento di valutazione

delle offerte in tema di gare per l’affidamento del servizio di distribuzione gas naturale p. 100

SEZIONE VII - PROPOSTE DI REVISIONE ED ESTENSIONE DEL MERCATO DEI TEE

1. Soluzione di prezzo e adeguamento del contributo tariffario p. 103

2. Introduzione di un price floor e di un price cap p. 106

3. Soluzioni di quantità p. 108

3.1 Generazione automatica di titoli p. 108

3.2 Riduzione del banking p. 110

3.3 Borrowing e vendita di ultima istanza p. 111

4. Proposte di governance del sistema: certezza, trasparenza e coordinamento p. 112

5. Proposte di policy per la rimozione di barriere finanziarie e regolatorie p. 113

6. Cumulabilità e attualizzazione dei TEE p. 113

7. Semplificazione amministrativa: modalità e tempi di rimborso e di approvazione p. 114

8. Adeguamento del criterio addizionalità p. 114

9. Ampliamento delle schede standard p. 116

10. Cumulabilità e contabilizzazione: proposte per la generazione TEE dei progetti

frammentati tuttora non aventi diritto a TEE p. 118

11. Aggregazione tra soggetti p. 121

12. Il rating delle SSE p. 122


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EXECUTIVE SUMMARY

Il rapporto ha analizzato nel dettaglio il funzionamento del meccanismo nazionale dei TEE, i

risultati perseguiti e le criticità emerse. A valle di questa indagine conoscitiva, il documento

propone alcuni possibili interventi sul design istituzionale del meccanismo tesi a migliorarne il

funzionamento al fine di promuovere maggiori risultati futuri. La valorizzazione del mercato dei TEE è

infatti una condizione necessaria a promuovere non solo un ruolo attivo dei distributori energetici e

delle Società di Servizi Energetici (SSE) nella generazione di titoli, ma anche a garantire il

perseguimento dei target emissivi ed energetici in maniera efficace.

In merito alle criticità esistenti emerge come il meccanismo dei TEE abbia mostrato in primis una

difficoltà di gestione che vede nella governance del sistema un limite strutturale. Appare inoltre

possibile enunciare un’incertezza che grava sulla stessa prosecuzione del meccanismo, trovando

analogie con l'iter seguito dal meccanismo dei certificati verdi. (sezione II).

Gli interventi legislativi (domanda di TEE e revisione degli obblighi, offerta e soggetti in grado di

commercializzare i TEE, prezzi e contributo tariffario) hanno riguardato il framework del meccanismo e

non aggiustamenti e/o limature operative per migliorare la struttura sottostante (sezione II).

È emerso un problema di incertezza normativa che contravviene alle caratteristiche di chiarezza,

trasparenza e determinatezza necessarie agli operatori per poter svolgere la propria attività in un

quadro di regole stabili che permettano di valorizzare le capacità operative e di riconoscere il valore

aggiunto di alcuni operatori a discapito di soggetti meno attivi e con minori capacità di assunzione del

rischio previsto dal settore (sezione II).

Per gli operatori diventa una necessità poter accedere a informazioni di tipo pubblico chiare e

trasparenti sia per effettuare le proprie scelte strategiche sia per accedere al credito. La mancanza di

un database pubblico ove poter riscontrare le metodologie di valutazione a consuntivo adottate ed i

parametri utilizzati appare una barriera della governance. (sezione II).

Un'altra criticità deriva dall'alta difficoltà di coordinamento tra i numerosi soggetti coinvolti nel

processo decisionale di indirizzo, gestione, controllo e messa in opera del meccanismo, con

conseguente allungamento dei tempi decisionali (sezione II).

Altre specifiche criticità riguardano: a) la difficoltà di conciliare il contributo tariffario riconosciuto ai

distributori con il prezzo dei TEE sul mercato, b) la difficoltà per i distributori ad operare nell'offerta di

TEE, c) le ampie differenze nell'operatività delle SEE tra zone del Paese d) la cannibalizzazione dei TEE

da parte di altri meccanismi di incentivazione e conseguente carenza di offerta dei permessi. Al fine di

permettere l'emissione di TEE attualmente carente, è possibile il riconoscimento di questi a interventi

che non ne hanno permesso la generazione e non considerati nel PAEE 2011. (sezione II).

In merito ai risultati perseguiti si evidenzia come, a partire dal 2008, il numero di titoli generati

ogni anno sia risultato sistematicamente inferiore ai relativi obblighi annuali. Grazie alla possibilità di

ricorrere al banking, di posticipare l’adempimento del 40% dell’obbligo, e alla successiva introduzione

del coefficiente TAU, per ogni anno l’offerta di titoli è potenzialmente in grado di coprire i relativi

obblighi. Tuttavia, nel bilanciare domanda e offerta, il mercato dei TEE ha mostrato un equilibrio

precario e un’incertezza relativa all’adeguatezza dello strumento rispetto agli obblighi esistenti e futuri

(sezione III).

La crescente scarsità dell’offerta ha causato un aumento dei prezzi di borsa oltre la soglia dei

100€/tep, causando un progressivo annullamento delle rendite che i distributori hanno conseguito nei

primi anni e una crescita dei margini negativi per i distributori. Per evitare future rendite o margini

negativi derivanti da situazione di mercato di cui i distributori non hanno un pieno controllo, si propone

una revisione del criterio di calcolo del contributo tariffario, assicurandone una progressiva

convergenza con il prezzo dei TEE (sezione III).


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La maggioranza dei risparmi energetici è stata conseguita grazie ad interventi nei consumi elettrici del

settore civile, limitatamente a poche tecnologie per cui esistono apposite schede standard (sezione

III).

Il meccanismo dei TEE ha premiato interventi semplici e di piccole dimensioni, che richiedono un

limitato capitale iniziale di investimento, brevi tempi di ritorno, e che generano ridotti risparmi unitari.

Il meccanismo dei TEE non ha invece saputo promuovere la diffusione di interventi più strutturali, che

richiedono un maggiore investimento iniziale, ma che consentono un maggiore risparmio per UFR. Per

questi interventi, il valore dei CB è stato in grado di coprire solo una piccola parte dell’investimento,

risultando inferiore all’incentivo garantito da meccanismi alternativi (detrazioni fiscali) (sezione III).

L’incapacità del meccanismo dei TEE di promuovere investimenti strutturali è riconducibile alla

presenza di barriere economico-finanziarie, quali: livello dell’incentivo non paragonabile agli

incentivi riconosciuti alle rinnovabili elettriche; valutazione dei progetti con un maggiore fattore di

rischio rispetto a progetti FER da parte degli istituti di credito; rateizzazione nel rilascio dei CB

monetizzabili in futuro ad un prezzo soggetto ad incertezza economica e regolatoria; modalità e tempi

di rimborso penalizzanti (sezione IV).

Una seconda problematica riguarda l’incertezza della regolazione riscontrata soprattutto nelle

valutazioni a consuntivo e riconducibile all’applicazione del criterio di addizionalità. La mancata

specificazione di una chiara soglia di addizionalità può, infatti, creare incertezza in merito a quali

progetti abbiano diritto a ricevere TEE e in quale quantità. Aspetto che rischia di accrescere le

procedure e le tempistiche di approvazione (sezione IV).

Rischi relativi alla fissazione della soglia di addizionalità consistono nel finanziare risparmi energetici

che non sono addizionali (errore II° tipo) o nel non certificare risparmi energetici che sono addizionali

(errore del I° tipo). L’applicazione rigida del criterio di addizionalità ha causato una mancata

contabilizzazione di significativi risparmi energetici (50-65% per motori elettrici e 60-80% per pompe

di calore) (sezione IV).

Il rapporto ha analizzato i risultati conseguiti nel meccanismo francese e britannico e le relative

ragioni del successo. Il meccanismo francese ha promosso interventi nell’ambito termico (66%) e una

maggiore diversificazione degli interventi. In Francia i risparmi energetici sono stati diffusi e ottenuti

grazie ad una pluralità di schede. Inoltre, il meccanismo francese è riuscito a promuovere interventi

maggiormente strutturali (sezione V).

La principale ragione di successo del meccanismo francese è riconducibile all’aver adottato il CUMAC

come metodo di contabilizzazione dei risparmi, in quanto permette all’investitore di ricevere subito

l’intero ammontare cumulato e attualizzato di tutti i CB che il progetto genererà. Inoltre il meccanismo

dei CB ha riconosciuto un maggior numero di CB rispetto al sistema italiano, grazie ad una meno

rigida applicazione del criterio di addizionalità e ad un riconoscimento di CB per un periodo più lungo

(pre-TAU). Tali risultati sono stati anche conseguiti grazie alla maggiore presenza di schede standard

che offrono all’investitore certezza di tempi e ritorni economici (sezione V).

Lo schema britannico ha fissato obiettivi di riduzione misurati non in tep evitate, ma in CO2 evitata.

Infatti, in una logica di integrazione e coordinamento tra politiche energetiche e climatiche europee e

nazionali, il meccanismo è rivolto a ridurre le emissioni nei settori non inclusi nell’ETS, principalmente

nel settore residenziale. Il 64% del target è stato conseguito attraverso interventi di isolamento

termico. Le ragioni del successo del modello britannico sono riassumibili nel: rilascio cumulato dei titoli

che ne favorisce una maggiore disponibilità; promozione di interventi presso le fasce più povere di

utenti (priority group) (sezione V).

Lo studio procede ad analizzare la coerenza tra lo strumento dei TEE e gli obiettivi al 2020.

Nell’ambito dei target al 2020, l’efficienza energetica è lo strumento cardine del Pacchetto Clima-

Energia con un effetto moltiplicatore in quanto permette di accrescere il peso percentuale dei consumi

coperti da rinnovabili e di ridurre le emissioni. Per perseguire gli obiettivi di riduzione emissiva nei


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settori non-ETS sarà necessario riformare il meccanismo dei titoli di efficienza energetica, estendendo

gli obiettivi a una terza fase 2013-2020 e a nuovi settori. Tale riforma è prioritaria (sezione VI).

L’efficienza energetica è la variabile più lontana dal target al 2020, tale da richiedere una direttiva per

rendere vincolanti gli obiettivi e per promuovere maggiori strumenti e interventi in merito. Nonostante

il ruolo chiave dell’efficienza energetica, il meccanismo dei TEE non è pienamente adeguato al ruolo

cardine dell’efficienza energetica e risulta sottodimensionato rispetto ad altri strumenti incentivanti

adottati in Italia a favore di rinnovabili con effetti economici ed energetici non altrettanto positivi

(sezione VI).

L’inefficienza della regolazione è aggravata dalla mancanza di coordinamento tra politiche energetiche

e climatiche che ha portato alla sovrapposizione di strumenti su aree e settori che risultano a tutti gli

effetti sovra-regolati (settore elettrico) e alla mancata copertura di settori su cui sarà necessario

intervenire maggiormente (trasporti, residenziale, edilizia pubblica). La sovrapposizione di strumenti

per l’efficienza energetica rischia inoltre di erodere la futura efficacia del meccanismo dei TEE. Si stima

che i futuri regimi di sostegno alla cogenerazione ad alto rendimento (CAR) ed alle rinnovabili termiche

avranno come effetto la potenziale “cannibalizzazione” dei risparmi annui mediamente certificati

(sezione VI).

Per migliorare l’efficacia della strategia energetica e ambientale nazionale sarà necessario: 1)

assicurare un maggiore coordinamento tra gli strumenti definiti per perseguire target; 2) promuovere

un’allocazione efficiente delle risorse investendo in quei settori che, a parità di incentivo, assicurino i

maggiori benefici energetici ed ambientali. L’applicazione di questi criteri richiede di fissare i relativi

obiettivi futuri nell’ambito del meccanismo dei CB (tep/evitate) e le relative aree di copertura

tenendo presente le seguenti indicazioni:

o il meccanismo dei TEE dovrebbe essere utilizzato come uno strumento complementare all’ETS per

promuovere la riduzione di emissioni nei settori non-ETS, la cui responsabilità giuridica e

finanziaria ricade direttamente sugli governi nazionali. I futuri obblighi dovrebbero essere estesi

al settore dei trasporti e dell’extra-rete, come già avviene nello schema francese, oltre che a

focalizzarsi sui consumi termici nel residenziale e nell’edilizia pubblica. Gli obiettivi dovrebbero

essere invece ridimensionati per il settore elettrico, già soggetto ad ETS (sezione VI).

o è necessario che gli obiettivi al 2020 vengano decurtati di un ammontare proporzionale alle

riduzioni dei consumi energetici che saranno sottratti dal meccanismo dei TEE da strumenti

concorrenti o da strumenti potenzialmente cumulabili, come le detrazioni fiscali del 55%, ma il cui

potenziale di generazione di TEE in passato è andato perso (sezione VI).

o è opportuno che i CB ritirati direttamente e che quindi non si rendono disponibili per

l’annullamento degli obblighi vengano utilizzati per abbassare gli obiettivi dei Distributori in

maniera proporzionale (sezione VI).

o è necessario adeguare il meccanismo dei TEE ai relativi obiettivi attraverso un appropriato livello

di incentivazione. Questo richiede una razionalizzazione e progressiva convergenza tra i livelli di

incentivazione dei diversi strumenti a supporto di rinnovabili ed efficienza energetica (sezione VI).

In merito all'introduzione di interventi di efficienza energetica da parte del gestore della

distribuzione gas nell'ambito delle nuove gare di affidamento del servizio si rilevano alcune

specifiche criticità:

La possibilità di offrire interventi addizionali rispetto alle difficoltà di copertura degli obblighi di base.

L'erosione dei TEE portato dall’introduzione di incentivazioni agli interventi di piccole dimensioni sia

per la produzione di energia termica (CET) sia per miglioramento dell’efficienza energetica

Il mancato coordinamento normativo nell'aver introdotto l'anticipazione all'Ente locale del valore dei

TEE relativi agli interventi per cui il distributore si è impegnato in sede di gara per l'anno di

riferimento.


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Il meccanismo contenuto nel DM presenta elementi di indeterminatezza riguardo il trattamento

economico dei certificati addizionali soggetti al rimborso tariffario.

La necessità di definire anticipatamente le scelte di investimento da effettuare e le schede tecniche

con cui intervenire, rendono le tempistiche richieste difficili da conciliare rispetto alle conoscenze del

distributore

Può nascere un problema di conciliabilità temporale tra impegno da assumersi per l'intera durata della

concessione (12 anni) e definizione degli obblighi (3-5 anni). Il tutto in mancanza di una stabilità del

quadro normativo rispetto agli sviluppi del meccanismo dei TEE (sezione VI)

Il rapporto individua infine alcune proposte di policy alternative tese a risolvere futuri rischi di

scarsità dell’offerta di TEE (sezione VII).

Soluzione di prezzo Una situazione di scarsità dell’offerta può essere risolta in una logica di mercato

e senza un intervento diretto della regolazione lasciando che i meccanismi di domanda e offerta

favoriscano un aggiustamento graduale dei prezzi che, aumentando la redditività dell’efficienza

energetica, renderà conveniente intraprendere nuovi interventi che ai prezzi correnti non risultano

ancora remunerativi. Tale soluzione di prezzo deve però essere accompagnata da due decisioni

accessorie: 1) allineare il contributo tariffario ai prezzi dei titoli scambiati in borsa per evitare

la generazione di rendite ingiustificate o l’imposizione di costi eccessivi non direttamente imputabili al

comportamento dei distributori. Dal momento che l’allineamento tra prezzi e contributo ha

ripercussioni in bolletta è necessario garantire un corretto funzionamento del mercato, assicurando

che il prezzo rifletta il costo degli interventi e non sia soggetto a comportamenti speculativi 2)

riaffermare la possibilità di recuperare il 40% della quota dell’ obiettivo in un arco di tempo

più esteso, in linea con quanto previsto dalla Direttiva sull’efficienza energetica. L’onere di perseguire

il 60% dell’obbligo nel medesimo anno in cui è stato imposto dovrebbe invece essere mantenuto al

fine di sostenere la domanda nel breve periodo, riducendo la volatilità di prezzo (sezione VII).

Price floor e price cap Tale soluzione prevede un maggiore intervento della regolazione in uno

strumento di mercato e dovrebbe pertanto intendersi come un second-best. La creazione di un

corridoio di prezzo può tuttavia avere effetti positivi sia dal lato del monitoraggio dei costi (CAP) sia

dal lato di promozione degli investimenti (FLOOR). Tale corridoio non assicura però che la

remunerazione dell’intervento sia adeguata a promuovere un’offerta di TEE sufficiente a coprire i

relativi obblighi. Si potrebbe perciò introdurre un meccanismo di revisione biennale dei valori di CAP &

FLOOR. Alternativamente ci si potrebbe limitare a definire un price floor, evitando di porre un limite

superiore all’andamento dei prezzi. (sezione VII).

Generazione automatica di titoli si propone di attribuire ad un soggetto istituzionale la possibilità di

generare automaticamente TEE fino ad un ammontare massimo pari ai risparmi aggiuntivi

effettivamente conseguiti e non rendicontati nel meccanismo dei TEE perché perseguiti attraverso altri

strumenti incentivati. Il ricorso a tale meccanismo dovrebbe essere limitato ai casi di mercato corto e

scarsità strutturale dell’offerta di titoli. La vendita diretta di TEE da parte di un’istituzione pubblica può

permettere di raccogliere capitali che dovrebbero andare a costituire un fondo rotativo per

l’efficienza energetica riservato a finanziare progetti nell’edilizia pubblica (sezione VII).

Borrowing e vendita di ultima istanza Una situazione di scarsità di titoli potrebbe inoltre essere

risolta affiancando al banking l’opzione simmetrica di borrowing, attraverso la creazione di TEE

finanziari (TEEF). A tale scopo è necessario individuare un’istituzione pubblica centralizzata capace di

gestire in maniera più efficiente la messa in circolazione di TEEF, evitando rischi di speculazione e

garantendo che all’ammontare di TEEF anticipati corrisponda un’equivalente riduzione futura di tep. La

creazione artificiale di TEEF rischia però di creare problemi di contabilizzazione e rischia di indurre un

incremento artificiale dell’offerta che potrebbe ridurre il valore di mercato dei TEE. Per questo il

borrowing dovrebbe essere considerata una soluzione straordinaria finalizzata a bilanciare il mercato

solamente in situazioni limite di scarsità strutturale dell’offerta. Questo meccanismo non dovrebbe

sostituirsi al mercato (sezione VII).


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Proposte di policy per la rimozione di barriere finanziarie e regolatorie un miglioramento della

regolazione capace di rimuovere le barriere esistenti favorirà una crescita nella generazione di

permessi ad un minor prezzo di mercato. Pertanto presentiamo una pluralità di proposte di policy che

favoriranno una crescita dell’offerta attraverso la rimozione delle barriere esistenti (sezione VII).

Cumulabilità e attualizzazione dei TEE il rilascio dilazionato dei TEE determina una barriera

finanziaria: all’investimento iniziale il cui costo è certo, corrisponde un ritorno economico incerto,

valutato con un maggiore fattore di rischio che accresce il costo del capitale e la difficoltà ad ottenere

prestiti. Si propone di mutuare dal modello francese e britannico il meccanismo di contabilizzazione e

rilascio anticipato dell’intero ammontare di certificati generabili da un progetto al momento della sua

approvazione. Il rilascio upfront può costituire una maggiore garanzia per gli istituti bancari,

facilitando l’accesso al credito e investimenti più strutturali (sezione VII).

Modalità e tempi di rimborso e di approvazione Una maggiore frequenza di consegna dei TEE e

relativa monetizzazione dei certificati tramite rimborso tariffario permetterebbe di ridurre la

immobilizzazione finanziaria. La maggiore periodicità dei tempi di consegna dovrebbe essere

accompagnata con una riduzione delle tempistiche dei TEE annullati ai soggetti obbligati in un tempo

conosciuto e ragionevole, ad esempio entro 30-60 giorni (sezione VII).

Adeguamento del criterio addizionalità si ritiene opportuno procedere ad una uniformazione

dell’applicazione del criterio di addizionalità tra i vari meccanismi di TEE in Europa, rendendo

l’applicazione meno rigida in Italia. È inoltre opportuno definire criteri chiari per le procedure,

tempistiche e risparmi energetici riconoscibili a diverse tipologie di progetto, ad esempio attraverso la

pubblicazione di linee guida e benchmark di riferimento presi da interventi già approvati a consuntivo.

Da qui la possibilità di creare un database pubblico ove riscontrare le metodologie di valutazione

adottate e relativi parametri utilizzati per interventi già approvati. La condivisione di metodologie,

criteri e procedure renderebbe "generalizzabile" e riproducibile da parte di tutti i soggetti interessati gli

interventi già approvati, riducendo l’incertezza relativa a questa modalità di valutazione; aumentando

l'efficienza del sistema; favorendo i processi decisionali attraverso strumenti chiari e non

discriminatori. Qualora non si riesca ad accrescere la trasparenza e il livello di informazione relativo

alle modalità di applicazione del criterio di addizionalità, bisognerebbe in ultima istanza valutare la

possibilità di eliminare tale criterio (sezione VII).

Ampliamento delle schede standard L’ampliamento delle schede standard assicura certezza

riguardo le procedure, le tempistiche e l’ammontare di titoli generabili da un intervento. Riteniamo

utile ampliare il numero di schede standard anche ad interventi sulle reti (idriche, gas, elettriche) così

da incentivare un ruolo più attivo nella generazione di titoli anche da parte dei distributori. Inoltre si

potrebbe direttamente mutuare e tradurre dal meccanismo francese 32 schede non presenti in Italia

che in Francia hanno permesso di conseguire il 14% dei risparmi (sezione VII).

Generazione TEE dei progetti frammentati per accrescere la contabilizzazione e l’accumulazione di

TEE generati da progetti che, presi singolarmente, non avrebbero diritto a ricevere TEE si propone di

favorire maggiori sinergie tra enti locali e distributori o SSE presenti nel territorio; di configurare gli

enti locali come utenti finali e quindi fruitori degli investimenti in efficienza energetica o costituendosi

come nuove SSE in modo da poter accedere direttamente al mercato dei TEE oppure affidandosi a SSE

per la gestione dell’asset di titoli (sezione VII).


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SINTESI E PRINCIPALI CONCLUSIONI DEL RAPPORTO

SEZIONE I – Obiettivo del rapporto

Il presente rapporto analizza il funzionamento del meccanismo nazionale dei TEE, per evidenziare quali

siano le cause alla base delle criticità emerse. Questa analisi è propedeutica alla definizione di alcune

proposte di policy che, intervenendo sul design istituzionale del meccanismo, ne migliorino il

funzionamento al fine di promuovere maggiori risultati futuri. La valorizzazione del mercato dei TEE è

infatti una condizione necessaria a promuovere non solo un ruolo attivo dei distributori energetici e

delle Società di Servizi Energetici (SSE) nella generazione di titoli, ma anche a garantire il

perseguimento dei target emissivi ed energetici in maniera efficace.

Per sviluppare tale rapporto RIE ha condotto un’indagine campionaria presso i distributori obbligati. Il

campione analizzato copre più del 75% degli obblighi complessivi nazionali. L’esito dei questionari

sottoposti ai distributori è stato tenuto in considerazione nell’analisi delle criticità del meccanismo dei

TEE e nella definizione delle proposte di policy.

SEZIONE II – Normativa e Governance del meccanismo dei TEE

Il meccanismo dei TEE quale strumento di "mercato" per favorire l'efficienza energetica ha mostrato,

fin dalla sua implementazione, una difficoltà di gestione che vede nella governance del sistema un

limite strutturale. Si pensi che il meccanismo introdotto legislativamente nel 1999 ha atteso il 2005

per essere effettivamente reso operativo dalle istituzioni preposte. Un iter che non ha escluso nuovi

interventi strutturali nel 2007 e poi nel 2008. Si è inoltre giunti ad un ulteriore intervento all'inizio del

2011 definito di razionalizzazione del sistema con una serie di nuovi atti in itinere. Infine ad oggi, nel

secondo semestre del 2012, gli operatori restano in attesa della definizione degli obiettivi per gli anni

dal 2013 e successivi. Appare inoltre possibile enunciare un’incertezza che grava sulla stessa

prosecuzione del meccanismo, trovando analogie con l'iter seguito da un altro meccanismo di mercato

per favorire le fonti rinnovabili ovvero quello dei certificati verdi (sezione II).

Gli interventi legislativi succedutisi hanno riguardato il framework del meccanismo e non

aggiustamenti e/o limature operative per migliorare la struttura sottostante. Interventi che hanno

riguardato la domanda di TEE (revisione degli obblighi da assolvere e tipologia di soggetti obbligati),

l'offerta (soggetti in grado di ricevere e commercializzare i TEE), i prezzi (contributo tariffario e prezzi

di mercato) (sezione II).

Una prima criticità per il meccanismo dei TEE è l’incertezza normativa che contravviene alle

caratteristiche di chiarezza, trasparenza e determinatezza necessarie agli operatori per poter svolgere

la propria attività in un quadro di regole stabili che permettano di valorizzare le capacità operative e di

riconoscere il valore aggiunto di alcuni operatori a discapito di soggetti meno attivi e con minori

capacità di assunzione del rischio previsto dal settore (sezione II).

In particolare per gli operatori diventa una necessità poter accedere a informazioni di tipo pubblico

chiare e trasparenti sia per poter effettuare le proprie scelte strategiche sia per poter accedere al

credito e al finanziamento privato. In questo senso una barriera della governance appare essere la

mancanza di un database pubblico ove poter riscontrare le metodologie di valutazione a consuntivo

adottate ed i parametri utilizzati. Dove, in altre parole, poter attingere informazioni e conoscenza

rispetto alle tipologie di interventi approvati per l'ottenimento dei TEE. Il database, se sviluppato in

forma anonima ed in maniera non lesiva degli interessi economici degli operatori, può essere uno

strumento per favorire l'assunzione dei medesimi interventi da parte di altri soggetti. Ovvero poter

sviluppare un volano che possa accrescere l'efficienza del sistema, attraverso la messa a fattore


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comune della conoscenza già sviluppata e favorire in tal modo i processi decisionali attraverso

strumenti definiti, chiari, oggettivi e non discriminatori (sezione II).

Un'altra criticità che si può evidenziare risulta l'alta difficoltà di coordinamento tra i numerosi soggetti

coinvolti nel processo decisionale di indirizzo, gestione, controllo e messa in opera del meccanismo. I

soggetti, a vario modo interessati dalla normativa primaria, risultano: MSE, MATTS, MPAAF,

Conferenza unificata, AEEG, GSE, GME, ENEA -UTEE, RSE, Regioni ed Enti locali. Si pensi pertanto

solo ai tempi necessari per uniformare tra di essi un sistema informatico che permetta il monitoraggio

quanto più possibile in "real time" delle ricadute economiche degli indirizzi previsti (sezione II).

Altre specifiche criticità sono di seguito enunciate:

a. difficoltà di conciliare il contributo tariffario riconosciuto ai distributori con il prezzo dei TEE sul

mercato

b. difficoltà per i distributori ad operare nell'offerta di TEE

c. ampie differenze nell'operatività delle SEE tra zone del Paese

d. cannibalizzazione dei TEE da parte di altri meccanismi di incentivazione.

e. carenza di offerta dei permessi su cui incombono le conseguenze di alcuni provvedimenti adottati

nel 2011 o in fase di implementazione (introduzione del coefficiente tau - del. AEEG EEN 9/11;

allargamento del rilascio dei permessi alla CAR, definizione del conto energia termico secondo d.lgs.

28/'11).

Al fine di permettere l'emissione di TEE attualmente carente, è possibile il riconoscimento di questi a

interventi che non ne hanno finora permesso la generazione e non considerati nel PAEE 2011. Questa

scelta permetterebbe la certificazione di risparmi avvenuti e non teorici o spostati in epoche future,

senza aggravio di costo per i consumatori e con effetto calmiere sui prezzi di mercato (sezione II).

Più in generale torna il nodo gordiano della "governance" di indirizzo, ovvero se si vuol strutturare un

sistema in cui siano lasciate libere di agire le forze di mercato o si voglia indirizzare il sistema a tal

punto da "ingessare" l'operatività degli "animal spirits". Questione altamente "spinosa" che rimanda

alla ricerca dell'equilibrio da costruirsi sul concetto dei c.d. "fallimenti del mercato". Le conseguenze

prettamente economiche si riflettono sul livello, inteso come limite, della spesa pubblica da

riconoscere sotto forma di incentivi e più in generale di costi da sostenere per la collettività (sezione

II).

Nell’attuale contesto economico ed energetico diventa quindi fondamentale adottare una strategia

attiva volta a cogliere le opportunità derivanti dal meccanismo di efficienza energetica, quali l’ingresso

in nuove aree di business e diversificazione e ampliamento dell’attività economica.

Elemento fondamentale per incentivare questi comportamenti è però la certezza normativa e la

chiarezza delle regole nel lungo periodo. Nonostante il decreto 28/2011 preveda l’estensione del

meccanismo a una nuova fase post-2012; nonostante il PNR 2012 individui nell’allegato IV la necessità

di estendere il meccanismo dei TEE fino al 2020 e nonostante l’efficienza energetica venga individuata

in Europa come la strategia più efficiente per perseguire gli obiettivi ambientali ed energetici al 2020,

al punto da renderla vincolante tramite una nuova Direttiva, attualmente non sono stati specificati

obiettivi per il periodo post-2012. Questa incertezza normativa è un chiaro deterrente a intraprendere

un ruolo attivo ed ha un impatto negativo sulle strategie degli operatori, disincentivandoli ad

intraprendere investimenti strutturali.


12

SEZIONE III - Analisi critica dell’andamento mercato dei TEE e risultati conseguiti

Il meccanismo dei TEE ha promosso un risparmio di tep che è cresciuto costantemente negli anni.

Tuttavia, a partire dall’anno d’obbligo 2008, il numero di titoli generati ogni anno è risultato

sistematicamente inferiore ai relativi obblighi annuali, cresciuti ad un tasso maggiore.

Grazie alla possibilità di ricorrere al banking, di posticipare l’adempimento del 40% dell’obbligo, e alla

successiva introduzione del coefficiente TAU, che, nell’ultimo anno, ha permesso un incremento dei

titoli emessi, per ogni anno l’offerta di titoli è potenzialmente in grado di coprire i relativi obblighi.

Tuttavia, nel bilanciare domanda e offerta, il mercato dei TEE ha mostrato un equilibrio precario e

un’incertezza relativa all’adeguatezza dello strumento rispetto agli obblighi esistenti e futuri (sezione

III).

Nonostante al maggio 2012 l’offerta cumulata di TEE risulti potenzialmente capace di coprire la

domanda, il mercato non è in grado di assicurare un pieno adempimento ai relativi obblighi. Non

possiamo infatti escludere la possibilità che parte dei distributori possegga titoli in misura superiore ai

propri obblighi per assicurarsi contro una possibile futura scarsità di permessi, o che parte dei

venditori adotti comportamenti strategici di trattenuta dell’offerta.

In sintesi, il mercato dei TEE continua a mostrare un equilibrio precario e un’incertezza relativa

all’effettiva adeguatezza dello strumento TEE rispetto agli obblighi esistenti ed a quelli futuri.

La crescente scarsità dell’offerta ha causato un aumento dei prezzi di borsa oltre la soglia dei 100€/tep

nel 2012, livello superiore al contributo tariffario corrisposto ai distributori, causando un progressivo

annullamento delle rendite conseguite nei primi anni fino a generare un margine negativo per i

distributori, stimati per l’anno 2011 pari a 45 mln €.

L’origine di questo problema è imputabile alla divergenza strutturale tra contributo -fissato in via

amministrativa- e prezzo dei TEE che invece varia in funzione dei fondamentali di mercato. Per

evitare che in futuro il meccanismo dei TEE generi nuovi guadagni o margini negativi derivanti da una

situazione di mercato di cui i distributori non hanno pieno controllo, si propone una revisione del

criterio di calcolo del contributo tariffario, assicurandone una progressiva convergenza con il prezzo.

Soggetti attivi sul mercato tipologia di interventi

Le SSE hanno sempre generato oltre il 50% dell’offerta di TEE, con un peso percentuale cresciuto da

64,6% nel maggio 2006 fino a 81,6% a fine 2011. La consolidazione di queste società che hanno colto

le opportunità di sviluppo, sopperendo alle difficoltà dei distributori di attuare direttamente gli

interventi (a causa dei limiti nelle attività post-contatore), costituisce uno dei risultati più significativi

del meccanismo dei TEE.

Il numero di TEE generati direttamente dai distributori obbligati è cresciuto nel tempo, ma il relativo

peso percentuale dei TEE generati è invece diminuito. Questo dato in controtendenza evidenzia le

difficoltà che, con il passare degli anni, i distributori hanno incontrato nel coprire internamente i propri

obblighi. Difficoltà imputabili, dal lato domanda, alla crescita degli obblighi e, dal lato offerta,

all’esaurirsi progressivo di quegli interventi che permettevano ai distributori di generare TEE senza un

contatto diretto con i consumatori finali.

I distributori hanno in realtà avuto un comportamento meno “passivo” rispetto a quanto emergerebbe

dall’analisi dei dati aggregati. I risultati dell’indagine campionaria condotta da RIE rivela che il

meccanismo dei TEE ha indotto i distributori a ripensare in parte il proprio modello organizzativo. La

maggioranza dei soggetti intervistati si è dotata all’intero del medesimo gruppo industriale di SSE

affiliate che hanno coperto una percentuale degli obblighi dei distributori.

Alcune società hanno infatti saputo anticipare e cogliere le opportunità offerte dal meccanismo dei

TEE, adottando un ruolo molto attivo nella generazione diretta e indiretta di titoli. Queste società

hanno saputo coprire internamente direttamente oltre il 50% del proprio obbligo anche negli ultimi


13

anni. Casi di eccellenza sono rappresentati da due società che hanno sempre coperto il 100% dei

propri obblighi internamente, e altre tre società che fino al 2009 hanno rispettivamente generato

internamente il 76% e il 92% e il 96% dei propri obblighi nel 2009 e il 58% e 55% e 93% nel 2010.

Tipologia di interventi

La maggioranza dei risparmi energetici è stata conseguita grazie ad interventi nei consumi elettrici nel

settore civile, limitatamente a poche tecnologie per cui sono state elaborate apposite schede standard

e caratterizzate da un’elevatissima numerosità di UFR con un basso risparmio energetico unitario. I

risparmi energetici conseguiti nel settore civile sono aumentati dallo 0,43% nel 2006 al 4,6% dei

consumi nel 2010. Tale aumento percentuale è avvenuto nonostante la crescita dei consumi energetici

nel settore.

Il meccanismo dei TEE ha invece promosso limitati risparmi energetici nel settore industriale, cresciuti

dallo 0,04% ad appena l’1,72% dei consumi energetici industriali. Crescita alquanto modesta e in

parte imputabile al calo dei consumi energetici nell’industria.

In sostanza, il meccanismo dei TEE ha prevalentemente premiato interventi alquanto semplici e di

piccole dimensioni, che richiedono un limitato capitale iniziale di investimento, brevi tempi di ritorno, e

che generano ridotti risparmi unitari. Il meccanismo dei TEE non ha invece saputo promuovere la

diffusione di interventi più strutturali, che richiedono un maggiore investimento iniziale, ma che

consentono un maggiore risparmio per UFR. Per questi interventi, il valore dei CB è stato in grado di

coprire solo una piccola parte dell’investimento richiesto ed il contributo riconosciuto è risultato

nettamente inferiore a quello garantito da meccanismi alternativi di incentivazione. Di conseguenza, il

ritorno economico generato dal meccanismo dei TEE non è risultato una variabile determinante per le

decisioni di investimento.

Sovrapposizione tra strumenti per l’efficienza energetica: cannibalizzazione e cumulabilità

Nuove disposizioni normative hanno creato molteplici strumenti di incentivazione dell’efficienza

energetica che sono andati in parte a sovrapporsi ed in parte a concorrere con il meccanismo dei CB

erodendone il campo di applicazione e diminuendo l’offerta di TEE disponibili sul mercato. Fino ad oggi

il rischio di cannibalizzazione tra CB e altre misure per l’efficienza energetica è risultato limitato.

Tuttavia, l’approvazione del decreto sulla cogenerazione ad alto rendimento e soprattutto la futura

approvazione del conto energia termico rischiano di aumentare significativamente questo rischio, con

possibili conseguenti ripercussioni sull’offerta di TEE disponibili sul mercato.

Sebbene per alcuni strumenti (detrazioni fiscali) sia prevista la cumulabilità con il meccanismo dei CB,

gli investitori non hanno sfruttato appieno questa potenzialità, privilegiando sistemi incentivanti di più

semplice gestione e capaci di garantire una sufficiente remunerazione dell’investimento. La

frammentazione del mercato e le restrizioni sui soggetti abilitati hanno, infatti, fatto perdere circa il

60% del potenziale di TEE nell’edilizia e nel riscaldamento domestico.

Da un confronto tra detrazioni fiscali e CB emerge che, mentre il primo strumento consente una copertura del 55% del costo sostenuto, il meccanismo dei CB assicura un incentivo decisamente più basso, in grado di coprire nel migliore dei casi il 19% dei costi. È da evidenziare, inoltre, che a

differenza dei CB le detrazioni fiscali non riconoscono un incentivo proporzionale al quantitativo di

risparmi conseguiti (ma al costo dell’intervento) e non prevedono il criterio di addizionalità, applicato invece rigidamente nel contesto dei TEE.


14

SEZIONE IV - Valutazione delle barriere

L’incapacità del meccanismo dei TEE di promuovere investimenti strutturali è riconducibile alla

presenza di barriere finanziarie. Le SSE, che mediamente dispongono di limitati capitali propri,

hanno anche riscontrato difficoltà di accesso al credito.

Livello dell’incentivo: Istituti di credito che negli ultimi anni hanno finanziato lo sviluppo del

fotovoltaico non hanno mostrato la stessa propensione a finanziare progetti in efficienza energetica

che, agli attuali prezzi di mercato dei TEE, generano un ritorno economico decisamente più basso e

non paragonabile agli incentivi riconosciuti alle rinnovabili elettriche.

Informazione imperfetta: sebbene molti studi dimostrino che la riduzione della CO2 possa avvenire

a minori costi grazie ad interventi di efficienza energetica piuttosto che incrementando le rinnovabili

(McKinsey 2011, ENEA 2010), le banche tendono a valutare il ritorno economico di un investimento in

efficienza energetica con un maggiore fattore di rischio rispetto a progetti FER anche perché il

beneficio economico derivante dal risparmio energetico è misurabile in termini di riduzione di un costo,

voce non sempre chiara e quindi percepita come maggiormente rischiosa rispetto ad un ricavo certo

generabile da un aumento delle entrate, come ad esempio assicura il conto energia.

Rateizzazione nel rilascio dei CB: Il rilascio dilazionato dei TEE con cadenza trimestrale durante il

corso della vita tecnica del progetto determina una barriera finanziaria non solo perché i ritorni

economici vengono dilazionati nel tempo, ma soprattutto perché, a fronte di un investimento iniziale il

cui costo è certo, corrisponde un ritorno economico incerto. I CB rilasciati nel corso della vita tecnica

del progetto potranno infatti essere venduti solo in futuro ad un prezzo che non è noto a priori, e

quindi soggetto ad incertezza economica e regolatoria.

Modalità e tempi di rimborso: All’unica scadenza annuale per la consegna dei TEE ai fini di

adempimento degli obblighi corrisponde un unico momento annuale per la riscossione del corrispettivo

rimborso tariffario. Il congelamento del rimborso per un periodo generalmente non inferiore a 16 mesi

dall’approvazione del progetto può rappresentare una barriera economica e limitare le capacità di

investimento.

Una seconda problematica riguarda l’incertezza della regolazione riscontrata soprattutto nelle

valutazioni a consuntivo e riconducibile all’applicazione del criterio di addizionalità. La mancata

specificazione di una chiara soglia di addizionalità può infatti creare incertezza in merito a quali

progetti abbiano diritto a ricevere TEE e in quale quantità. Aspetto che rischia di accrescere le

procedure e le tempistiche di approvazione.

Un rischio relativo alla fissazione della soglia di addizionalità consiste nel finanziare risparmi

energetici che non sono addizionali (errore II° tipo). I CB non si sono rivelati una variabile sempre

determinante nel definire i business plan di investimento in progetti maggiormente strutturali,

andando a finanziare interventi che sono stati effettuati per ragioni non interamente riconducibili al

meccanismo dei TEE (fine della vita utile dell’impianto etc.), e non risultando invece sufficienti a

sostenere economicamente progetti addizionali che in assenza del meccanismo non si effettuerebbero

o ad accelerare l’attuazione di interventi che si farebbero solo a fine della vita utile della tecnologia.

Un ulteriore rischio relativo alla fissazione di una soglia di addizionalità consiste nel non certificare

risparmi energetici che sono genuini ed effettivamente addizionali (errore del I° tipo).

Dall’analisi del meccanismo dei TEE emerge come il vero incentivo all’adozione delle tecnologie più

efficienti possa essere fornito solamente da un prezzo dei TEE adeguato, mentre esso non può essere

imposto né indotto dalla fissazione di criteri di addizionalità stringenti che, al contrario, rischiano solo

di limitare le quantità di tep risparmiabili attraverso investimenti più modesti, ma conveniente anche

con prezzi di mercato inferiori.

Alla luce di queste inefficienze il rapporto ha analizzato e stimato i potenziali di risparmio energetico

perso a causa dell’applicazione del criterio di addizionalità per alcuni casi studio: i motori elettrici e le

pompe di calore per la produzione di acqua calda sanitaria e per il riscaldamento dei locali. Nel caso


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dei motori elettrici (Scheda 11T) il risparmio non contabilizzato si aggira tra il 50% e il 65% del

complessivo potenziale di risparmio stimato dagli interventi di sostituzione di motori elettrici esistenti

con altri maggiormente efficienti (la percentuale varia a seconda della taglia). Nel caso delle pompe di

calore (Schede 27T e 15T), tale “perdita” è ancora più marcata e compresa tra il 60% e l’80%. Inoltre,

nel caso di utilizzo delle schede 15T e 27T si incorre nell’ostacolo riguardante il raggiungimento della

dimensione minima di progetto.

SEZIONE V - Le esperienze premianti all’estero

Lo schema francese ha portato a diversi e, per certi versi, più soddisfacenti risultati rispetto al

meccanismo italiano.

Mentre il meccanismo italiano ha premiato maggiormente gli interventi nel settore elettrico, realizzati

prevalentemente ricorrendo a una scheda (CFL 67% dei risparmi conseguiti), il meccanismo francese

ha promosso maggiormente interventi nell’ambito termico (66%), andando a ridurre le emissioni

relative al settore residenziale non-ETS, la cui responsabilità di riduzione ricade direttamente sullo

Stato.

Mentre in Italia i risparmi energetici sono stati conseguiti tramite una tipologia molto circoscritta di

interventi, in Francia i risparmi energetici sono stati maggiormente diffusi e ottenuti grazie ad una

pluralità di schede. Infatti mentre in Italia l’80% dei risparmi stato ottenuto ricorrendo a due schede e

il 96% dei risparmi è stato conseguito tramite 7 schede, in Francia le 10 schede più utilizzate hanno

generato il 66% dei risparmi conseguiti tramite procedura standard, confermando che il meccanismo

francese ha saputo promuovere una maggiore diversificazione degli interventi.

Inoltre, mentre il meccanismo italiano ha promosso interventi non strutturali con tempi di ritorno brevi

e un capitale iniziale di investimento ridotto (CFL, EBF, RA), il meccanismo francese è riuscito a

promuovere interventi maggiormente strutturali, come progetti di coibentazione di edifici, isolamento

di tetti e finestre, installazione di caldaie e pompe di calore.


come metodo di contabilizzazione dei risparmi, e quindi di finanziamento dei progetti. Questa è una

differenza significativa perché permette all’investitore di ricevere subito, a fronte di un intervento in

EE, l’intero ammontare cumulato e attualizzato di tutti i CB che il progetto genererà durante la sua

intera vita tecnica.

Inoltre il meccanismo dei CB ha in media riconosciuto un maggior numero di CB rispetto al sistema

italiano, grazie ad una meno rigida applicazione del criterio di addizionalità e ad un riconoscimento di

CB per tutta la vita tecnica dell’intervento (che per certi casi può arrivare fino a 35 anni), quindi per

un periodo più lungo di quanto riconosciuto in Italia.

Tali risultati sono stati anche conseguiti grazie alla maggiore presenza di schede standard che offrono

all’investitore certezza di tempi e ritorni economici, un requisito fondamentale per l’accesso al credito.

Lo schema britannico ha fissato obiettivi di riduzione misurati non in tep evitate, ma in CO2 evitata.

Infatti, in una logica di integrazione e coordinamento tra politiche energetiche e climatiche europee e

nazionali, il meccanismo è rivolto a ridurre le emissioni nei settori non inclusi nell’EU ETS,

principalmente nel settore residenziale.

Il 64% dell’intero target è stato conseguito attraverso interventi di isolamento termico, mentre il 21%

delle riduzioni attuate dal principio sono imputabili a interventi sull’elettrico. A fronte di risparmi

nell’elettrico stimabili sull’ordine dei 5.000 KWh/anno sono corrisposti risparmi nel termico superiori a

25.000 KWh/anno

Tra le maggiori virtù del modello britannico che proponiamo di mutuare nel meccanismo nazionale dei

TEE troviamo:


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Il rilascio cumulato dei titoli (e non rateizzato) favorisce una maggiore disponibilità di titoli e quindi

una maggior garanzia per l’accesso al credito, accresciuta dal fatto che in UK non si applica alcun

tasso di decadimento o di attualizzazione che va a ridurre l’ammontare di titoli per progetto.

La maggior focalizzazione sui settori non-ETS. I maggiori interventi nel termico e non nell’elettrico

sono imputabili direttamente al design istituzionale del meccanismo, che ha anche promosso interventi

presso le fasce più povere di utenti (priority group) che, generalmente, hanno minori possibilità di

finanziamento diretto e vivono in abitazioni più obsolete che presentano le migliori potenzialità di

riduzione emissiva al minor costo.

SEZIONE VI - Efficienza Energetica Nel Post-2012: Obiettivi E Strumenti

Il ruolo dell’efficienza energetica deve essere contestualizzato in una dimensione europea nell’ambito

dei target energetici ed ambientali da perseguirsi entro il 2020. Tale contestualizzazione rivela come

l’efficienza energetica sia lo strumento cardine del Pacchetto Clima-Energia. Interventi in efficienza

energetica hanno infatti un effetto moltiplicatore, riuscendo ad accrescere simultaneamente il peso

percentuale di copertura dei consumi a mezzo di rinnovabili ed a ridurre le emissioni di anidride

carbonica. Efficienza energetica non è quindi solo obiettivo e target in sé, ma anche strumento

propedeutico al perseguimento degli altri due target, come confermano anche la strategia energetica

nazionale.

Già nell’Allegato IV al DEF 2012 il MATT è indicato chiaramente che per perseguire gli obiettivi di

riduzione emissiva nei settori non-ETS al 2020 sarà necessario promuovere l’efficienza energetica e, in

particolare, riformare il meccanismo dei titoli di efficienza energetica, estendendo gli obiettivi a una

terza fase 2013-2020 e a nuovi settori (quali i trasporti).

Tuttavia, l’efficienza energetica si è mostrata la variabile più lontana dal relativo obiettivo al 2020, tale

da richiedere una direttiva per rendere vincolanti gli obiettivi e per promuovere maggiori strumenti e

interventi in merito. Nonostante il ruolo chiave dell’efficienza energetica, l’analisi dei risultati

conseguiti dal meccanismo dei TEE e delle criticità riscontrate conferma come questo strumento non

risulti pienamente adeguato a promuovere gli interventi necessari a coprire i relativi obblighi, nonché

fortemente sottodimensionato rispetto ad altri strumenti adottati in Italia per promuovere tecnologie e

interventi con effetti indiretti (sul perseguimento dei target, ma anche su risvolti occupazioni e di

bilancia commerciale) non altrettanto positivi.

L’inefficienza sistemica della pluralità di incentivi creati per perseguire i target al 2020 è aggravata

dalla mancanza di coordinamento tra politiche energetiche e climatiche definite a livello nazionale ed

europeo che ha portato alla sovrapposizione di strumenti su aree e settori che risultano a tutti gli


intervenire maggiormente (trasporti, residenziale, edilizia pubblica).

La sovrapposizione di strumenti per l’efficienza energetica rischia inoltre di erodere la futura efficacia

del meccanismo dei TEE. Si stima che il nuovo regime di sostegno alla cogenerazione ad alto

rendimento (CAR) può causare una contrazione dei TEE disponibili sul mercato pari a 6,8% dell’offerta

complessiva, mentre il nuovo conto energia termico, può causare una contrazione dei TEE disponibili

sul mercato pari al 7,1% dell’offerta complessiva. Complessivamente quindi i due nuovi strumenti di

incentivazione (CAR e CET) avranno come effetto la potenziale “cannibalizzazione” del 14% dei

risparmi annui mediamente certificati.

Per migliorare l’efficacia della strategia energetica e ambientale nazionale sarà necessario: 1)

assicurare un maggiore coordinamento tra strumenti di politica economica definiti per perseguire

target per loro natura strettamente correlati, evitando inutili sovrapposizioni e assicurando una

copertura delle aree attualmente non propriamente regolate; 2) promuovere un’allocazione efficiente

delle risorse investendo in quei settori che, a parità di incentivo, assicurino i maggiori benefici

energetici ed ambientali.


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L’applicazione di questi criteri fondamentali per garantire l’efficienza della strategia energetica

nazionale richiede di fissare i relativi obiettivi futuri nell’ambito del meccanismo dei CB (tep

evitate) e le relative aree di copertura tenendo presente le seguenti indicazioni:

o Come avviene nel caso britannico, il meccanismo dei TEE dovrebbe essere utilizzato come uno

strumento complementare all’ETS europeo per promuovere la riduzione di emissioni nei settori

non-ETS, la cui responsabilità giuridica e finanziaria di adempimento ai relativi target ricade

direttamente sui governi nazionali. I futuri obblighi dovrebbero essere quindi estesi al settore

dei trasporti e dell’extra-rete, come già avviene nello schema francese, oltre che a focalizzarsi

sui consumi termici nel residenziale e nell’edilizia pubblica. Gli obiettivi dovrebbero essere

invece ridimensionati per il settore elettrico, già soggetto ad ETS.

o Per evitare una sovrapposizione tra strumenti è necessario che gli obiettivi al 2020 vengano

decurtati o progressivamente aggiustati in funzione all’ammontare di riduzione dei consumi

energetici che saranno sottratti dal meccanismo dei TEE da strumenti concorrenti, quali il conto

energia termico (CET) o l’incentivo diretto alla cogenerazione ad alto rendimento (CAR), o da

strumenti potenzialmente cumulabili, come le detrazioni fiscali del 55%, ma il cui potenziale di

generazione di TEE in passato è andato perso a causa della frammentazione degli interventi

effettuati presso soggetti non accreditati a ricevere TEE.

o In particolare, oltre alla definizione ex-ante di un target coerente con i diversi sistemi

incentivanti, si ritiene opportuno che i CB ritirati direttamente dal GSE e che quindi non si

rendono disponibili per l’annullamento degli obblighi vengano utilizzati per abbassare gli obiettivi

dei distributori in maniera proporzionale.

o Sempre in una logica di coordinamento tra politiche climatiche rivolte ai settori ETS e non-ETS,

sosteniamo che anche l’Italia, seguendo il modello britannico e la decisione già adottata in

Germania, dovrebbe al più presto sottrarre dall’ETS i piccoli impianti (come previsto dalla

Direttiva ETS 29/2009 - art. 27 su clausola opt-out), assoggettandoli a delle misure di efficienza

energetica che potrebbero essere certificate tramite il meccanismo dei TEE già in vigore, quindi

senza eccessivi costi amministrativi derivanti dall’adozione di una nuova misura in merito,

Inoltre, per ridare centralità all’efficienza energetica quale motore fondamentale di sviluppo del settore

energetico, sarà necessario adeguare il meccanismo dei TEE ai relativi obiettivi attraverso un

appropriato livello di incentivazione. Questo non richiede solo un adeguamento del contributo tariffario

al prezzo dei TEE di borsa, ma anche una razionalizzazione e progressiva convergenza tra i livelli di

incentivazione dei diversi strumenti a supporto di rinnovabili ed efficienza energetica che tuttora

presentano diversità troppo significative e ingiustificate. L’allocazione efficiente delle risorse pubbliche

o para-fiscali in interventi necessari a perseguire i target al 2020 richiede la promozione di un

approccio di neutralità tecnologica in cui, a fronte di un uguale incentivo tra diverse tecnologie,

sarà il mercato a dirigere i fondi verso quelle soluzioni che, a parità di investimento, garantiscano la

migliore performance energetica e ambientale.

In merito all'introduzione di interventi di efficienza energetica da parte del gestore della distribuzione

gas nell'ambito delle nuove gare di affidamento del servizio si rilevano alcune specifiche criticità:

la reale possibilità di offrire interventi addizionali rispetto alle evidenti difficoltà di copertura degli

obblighi di base.

l'effetto di erosione dei TEE portato dall’introduzione di incentivazioni agli interventi di piccole

dimensioni sia per la produzione di energia termica (CET) sia per miglioramento dell’efficienza

energetica realizzati successivamente al 31 dicembre 2012, dato che questo nuovo sistema di

incentivazione è concepito come sostitutivo e non come alternativo (con relativa possibilità di scelta da

parte degli operatori) rispetto ai TEE

il mancato coordinamento normativo nell'aver introdotto l'anticipazione all'Ente locale del valore dei

TEE relativi agli interventi per cui il distributore si è impegnato in sede di gara per l'anno di

riferimento. Nel caso il CET incentivi progetti sovrapponibili a quelli previsti dal citato decreto si


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assisterà a quella che appare come una nuova anomalia normativa. Infatti si pagheranno tramite

tariffe interventi di efficienza energetica che potrebbero togliere spazi di intervento al distributore

affidatario del servizio che, a sua volta, dovrà, d'altro canto, anticipare il pagamento per i TEE che si è

impegnato a produrre ma che non è detto riesca effettivamente ad ottenere. Pertanto portando il

ragionamento alle estreme conseguenze si otterrà un unico intervento di efficienza che verrà pagato

tramite tariffe e tramite la mancata possibilità di realizzo del distributore.

il meccanismo contenuto nel DM presenta elementi di indeterminatezza riguardo il trattamento

economico dei certificati addizionali che devono essere soggetti, come gli altri, al rimborso tariffario.

la necessità di definire anticipatamente le scelte di investimento da effettuare e le schede tecniche con

cui intervenire nel nuovo ambito, rendono le tempistiche richieste difficili da conciliare rispetto alle

conoscenze del distributore.

infine può nascere un problema di conciliabilità temporale tra impegno da assumersi per l'intera durata

della concessione (12 anni) e definizione degli obblighi (3-5 anni). Il tutto in mancanza di una stabilità

del quadro normativo rispetto agli sviluppi del meccanismo dei TEE (sezione VI).

SEZIONE VII - Proposte di revisione ed estensione del mercato dei TEE

Questa sezione analizza delle proposte di policy alternative che, attraverso il miglioramento della

normativa che regola il meccanismo dei TEE, ne favoriscano un aumento dell’efficacia. Le proposte

sono state formulate tenendo conto anche dell’esito dei questionari sottoposti ai distributori.

Soluzione di prezzo e adeguamento del contributo tariffario

Una situazione di scarsità dell’offerta può essere risolta in una logica di mercato lasciando che i

meccanismi di domanda e offerta favoriscano un aggiustamento graduale dei prezzi che, aumentando

la redditività dell’efficienza energetica, renderà conveniente intraprendere nuovi interventi che ai

prezzi correnti non risultano ancora sufficientemente remunerativi.

Il riequilibrio del mercato può essere quindi conseguito senza un intervento diretto della regolazione

ma, a causa della relativa rigidità del mercato e dei tempi di aggiustamento relativamente lunghi, la

soluzione di prezzo dovrebbe essere accompagnata da due decisioni accessorie. In primis, è

necessario allineare il contributo tariffario ai prezzi dei titoli scambiati in borsa, onde evitare che un

eccessivo scostamento tra queste due variabili generi rendite ingiustificate per i distributori o, al

contrario, imponga un costo derivante da un problema strutturale di scarsità dell’offerta e non

interamente imputabile al comportamento dei distributori. L’allineamento tra prezzo e contributo

tariffario aumenta la disponibilità a pagare dei distributori e potrebbe generare atteggiamenti

opportunistici sul lato dell’offerta, con un conseguente aumento dei prezzi. Per evitare questo rischio è

opportuno assicurare liquidità di titoli nel mercato e una bassa concentrazione dell’offerta per non

generare costi eccessivi da sopportare per i consumatori finali. È quindi fondamentale garantire un

corretto funzionamento del mercato, assicurando che il prezzo rifletta il costo degli interventi e non sia

soggetto a comportamenti speculativi

In secondo luogo, è opportuno controbilanciare la rigidità del mercato e la lenta reattività di

aggiustamento dell’offerta rispetto alle variazioni di prezzo, concedendo una maggiore elasticità nelle

tempistiche di adempimento. Pertanto, proponiamo che si riaffermi la possibilità di recuperare la quota

di obiettivo non conseguito in un arco temporale più esteso, in linea con la nuova direttiva UE (art.

6.5.c) e con quanto già previsto nei primi decreti. L’onere di perseguire il 60% dell’obbligo nel

medesimo anno in cui è stato imposto dovrebbe invece essere mantenuto al fine di sostenere la

domanda nel breve periodo, riducendo la volatilità di prezzo

Introduzione di un price floor e di un price cap


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Per far fronte alle possibilità di squilibrio di mercato e per ridurre l’incertezza relativa al futuro

andamento dei prezzi, è stato proposto di definire un corridoio all’interno del quale il prezzo dei TEE

dovrebbe essere fatto variare. Tale soluzione prevede un maggiore intervento della regolazione in uno

strumento di mercato e dovrebbe pertanto intendersi come un second-best. La creazione di un

corridoio di prezzo tramite la fissazione di un price floor e di un price cap può avere tuttavia effetti

positivi sia dal lato del monitoraggio dei costi (CAP) sia dal lato di promozione degli investimenti

(FLOOR). Tale corridoio non assicura però che la remunerazione dell’intervento sia adeguata a

promuovere una offerta di TEE sufficiente a coprire i relativi obblighi. Per bypassare questo problema

si potrebbe introdurre un meccanismo di revisione biennale dei valori di CAP & FLOOR per garantire

che il prezzo dei CB sia adeguato a sostenere l’offerta di titoli.

L’introduzione di un corridoio di prezzo rischia di generare un disallineamento tra prezzi di mercato e

prezzo effettivamente pagato dai distributori. Per evitare un ingiustificato incremento dei prezzi e dei

costi per i consumatori finali è opportuno assicurare liquidità di titoli nel mercato e una bassa

concentrazione dell’offerta. Alternativamente ci si potrebbe limitare a definire un price floor, ossia una

soglia minima, evitando di porre un limite superiore all’andamento dei prezzi. Questa soluzione

andrebbe combinata con l’integrazione dei prezzi al contributo tariffario e assicurerebbe un livello

minimo di remunerazione dell’investimento, condizione importante per promuovere investimenti in

efficienza energetica.

Generazione automatica di titoli

Qualora la futura definizione degli obiettivi post-2012 non tenga effettivamente conto della

sovrapposizione tra strumenti che rischia di limitare la futura generazione di TEE, per risolvere una

possibile situazione strutturale di scarsità dell’offerta si propone di attribuire ad un’istituzione pubblica

centrale la possibilità di generare automaticamente TEE fino ad un ammontare massimo pari ai

risparmi aggiuntivi effettivamente conseguiti nel periodo pregresso e non rendicontati nel meccanismo

dei TEE perché perseguiti attraverso altri strumenti incentivati.

Qualora i TEE presenti nel mercato risultino insufficienti al rispetto della domanda l’istituzione pubblica

centrale potrebbe collocare nel mercato i TEE generati automaticamente a cui corrispondono risparmi

precedentemente conseguiti ma non contabilizzati nel meccanismo dei TEE. La vendita diretta di TEE

può permettere di raccogliere capitali che dovrebbero andare a costituire un fondo rotativo per

l’efficienza energetica. Considerato l’obbligo annuo di ristrutturazione del 3% degli edifici pubblici

richiesto dalla Direttiva Efficienza Energetica ed alla luce dei problemi finanziari che, a causa della

attuale crisi dei debiti sovrani e del patto di stabilità, limitano la disponibilità per gli enti locali della

liquidità necessaria a promuovere un efficientamento del patrimonio edilizio pubblico, proponiamo che

il fondo rotativo efficienza energetica sia riservato a finanziare progetti nell’edilizia pubblica

Riduzione del banking

Alcuni stakeholders hanno suggerito che per accrescere l’offerta dei titoli bisognerebbe ridurre le

possibilità di stoccare i certificati (banking). L’annullamento o la disincentivazione del banking

rischierebbe però di ridurre flessibilità al mercato, impedendo agli operatori di gestire una situazione

opposta di over-supply come quella riscontrata nei primi anni del meccanismo dei TEE. La possibilità di

fare banking favorisce un bilanciamento intertemporale dell’offerta di permessi tra i diversi anni e

riduce la volatilità dei prezzi. Ovviamente il banking non è lo strumento adeguato per gestire situazioni

di under-supply, in cui possono emergere comportamenti strategici di trattenuta dell’offerta, ma

l’abolizione del banking non è sicuramente la soluzione a questo problema strutturale.

Borrowing e vendita di ultima istanza

Una situazione di scarsità di titoli può essere risolta in extremis affiancando al banking la opzione

simmetrica di borrowing che permette di gestire casi di under-supply, offrendo agli operatori la

possibilità di prendere a prestito dal futuro certificati per un loro impiego nel presente.


20

Lo strumento più adeguato alla realizzazione del borrowing è la creazione di TEE finanziari (TEEF),

dove un TEEF corrisponde a una futura riduzione di 1 tep ed equivale a un TEE reale ai fini della

consegna per adempimento. A tale scopo, solo un’istituzione pubblica centrale può gestire in maniera

più efficiente la messa in circolazione di TEEF, evitando rischi di speculazione e garantendo che

all’ammontare di TEEF anticipati corrisponda un’equivalente riduzione futura di tep.

Al momento della consegna dei TEE per adempimento, in caso si riscontri una situazione di mercato

corto, l’autorità può assumere in prima persona il ruolo di venditore di ultima istanza e immettere nel

mercato un ammontare di TEEF necessario a riequilibrare la domanda e l’offerta di certificati, quindi il

numero TEEF necessario a garantire il pieno adempimento ai distributori.

La creazione artificiale di TEEF a cui corrispondono risparmi energetici futuri e virtuali rischia di creare

problemi di contabilizzazione e rischia di indurre un incremento artificiale dell’offerta che potrebbe

ridurre il valore di mercato dei TEE. Per questo il borrowing dovrebbe essere considerata una

soluzione una tantum finalizzata a bilanciare il mercato solamente in situazioni limite di

scarsità strutturale dell’offerta. Questo meccanismo non dovrebbe invece sostituirsi al mercato,

fondato sul principio di contrattazione di CB generati dalla realizzazione effettiva, e non presunta e

futura, di riduzione dei consumi energetici attraverso miglioramenti tecnologici.

Proposte di policy per la rimozione di barriere finanziarie e regolatorie

Un miglioramento della regolazione capace di rimuovere le barriere esistenti favorirà una crescita nella

generazione di permessi ad un minor prezzo di mercato. Pertanto, presentiamo una pluralità di

proposte di policy che favoriranno una crescita dell’offerta attraverso la rimozione delle barriere

esistenti.

Cumulabilità e attualizzazione dei TEE La liquidità di certificati nel mercato può aumentare anche

grazie alla rimozione delle barriere finanziare, ad esempio, mutuando dal modello francese il

meccanismo di contabilizzazione e rilascio dei certificati. Il rilascio al momento dell’approvazione del

progetto di un ammontare cumulato e attualizzato di TEE in misura equivalente al numero di CB che

saranno rilasciati nel corso della vita utile del progetto è un’operazione attuabile senza un eccessivo

intervento della regolazione, che permetterebbe di far convergere il meccanismo italiano verso quello

francese dei CUMAC.

Semplificazione amministrativa: modalità e tempi di rimborso e di approvazione Una

maggiore frequenza di consegna dei TEE e relativa monetizzazione dei certificati tramite rimborso

tariffario permetterebbe di ridurre la immobilizzazione finanziaria, liberando capitale investibile di

interventi incrementali in EE. Una maggiore periodicità nel sistema di rendicontazione dei TEE

consegnati dai distributori permetterebbe inoltre di evitare il rischio di comportamenti speculativi e

strategici di trattenimento dell’offerta che possono verificarsi all’avvicinarsi dell’attuale unica scadenza

per la consegna dei TEE; inoltre sarebbe possibile offrire maggiori informazioni sulla relativa

percentuale di obbligo soddisfatto. La maggiore periodicità dei tempi di consegna dovrebbe essere

accompagnata con una riduzione delle tempistiche dei TEE annullati ai soggetti obbligati in un tempo

conosciuto e ragionevole, ad esempio entro 30-60 giorni.

Adeguamento del criterio addizionalità si ritiene opportuno procedere ad un‘uniformazione

dell’applicazione del criterio di addizionalità tra i vari meccanismi di TEE esistenti in Europa, anche alla

luce della necessità di una loro uniformazione nell’ambito della Direttiva Efficienza Energetica. Il fatto

che in Italia, a parità di intervento, si riconosca un ammontare di risparmi inferiore a quanto si tende

invece a riconoscere in ambito europeo aumenta di fatto il valore dei target nazionali e il relativo

onere del sistema. È pertanto opportuno adeguare l’interpretazione del criterio di addizionalità -

definizione degli obiettivi e contabilizzazione dei risparmi in Italia- a quanto prevede la Direttiva

Europea, rendendo l’applicazione di questo criterio meno rigida.

È inoltre opportuno definire criteri chiari per le procedure, tempistiche e risparmi energetici

riconoscibili a diverse tipologie di progetto, ad esempio attraverso la pubblicazione di linee guida e


21

benchmark di riferimento presi da interventi già approvati a consuntivo. Da qui la possibilità di creare

un database pubblico ove riscontrare le metodologie di valutazione adottate e relativi parametri

utilizzati per interventi già approvati. La condivisione di metodologie, criteri e procedure renderebbe

"generalizzabile" e riproducibile da parte di tutti i soggetti interessati gli interventi già approvati,

riducendo l’incertezza relativa a questa modalità di valutazione; aumentando l'efficienza del sistema;

favorendo i processi decisionali attraverso strumenti chiari e non discriminatori.

Qualora non si riesca ad accrescere la trasparenza e il livello di informazione relativo alle modalità di

applicazione del criterio di addizionalità, bisognerebbe in ultima istanza optare per una eliminazione di

tale criterio.

Ampliamento delle schede standard L’ampliamento delle schede standard assicura certezza

riguardo le procedure, le tempistiche e l’ammontare di titoli generabili da un intervento. In un’ottica

europea di uniformazione tra i diversi meccanismi nell’ambito della direttiva per l’efficienza energetica,

riteniamo che queste si potrebbero direttamente mutuare e tradurre dal meccanismo francese 32

schede non presenti in Italia che in Francia hanno permesso di conseguire il 14% dei risparmi nei

settori civile, terziario e industriale. Per incentivare un ruolo maggiormente attivo da parte dei

distributori si propone inoltre di valorizzare gli interventi di efficientamento delle reti di distribuzione

(energetiche, idriche) attraverso la creazione di apposite schede standard.

Si propone infine l’introduzione di un sistema di rating delle Società di Servizi Energetici basato sui

feedback dei lavori precedentemente svolti in modo da facilitare l’acquisizione dei finanziamenti.

Inoltre si ritiene utile creare la possibilità per i soggetti di aggregarsi in modo da raggiungere la soglia

minima di progetto.

Generazione TEE dei progetti frammentati La frammentazione degli interventi e la presenza di

una soglia sulla dimensione minima dei progetti ha limitato l’offerta dei TEE sul mercato in particolare

nell’edilizia. Inoltre molte potenzialità di risparmio e quindi di generazione di TEE a livello locale non

vengono catturate principalmente per un’inerzia degli attori coinvolti. È quindi opportuno favorire

maggiori sinergie tra enti locali e distributori o SSE presenti nel territorio per accrescere la

contabilizzazione e l’accumulazione di TEE generati da progetti che, presi singolarmente, non

avrebbero diritto a ricevere TEE.

Una prima proposta riguarda la possibilità che gli enti locali (ad esempio i comuni) si configurino come

utenti finali e quindi fruitori degli investimenti in efficienza energetica, accedendo ad esempio

direttamente ai finanziamenti che potrebbero essere resi disponibili attraverso la vendita dei TEE e la

creazione di un fondo rotativo per l’efficienza energetica.

Una seconda proposta prevede che i comuni stessi si configurino come Società di Servizi Energetici,

eventualmente in partecipazione con le associazioni di categoria o i distributori energetici, in modo da

poter accedere al mercato dei TEE, promuovendo campagne informative e di sensibilizzazione che si

tramutino in progetti a livello locale, con il coordinamento delle fasi di promozione, finanziamento e

realizzazione degli interventi di risparmio energetico per poi chiedere il riconoscimento dei TEE

generati.


22

SEZIONE I

-

INTRODUZIONE

1. Il perché dell’efficienza energetica e del meccanismo dei certificati bianchi

Da un confronto tra i possibili interventi che consentirebbero di perseguire in maniera efficiente gli

obiettivi europei al 2020 definiti nel Pacchetto Clima emerge chiaramente il ruolo strategico

dell’efficienza energetica. Non solo per i minori costi di realizzazione, ma anche e soprattutto per la

capacità di favorire un avvicinamento simultaneo a tutti e tre i target energetici e ambientali.

L’efficienza energetica consente infatti la riduzione delle emissioni nei settori non-ETS, non regolati a

livello europeo e per cui non esistono ancora adeguate politiche mirate ed i cui costi in caso di

mancato perseguimento del target ricadranno direttamente sui bilanci pubblici. Grazie ad un uso più

efficiente delle risorse, il miglioramento dell’efficienza energetica permette inoltre di aumentare

indirettamente la percentuale di consumi energetici coperti da fonti rinnovabili, consentendo un

avvicinamento al target sulle FER.

La riduzione degli sprechi e lo sfruttamento delle potenzialità di risparmio energetico sono le azioni

prioritarie per perseguire allo stesso tempo i target energetici ed ambientali al 2020, minimizzandone i

costi di adempimento, e favorendo al contempo la crescita occupazionale ed industriale, e contenendo

la spesa corrente statale. Inoltre, investimenti in efficienza energetica possono costituire un elemento

anticiclico di supporto alla ripresa economica. Per l’industria e l’economia locale la riduzione dei

consumi energetici e l’efficientamento dei processi produttivi può costituire un’importante opportunità

per ridurre i propri costi ed accrescere la competitività nei mercati, con un miglioramento delle vendite

e della bilancia commerciale, e conseguenti ricadute positive a livello occupazionale e sulla filiera

industriale. Attraverso la riduzione dei consumi, l’efficienza energetica è inoltre in grado di contenere

la dipendenza dai paesi esportatori di fonti fossili e, con essa, i rischi legati all’approvvigionamento dei

combustibili e alla loro instabilità di prezzo.

L’efficienza energetica si presenta infine come un’opportunità di diversificazione del core business per

le imprese attive nel settore energetico, presentando potenzialità di crescita di nuovi mercati, prodotti

e tecnologie. Nel settore residenziale e nel settore pubblico, interventi mirati alla riqualificazione

dell’edilizia o all’ammodernamento dei sistemi di illuminazione potranno ridurre i consumi di energia

elettrica ed i costi legati al riscaldamento, con conseguente contenimento delle bollette per le famiglie

e della spesa corrente per le finanze pubbliche. Tali interventi favoriranno anche la riduzione del saldo

degli approvvigionamenti e la creazione di posti di lavoro. L’efficienza energetica può infatti sostituire

le importazioni di energia dall’estero con investimenti nazionali.

Secondo numerosi studi, investimenti in efficienza energetica sono efficienti per sé, si ripagano da soli

e garantiscono ritorni economici positivi in tempi relativamente brevi (ERSE 2011). Ridurre le

emissioni attraverso efficienza energetica è quindi più conveniente che investire in fonti rinnovabili;

molti interventi vengono infatti indicati con costi marginali negativi, come riportato nella figura

seguente (McKinsey 2009).


23

Fig. 1 – Curva dei costi di abbattimento marginale per tipologie di intervento

Nonostante queste potenzialità, diversi interventi in efficienza energetica che sulla carta risultano

convenienti, non vengono effettuati nella misura prevista. Già vent’anni fa veniva riconosciuto che

“much un-adopted technology is cost-effective at current prices“ (Jaffe and Stavins, 1994). Recenti

studi dell’Agenzia Internazionale dell’Energia hanno identificato diverse barriere (economiche,

informative, finanziarie, disallineamento degli incentivi etc.) capaci di spiegare in parte perché

l’efficienza energetica venga perseguita in misura minore rispetto a quanto prevedano le analisi

teoriche o i piani energetici.

Nel 2011, le analisi promosse dalla Commissione Europea in materia di efficienza energetica

dimostrano come, nonostante le relative virtù economiche e l’effetto moltiplicatore per il

perseguimento di tutti e tre gli obiettivi, il target di efficienza energetica sia ancora il più distante e

difficile da perseguire, al punto da spingere la Commissione a proporre una nuova Direttiva per

l’Efficienza Energetica che intende definire obiettivi di efficienza indicativi al 2020, imponendo delle

misure vincolanti per distributori/venditori di energia e per il rinnovamento dell’edilizia pubblica, e

invitando i Paesi Membri a dotarsi di meccanismi di incentivazione dell’efficienza energetica.

Infatti, a fronte dell’incapacità dei mercati di promuovere in maniera spontanea l’ammontare

desiderato di investimenti in efficienza energetica, diventa opportuno potenziare i meccanismi che,

attraverso la definizione di un prezzo per i risparmi energetici effettuati, incentivino interventi

incrementali in efficienza energetica. La definizione di un prezzo adeguato (agli obiettivi che si

intendono perseguire) può infatti costituire un’importante spinta alla crescita degli interventi, dei

mercati e delle tecnologie legate all’efficienza energetica, con importanti ripercussioni per l’economia

nazionale.

L’Italia ha introdotto in maniera pionieristica il meccanismo dei titoli di efficienza energetica (TEE).

Grazie a questo meccanismo, i risparmi energetici perseguiti tramite interventi specifici non sono solo

certificati e contabilizzati, ma sono anche monetizzabili in un mercato, creando quindi un esplicito

incentivo economico a intraprendere questa tipologia di investimenti. L’adozione di un meccanismo di

cap and trade, come quello dei certificati bianchi (CB), in cui il regolatore fissa ex-ante e in via

amministrativa un target da perseguire, lasciando ai soggetti obbligati la libertà di decidere come

adempiere - ottenere i TEE in prima persona, tramite interventi diretti, o acquistandoli da soggetti

terzi- è finalizzato a promuovere il risparmio energetico al minor costo. Infatti, coerentemente con il

teorema di Coase, che per primo descrisse il funzionamento di questo meccanismo, l’instaurazione di

uno strumento di cap and trade in cui titoli sono liberamente contrattabili tra le parti dovrebbe

assicurare che i certificati vengano acquistati da chi li valuta di più e gli interventi di efficientamento


24

energetico vengano realizzati al minor costo marginale laddove sia più conveniente investire e da chi è

nella migliore posizione per farlo.

Il principio alla base di questo meccanismo è quindi efficiente. Tuttavia, nonostante il suo effetto

moltiplicatore, l’Efficienza Energetica è l’area a cui è stata dedicata una minore incentivazione

(soprattutto se paragonato con le rinnovabili elettriche); inoltre, dopo un primo periodo di avviamento

e crescita, il meccanismo dei TEE sembra aver riscontrato delle criticità strutturali che rendono difficile

un pieno rispetto degli obiettivi imposti a livello nazionale.

L’esperienza acquisita in questi anni ci consente di analizzare le criticità, problematiche e barriere che

ne hanno limitato un funzionamento efficace, per poi individuare in che misura esse siano riconducibili

alla sottostante regolazione, così da poter avanzare delle proposte di policy che, intervenendo

sull’architettura di questo meccanismo, ne favoriscano la crescita futura, anche in ragione dei maggiori

obblighi e obiettivi più ambiziosi da perseguire entro il 2020.

2. Obiettivo e Oggetto dello studio

Il presente rapporto intende sviluppare un’analisi del funzionamento del meccanismo nazionale dei

TEE, per evidenziare quali sono le cause alla base delle criticità emerse. Questa analisi è propedeutica

alla definizione di alcune proposte di policy che, intervenendo sul design istituzionale del meccanismo,

ne migliorino il funzionamento al fine di promuovere maggiori risultati futuri. La valorizzazione del

mercato dei TEE è infatti una condizione necessaria a promuovere non solo un ruolo attivo dei

distributori energetici e delle Società di Servizi Energetici (SSE) nella generazione di titoli, ma anche a

garantire il perseguimento dei target emissivi ed energetici in maniera efficace.

La sezione II del rapporto si focalizzerà sulla governance del sistema e sulla normativa che regola il

funzionamento del meccanismo dei TEE, definendone gli obblighi ed i criteri di rilascio dei titoli.

La sezione III del documento analizzerà i risultati conseguiti dal meccanismo dei TEE. Un primo

confronto della domanda di titoli con la relativa offerta ci consentirà di valutare in che misura il

meccanismo sia stato in grado di promuovere una generazione di titoli sufficiente a coprire gli obblighi

imposti in via amministrativa. Successivamente, l’analisi dell’andamento dei prezzi, con relativo

scostamento dal contributo tariffario, è finalizzata a definire se e quanto il meccanismo dei TEE abbia

generato complessivamente dei costi per i soggetti obbligati. Il rapporto procede quindi nel valutare

quale è stato il ruolo nel mercato svolto dai distributori e dalle società di servizi energetici (SSE) per

poi analizzare quale tipologia di interventi il meccanismo abbia prevalentemente incentivato e quali

risultati energetici sono stati conseguiti rispetto a sistemi di incentivazione alternativi (detrazioni

fiscali).

Alla luce dell’analisi a consuntivo, la sezione IV valuta l’efficacia del meccanismo, individuando le

barriere finanziarie, le incertezze della regolazione e i problemi procedurali e di governance che hanno

limitato la promozione di investimenti strutturali e l’efficienza del sistema.

La sezione V descrive i meccanismi di TEE avviati in Francia e Gran Bretagna. Svilupperemo inoltre

un’analisi comparata tesa a individuare in che misura i diversi, e per certi versi, più soddisfacenti

risultati perseguiti all’estero siano stati conseguiti grazie a un framework normativo diverso da quello

adottato in Italia.

A seguito dell’analisi storica, con la sezione VI vengono prese in esame le prospettive future del

meccanismo dei TEE nel post-2012, alla luce dei target energetici e ambientali definiti in sede

comunitaria. Si analizzerà l’adeguatezza dello strumento rispetto agli obiettivi che i piani europei e

nazionali vogliono attribuire all’efficienza energetica e si considererà l’efficienza sistemica della

regolazione, valutando quali sono i rischi di cannibalizzazione derivanti dalla sovrapposizione di più

strumenti finalizzati a perseguire il medesimo obiettivo.

Infine, la sezione VII definisce diverse proposte di policy mirate ad accrescere l’efficienza del

meccanismo e ad assicurare un futuro aumento della generazione di TEE attraverso: una


25

semplificazione delle procedure di presentazione dei progetti e calcolo dei risparmi; una rimozione

delle barriere regolatorie e finanziarie; una maggiore chiarezza normativa attraverso una revisione

della governance del sistema; un aumento della flessibilità nel meccanismo dei TEE; un adeguamento

e razionalizzazione degli incentivi ed un maggior coordinamento tra gli strumenti in essere.

3. Metodologia per lo svolgimento del lavoro

L’analisi del meccanismo dei TEE si è basata principalmente sulle informazioni fornite dai rapporti

intermedi ed annuali elaborati dall’AEEG. Lo studio del mercato dei TEE ha fatto particolare riferimento

ai dati relativi ai prezzi ed ai volumi scambiati, pubblicati con cadenza settimanale sul sito del GME.

L’analisi delle esperienze premianti all’estero si è invece basata sui documenti ufficiali pubblicati dalle

rispettive istituzioni di competenza.

Per valutare più nel dettaglio le strategie di impresa nell’ambito del meccanismo dei TEE e le barriere

riscontrate nel mercato, RIE ha condotto un’indagine campionaria presso i distributori obbligati. È

stato infatti inviato un questionario composto da tre parti:

Nella prima sono state richieste informazioni generali sulla società oggetto dell’indagine e sulla sua

attività economica principale (nome, tipologia di servizio reso, numero di clienti allacciati, volume di

energia distribuita, presenza o meno di una SSE all’interno del gruppo industriale etc.);

Nella seconda parte del questionario sono stati richiesti dati relativi all’attività di impresa all’interno del

meccanismo dei TEE (numero di certificati bianchi generati, acquistati, venduti, percentuale di obbligo

rispettato, acquisti e vendite in borsa o tramite scambi bilaterali etc.), al fine di capire che strategie le

imprese hanno adottato per adempiere ai propri obblighi e in che misura esse abbiano avuto nel

mercato dei TEE un atteggiamento passivo e limitato all’acquisto di TEE da soggetti terzi o attivo, volto

alla produzione diretta di titoli. Per ottenere informazioni aggiuntive rispetto a quelle fornite a livello

aggregato dall’AEEG, l’indagine ha anche investigato in che misura i distributori hanno rivisto il proprio

assetto organizzativo, avvalendosi di SSE interne al proprio gruppo industriale per lo sviluppo di

investimenti in efficienza energetica e la generazione di TEE.

Oltre a queste informazioni di carattere quantitativo, nella terza parte dell’indagine campionaria sono

state sottoposte delle domande qualitative, aperte o a risposta multipla, finalizzate a capire quali

criticità i distributori hanno riscontrato nel mercato dei TEE e quali questioni ritengono centrali per il

futuro sviluppo del meccanismo

Per ragioni di riservatezza RIE presenterà solo l’elaborazione aggregata dei dati raccolti dall’indagine

campionaria e non sarà presente nessun riferimento ad alcuna impresa. I risultati statistici e aggregati

del questionario qualitativo sono riportati nel box seguente

Il campione di distributori di elettricità e gas su cui è stato effettuata l’indagine copre più del 75%

degli obblighi complessivi nazionali. Per il settore elettrico, l’indagine ha coperto il 97%-99% degli

obblighi di restituzione e più dell’80% dei consumi nazionali annui, mentre solo l’11% dei consumi

nazionali annui di gas1, corrispondenti però ad un valore negli anni compreso tra il 43% ed il 61%

degli obblighi di restituzione. Questo dato rispecchia la diversa composizione dei due settori

economici: mentre la distribuzione elettrica è estremamente concentrata in pochi grandi operatori, la

distribuzione del gas è molto più eterogenea con una molteplicità di soggetti di medio-piccole

dimensioni, che non rientrano quindi tra i soggetti obbligati (sono soggetti agli obblighi di restituzione

solo i distributori con più di 50.000 clienti allacciati).

In base alle risposte pervenute il campione analizzato è costituito per il 36% da distributori di sola

elettricità, per il 45% da distributori di solo gas e per il 19% da distributori sia di elettricità che di gas.

Per assicurare l’anonimato dei soggetti intervistati, nel valutare gli esiti delle risposte aperte abbiamo

adottato il principio di una testa un voto, preferendo quindi di non soppesare le risposte per la

1 Il dato fa riferimento al totale gas immesso nella rete nazionale. La percentuale sale al 25-28% se la si rapporta ai prelievi delle sole reti di distribuzione.


26

dimensione del soggetto intervistato. Per questo motivo gli esiti delle risposte qualitative tendono ad

attribuire un maggior peso ai distributori di gas che hanno un minor perso in termini di copertura degli

obblighi, ma che ricoprono la maggior parte del campione.

Dei distributori intervistati il 91% dispone di una SSE controllata o appartenente allo stesso gruppo

societario, mentre solo il 9% ne risulta privo (nello specifico sono due operatori, appartenenti al

settore della distribuzione del gas naturale), a dimostrazione di come la maggior parte degli operatori

sia adeguatamente strutturata con una specifica società che opera sul mercato dei TEE.

L’esito dei questionari sottoposti ai distributori è stato tenuto in considerazione nell’analisi delle

criticità del meccanismo dei TEE e nella definizione delle proposte di policy.


27

Box I - Analisi degli esiti del questionario sottoposto nell’indagine campionaria

Attraverso un’indagine campionaria, RIE ha sottoposto ai soggetti intervistati un questionario

con domande a risposta multipla relative alle strategie di impresa, alle criticità incontrate e alle prospettive sul futuro, in cui viene lasciato spazio agli intervistati per inserire dei commenti. Riportiamo in seguito le risposte alle principali domande:

1. Quale è la vostra posizione riguardo la possibilità di estendere o traslare gli obblighi

di efficienza energetica ai venditori? La totalità degli intervistati si dichiara contrario all’estensione degli obblighi di efficienza ai venditori, mentre per quanto riguarda l’eventuale traslazione il 25% si dichiara favorevole alla possibilità, il 17% risulta indifferente, mentre il 58% totalmente contrario all’estensione dell’obbligo a causa di: la difficoltà nel definire un contributo tariffario per soggetti che operano in un mercato più concorrenziale rispetto a quello dei distributori e la maggior complessità nella gestione di un elevato numero di attori meno legati al territorio.

2. Qual è il vostro interesse riguardo la possibilità che siano contabilizzati i CB

derivanti da interventi sulle reti di distribuzione? La maggior parte dei soggetti intervistati, pari al 75%, si dichiara molto interessato alla proposta, in modo particolare i distributori di elettricità, che individuando nelle reti elettriche (smart grids, rifasamento) un grande potenziale di risparmi energetici. Il restante 25% risulta poco interessato ritenendo che la proposta non possa portare a significativi miglioramenti

all’offerta di TEE sul mercato, tuttavia, nessun rappresentante del campione si dimostra contrario all’iniziativa.

3. Quali sono i settori o le aree di intervento ancora non incluse nel meccanismo dei TEE o non sufficientemente sviluppate che secondo voi presentano maggiore interesse e opportunità? A conferma della risposta precedente la maggior parte degli intervistati (52%) individua nelle reti di distribuzione (elettricità, gas e acqua) le maggiori opportunità di generazione di TEE,

mentre il 43% del campione ritiene sia particolarmente interessante il settore dei trasporti (ferrovie, auto elettrica).

4. In che misura siete ricorsi a accordi/contratti con SSE non presenti nel vostro gruppo aziendale per la cessione di CB da esse generati a un prezzo pre-

determinato? Solo il 18% degli intervistati dichiara di aver acquistato un cospicuo quantitativo di titoli da SSE non presenti all’interno del proprio gruppo societario, mentre l’82% dichiara di essere

ricorso poco o per nulla a SSE esterne. È interessante notare che la risposta alla domanda non risulta condizionata dalla dimensione del distributore (sono presenti distributori sia di grandi che di piccole dimensioni che hanno acquistato molti CB da soggetti terzi e viceversa).

5. Intendete ricorrere in futuro a questa tipologia di contratti? (contratti bilaterali che garantiscono i CB ad un prezzo pre-determinato) Il 73% afferma che, date le attuali condizioni di carenza di TEE, sarà sempre più importante e

necessario ricorrere all’acquisto di titoli sul mercato per ottemperare agli obblighi. In vista di tale scenario saranno sicuramente privilegiati gli scambi bilaterali a prezzo pre-determinato a priori da contratto.

6. In che misura avete fatto ricorso ai progetti a consuntivo? Il 58% degli intervistati dichiara di aver fatto un ricorso molto limitato ai progetti caratterizzati da una metodologia di valutazione a consuntivo, mentre il 25% dichiara di non averne fatto per nulla ricorso. Le motivazioni della scarsa attrattività dei progetti a consuntivo sono legate

alla complessità e all’incertezza del meccanismo sia per quanto riguarda la difficoltà nel

definire la baseline di riferimento per calcolare i risparmi addizionali (mancanza di letteratura specifica sulla definizione dei benchmark), sia per le difficoltà tecniche nell’inserire la strumentazione necessaria per contabilizzare i risparmi. Si intuisce tuttavia che un maggiore supporto da parte di ENEA nella pubblicazione di esempi, metodologie e best practice potrebbe migliorare la situazione.


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Box I - Analisi degli esiti del questionario sottoposto nell’indagine campionaria

7. Quali sono secondo voi le tre principali barriere che limitano la generazione di TEE:

Le principali barriere indicate dal campione intervistato risultano essere: gli elevati costi di

generazione dei TEE dovuti alla bassa remunerazione dell’incentivo, la mancanza di certezze normative sugli obiettivi successivi al 2012 che penalizzano gli investimenti in progetti di lungo periodo e le criticità legate ai progetti a consuntivo sia tecniche (difficoltà di implementazione e misura dei risparmi) che normative (definizione del benchmark di riferimento e incertezza sulla quantificazione dei risparmi).

8. Quale ritorno sull’investimento richiede la vostra azienda nel campo dell’efficienza

energetica (TIR pre-tasse)?: Le risposte del campione intervistato risultano molto eterogenee ed equamente ripartite: 1/3 dichiara sufficiente un TIR positivo anche se inferiore al 6%, 1/3 un TIR compreso tra il 6% ed il 10% e 1/3 un TIR superiore al 10%.

9. Quali sono secondo voi i temi più urgenti che dovrebbero essere affrontati, aggiornati

o definiti dalla normativa rilevante per migliorare il funzionamento del meccanismo

dei TEE?

Il 35% degli intervistati indica come misura più urgente la definizione degli obiettivi per il post-2012, il 24% auspica la predisposizione di un maggior numero di schede standard, infine il 41% richiede un intervento più attivo da parte dell’AEEG volto ad incrementare il prezzo del contributo tariffario, per tener conto anche del prezzo di mercato, ed a limitare la concentrazione dell’offerta di TEE nelle mani di pochi soggetti non regolati.

10. Che percentuale dell’obbligo relativo al 2011 credete che la vostra società sarà in

grado di coprire?

Il 60% degli intervistati dichiara di poter adempiere al massimo al 60% dell’obbligo di restituzione, il 25% indica una percentuale compresa tra il 61% ed il 90%, mentre il restante 25% afferma di poter coprire quasi per intero il proprio obbligo (tra il 91% ed il 100%).

11. Secondo il sesto rapporto dell’AEEG “la proposta di Direttiva già prevede che i

risparmi energetici conseguiti debbano essere calcolati dagli Stati Membri prestando

particolare attenzione al criterio dell’addizionalità” coerentemente con quanto

previsto dall’Autorità nelle nuove Linee guida per i TEE. Qual è la vostra posizione in

merito all’applicazione del criterio di addizionalità?

La maggior parte degli intervistati (60%) è contraria all’applicazione del criterio di addizionalità in quanto, seppur corretto in linea teorica, porta con sé una serie di criticità legate alla definizione dei benchmark di riferimento su cui calcolare i risparmi addizionali e alla difficoltà tecnica nel contabilizzare i risparmi conseguiti. Il 20% invece si dichiara favorevole all’applicazione di tale criterio, mentre il restante 20% risulta indifferente. Le risposte a questo quesito rispecchiano il limitato ricorso da parte dei distributori per i progetti a consuntivo.

12. Quali problemi avete riscontrato con le procedure di rendicontazione dei risparmi

generati dai progetti e di ritiro del contributo tariffario?

La quasi totalità degli intervistati indica come unico elemento di criticità i tempi lunghi per la riscossione del contributo tariffario.


29

SEZIONE II

–

NORMATIVA E GOVERNANCE DEL MECCANISMO DEI TITOLI DI EFFICIENZA ENERGETICA

1. Il Meccanismo dei TEE: governance ed excursus legislativo

Il meccanismo dei titoli di efficienza energetica o certificati bianchi (TEE o CB) è stato creato a partire

dal 2001 in conseguenza a quanto previsto dal D. Lgs. 79/'99 (art. 9, c.1) per l'elettricità e il decreto

164/'2000 (art. 16. c.4). Questi disponevano:

per l'elettricità che le concessioni alle imprese distributrici prevedessero misure di incremento

dell'efficienza energetica degli usi finali di energia secondo obiettivi determinati dal MSE in

concerto con il MATTM;

per il gas che fossero individuati dal MSE di concerto con il MATTM e sentita la Conferenza

unificata, gli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti

rinnovabili che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione;

I due decreti che dovevano essere emanati entro il Giugno 1999 (per l'elettricità) ed entro il

Settembre 2000 (per il gas), furono in realtà emanati dal MSE di concerto con il MATT il 24 aprile

2001. Questi stabilivano i seguenti obiettivi per i soggetti obbligati ovvero i distributori di energia

elettrica e gas con più di 100.000 clienti allacciati:

DM 24 aprile 2001: obiettivi elettricità DM 24 aprile 2001: obiettivi gas

a) 0,10 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2002; a) 0,10 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2002;

b) 0,50 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2003; b) 0,40 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2003;

c) 0,90 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2004; c) 0,70 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2004;

d) 1,20 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2005; d) 1,00 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2005;

e) 1,60 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2006. e) 1,30 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2006.

Gli stessi atti prevedevano inoltre che entro 6 mesi dall'emanazione dei due decreti, ovvero entro

l'ottobre dello stesso anno, l'AEEG, sentite le Regioni e le province autonome ed a seguito di pubbliche

audizioni con i soggetti interessati, emanasse le linee guida per la preparazione, l'esecuzione e la

valutazione consuntiva dei progetti ed i criteri e le modalità di rilascio dei TEE. Il GME avrebbe dovuto

predisporre entro il 1°gennaio 2002 una sede per la contrattazione dei TEE. Vale ricordare che le linee

guida dell'AEEG furono emanate nel settembre del 20032.

Vale riportare inoltre, per le finalità del presente documento, che alle aziende era concesso un biennio

successivo all'anno di adempimento per il rispetto degli obiettivi individuati.

I due decreti del 2001 in realtà rimasero "lettera morta" fino all'emanazione di due successivi decreti,

nel 2004, che ne riprendevano la struttura di base. Nel loro testo il ritardo accumulato veniva

addebitato alla complessità del meccanismo avviato, che ha avuto necessità di un periodo di messa a

punto delle regole più lungo di quanto previsto nei due atti precedenti (dato altresì il carattere

innovativo del meccanismo, tale da richiedere adeguata gradualità degli obiettivi e l'avvio di idonee

misure di accompagnamento). Venivano conseguentemente traslati gli obblighi in capo ai distributori

che si prevedeva dovessero decorrere dal momento in cui le regole fossero state completamente

definite.

Si giunse pertanto all'emanazione, da parte delle stesse istituzioni, di due nuovi decreti nel luglio

2004. E' questa la data da cui si può stabilire l'avvio definitivo del meccanismo dei CB i cui obblighi per

2 "Linee guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti di cui all'articolo 5, comma 1, dei decreti ministeriali 24

aprile 2001 e per la definizione dei criteri e delle modalità per il rilascio dei titoli di efficienza energetica" Pubblicata sul sito AEEG il

30 settembre 2003.


30

i distributori vedranno come primo anno di applicazione il 2005 e pertanto l'assolvimento all'obbligo

posticipato alla primavera del 2006.

Nella tabella seguente si evidenziano i nuovi obiettivi annuali di risparmio individuati per il settore

elettrico e del gas a partire dall'anno di obbligo 2005.

DM 20 luglio 2004: obiettivi elettricità DM 20 luglio 2004: obiettivi gas

a) 0,10 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2005; a) 0,10 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2005;

b) 0,20 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2006; b) 0,20 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2006;

c) 0,40 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2007; c) 0,40 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2007;

d) 0,80 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2008; d) 0,70 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2008;


Il decreto prevedeva testualmente che "qualora in ciascun anno del quinquennio di cui all'art. 3,

comma 1, l'impresa di distribuzione consegua una quota dell'obiettivo di sua competenza inferiore al

100%, ma comunque pari o superiore al rapporto di cui all'art. 10, comma 73, può compensare la

quota residua nel biennio successivo senza incorrere nelle sanzioni di cui al comma 4. Le sanzioni di

cui al comma 4 si applicano in ogni caso, qualora in ciascun anno del quinquennio di cui all'art. 3,

comma 1, l'impresa di distribuzione non consegua almeno il 50% delle quote di obiettivo di sua

competenza, fermo restando l'obbligo di compensazione della quota residua nel biennio successivo".

Rispetto alle regole attualmente in vigore i nuovi decreti prevedevano un tempo maggiore per

l'assolvimento all'obbligo ovvero due anni anziché uno ed una soglia minima inferiore (50% vs

l'attuale 60%).

Altro elemento introdotto che può affermarsi, alla prova degli atti, di dubbia efficacia, come

dimostrano gli interventi legislativi successivi per i limiti evidenziati al funzionamento del meccanismo,

è la possibilità di rilascio dei CB per un tempo-limite previsto di 5 anni indipendentemente dalla

tipologia di progetto presentato e dalla vita utile effettiva del risparmio permesso. Così operando si

sono posti allo stesso livello, indiscriminatamente, tutte le tipologie di progetti indipendentemente

dalla vita utile effettiva.

A meccanismo avviato, il legislatore però interviene nuovamente sulla materia con il D.lgs. 21

dicembre 20074. Con questo atto si dispone l'abbassamento della soglia dei clienti serviti dalle aziende

di distribuzione per ciascuno degli anni successivi al 2007, dai precedenti 100.000 agli attuali 50.0005.

Così operando si amplia la platea dei soggetti obbligati, soprattutto per il settore gas. Si consideri che

attualmente su circa 235 distributori presenti, circa 30 hanno un numero di clienti allacciati superiore

ai 100.000 (con un volume distribuito di circa 29 mld di mc su un totale di circa 36 mld di mc) mentre

182 hanno meno di 50.000 clienti allacciati (con un volume erogato di circa 4 mld di mc)6.

Con il nuovo atto si prevedono nuovi obblighi come di seguito indicati:

DM 21 dicembre 2007: obiettivi elettricità DM 21 dicembre 2007: obiettivi gas

d) 1,2 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2008; d) 1 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2008;


f) 2,4 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2010; f) 1,9 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2010;

g) 3,1 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2011; g) 2,2 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2011;

h) 3,5 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2012. h) 2,5 Mtep/a, da conseguire nell'anno 2012.

3 Entro il 31 gennaio di ciascun anno a decorrere dal 2006, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas rende noto il rapporto tra il

valore dei titoli complessivamente emessi, espresso in Mtep, e il valore dell'obbligo di cui all'art. 3, comma 1, in capo alle imprese di

distribuzione di cui all'art. 4, comma 1, entrambi riferiti all'anno precedente. 4 "Revisione e aggiornamento dei decreti 20 luglio 2004, concernenti l'incremento dell'efficienza energetica degli usi finali di

energia, il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili". 5"sono soggetti agli obblighi di cui al decreto ministeriale 20 luglio 2004 «elettrico» e del <<gas>> così come aggiornato dal presente decreto, i distributori che, alla data del 31 dicembre di due anni antecedenti a ciascun anno d'obbligo, abbiano connessi

alla propria rete di distribuzione più di 50.000 clienti finali". 6 Relazione annuale AEEG 2011.


31

Inoltre, come mostra la tabella il decreto non solo prevede i nuovi obiettivi per gli anni 2010 - 2012

ma ne rivede gli obiettivi anche per gli anni definiti con il decreto precedente (2008-2009). La

rivisitazione è nella direzione di un inasprimento degli obblighi che aumentano di circa il 23%. Questo,

in termini di equivalenza di energia primaria, vuol dire aver aumentato l'obbligo complessivo di

risparmio rispetto a quanto precedentemente stabilito, di circa 2,7 TWh per l'elettricità e 0,44 mld di

mc per il gas. Inoltre il 70% del nuovo obbligo è stato previsto per l'anno 2008 ovvero per l'anno

successivo all'emanazione del decreto. Così operando si sono posti i soggetti obbligati di fronte ad un

cambiamento incisivo e repentino del quadro operativo del sistema lasciando tra l'altro spazi temporali

minimi per l'adeguamento. Al contrario le istituzioni hanno impiegato quasi 7 anni per rendere

operativo il meccanismo. L'esiguità del tempo concesso è testimoniata dalla riduzione della soglia per

l'adempimento all'obbligo che con lo stesso decreto e limitatamente al 2008 è stata ridotta dal 60% al

25%7.

Il decreto inoltre entra operativamente nella struttura del meccanismo dei TEE prevedendo un

assorbimento automatico di eccessi di offerta, quando i CB nel mercato superano del 5% la quota

d'obbligo (si veda più avanti per spiegazione più puntuale)8. In particolare si prevede una traslazione

di questo eccesso di offerta sugli obiettivi degli anni successivi. Si introduce pertanto un elemento di

disequilibrio nel gioco di mercato dato da un adeguamento "libero" dell'offerta ad un incremento di

domanda prevista. La stessa AEEG ne rileva, a più riprese ed in ultimo nel sesto rapporto annuale sui

CB, l'inopportunità9.

In particolare l'Autorità rileva come il superamento della soglia prevista non necessariamente

rappresenti la possibilità per i distributori di poter accedere ad una soglia di titoli sufficienti per poter

adempiere ai propri obblighi.

L'AEEG in particolare sottolinea l’influenza sull'efficacia del meccanismo esercitata dall’intervento di

incremento degli obiettivi 2008 e 2009 effettuato dal DM 21 dicembre 2007 (con un incremento

complessivo pari a 1,1 Mtep). Infatti, nel caso in cui gli obiettivi non fossero stati incrementati, i 6,65

Mtep complessivamente certificati alla fine di maggio 2010 sarebbero risultati superiori di oltre il 20%

agli obiettivi assegnati nei primi cinque anni. E’ dunque da concludere che, il costante aumento

registrato nelle emissioni annuali di TEE non è stato sufficiente per compensare il brusco incremento

degli obiettivi che sono stati assegnati negli ultimi due anni rispetto a quelli dei primi tre e che,

complessivamente (dal 2005 al 2009) sono cresciuti con andamento più che esponenziale.

Questo aspetto si riscontra anche per l'anno successivo (alla fine di maggio 2011) dove i 9,96 MTep

complessivamente certificati sarebbero risultati esattamente sufficienti per coprire gli obiettivi

assegnati nei primi 6 anni. Il trend di crescita degli obiettivi nazionali annuali sembrerebbe dunque

essere stato troppo pronunciato in rapporto alle capacità di generare risparmi energetici dimostrati dal

sistema.

Nel decreto è inoltre contenuta una norma che assume importanza data la mancanza di obiettivi che

nel frattempo si è verificata nel settore per il post-2012, ovvero il passaggio in cui si afferma che "A

decorrere dal 1° gennaio 2013, qualora non siano stati definiti obiettivi quantitativi

nazionali per gli anni successivi al 2012 o non siano stati previsti strumenti diversi per la

tutela degli investimenti, l'Autorità' per l'energia elettrica e il gas non accetta nuove

richieste di certificazione dei risparmi. La medesima Autorità ritira, per gli anni successivi, i

titoli generati dai progetti precedentemente realizzati, provvedendo ad assegnare ai

7 C. 4. Per le imprese di distribuzione con un numero di clienti finali compreso fra 50.000 e 100.000, la quota di obiettivo di

competenza da conseguire per non incorrere nelle sanzioni di cui al comma 2, e' ridotta al 25% limitatamente all'anno 2008. 8 D. lgs. 21.12.2007 Art. 2 comma 7 "Qualora i risparmi di energia elettrica o gas naturale relativi alle quantità di titoli eccedenti di

cui al comma 6, superino il 5% dei rispettivi obiettivi quantitativi nazionali che devono essere conseguiti dalle imprese di

distribuzione per l'anno a cui e' riferita la suddetta verifica, gli obiettivi quantitativi nazionali per gli anni successivi vengono

incrementati delle suddette quantità eccedenti. Entro il 30 giugno di ciascun anno, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, con proprio provvedimento, individua, ai sensi dell'art. 3 del presente decreto, l'eventuale nuova ripartizione degli obiettivi". 9 70/2012/I/efr. Sesto Rapporto Annuale sul meccanismo dei Titoli di efficienza energetica. Situazione al 31 maggio 2011 (sesto

anno d’obbligo) e prospettive. 1 marzo 2012, pag. 19.


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soggetti titolari un contributo pari alla media delle transazioni di mercato registrate nel

triennio 2010-2012 decurtata del 5%.

Sempre nel medesimo decreto si esplicita che, a decorrere dal 1° gennaio 2008, ai fini della verifica di

conseguimento dell'obiettivo di spettanza di ciascuna impresa di distribuzione, relativo all'anno

precedente, il medesimo distributore può trasmettere titoli di efficienza energetica emessi nel periodo

compreso tra il 1° gennaio 2005 e il 31 maggio 2013. Non si pongono pertanto limiti alla validità dei

permessi rilasciati permettendo attività di banking e arbitraggio sull'utilizzo degli stessi.

Infine il decreto riduce la possibilità temporale di adempiere alla quota residua dell'obbligo previsto

per ciascun anno limitatamente all'anno successivo e non al biennio come previsto dalle norme

precedenti10.

A distanza di poco più di 5 mesi dall'emanazione del decreto del 2007, il legislatore interviene

nuovamente sulla materia con il decreto legislativo del 30 maggio 2008 n. 115 recependo

nell'ordinamento la direttiva 2006/32/CE sull'efficienza energetica11.

In particolare il nuovo atto, dedica l'art.712 al meccanismo dei Certificati Bianchi. In esso si prevede,

prima di tutto, che con successivo decreto emanato dall'MSE di concerto con il MATTM e sentito per i

profili di competenza anche il MPAAF (che rappresenta un nuovo soggetto aggiunto a quelli previsti in

precedenza) oltre l'intesa con la Conferenza unificata siano stabilite le modalità di raccordo tra gli

obiettivi previsti per le imprese di distribuzione in materia di efficienza energetica ed i nuovi obiettivi

indicati dal decreto.

Importante notare che nel medesimo articolo si prevedeva l'estensione graduale dell'obbligo anche ai

venditori, subordinandolo allo stato di sviluppo del mercato della vendita di energia, così come la loro

possibilità di acquisto, in tutto o in parte, dei CB per il relativo assolvimento.

Si equiparavano poi i risparmi ottenuti con tutte le altre forme di energia, che non fossero gas o

elettricità, ed utilizzate per autotrazione al risparmio stabilito per il gas naturale.

10 "Fatto salvo quanto previsto dal comma 4, qualora in ciascuno degli anni d'obbligo, il distributore di energia elettrica o gas

naturale consegua una quota dell'obiettivo di propria competenza pari o superiore al 60%, può compensare la quota residua

nell'anno successivo senza incorrere nelle sanzioni di cui al comma 2. Tali sanzioni si applicano in ogni caso, qualora il distributore consegua una quota dell'obiettivo di sua competenza inferiore al 60%, fermo restando l'obbligo di compensazione della quota

residua entro l'anno successivo". 11 Decreto Legislativo 30 maggio 2008, n. 115 "Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali

dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE". 12 Art. 7. Certificati bianchi

1. Fatto salvo quanto stabilito dall'articolo 6 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, con decreto del Ministro dello sviluppo

economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, sentito, per i profili di competenza, il

Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali e d'intesa con la Conferenza unificata:

a) sono stabilite le modalità con cui gli obblighi in capo alle imprese di distribuzione di cui all'articolo 9, comma 1, del decreto

legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e all'articolo 16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, si raccordano agli obiettivi nazionali di cui all'articolo 3, comma 1, tenuto conto di quanto stabilito dalla lettera b);

b) sono gradualmente introdotti, tenendo conto dello stato di sviluppo del mercato della vendita di energia, in congruenza con gli

obiettivi di cui all'articolo 3, comma 1, e agli obblighi di cui alla lettera a), obblighi di risparmio energetico in capo alle società di

vendita di energia al dettaglio;

c) sono stabilite le modalità con cui i soggetti di cui alle lettere a) e b) assolvono ai rispettivi obblighi acquistando in tutto o in parte

l'equivalente quota di certificati bianchi;

d) sono approvate le modalità con cui l'Agenzia provvede a quanto disposto dall'articolo 4, comma 4, lettera c);

e) sono aggiornati i requisiti dei soggetti ai quali possono essere rilasciati i certificati bianchi, nonchè, in conformità a quanto

previsto dall'allegato III alla direttiva 2006/32/CE, l'elenco delle tipologie di misure ed interventi ammissibili ai fini dell'ottenimento dei certificati bianchi.

2. Nelle more dell'adozione dei provvedimenti di cui al comma 1,nonchè dei provvedimenti di cui all'articolo 4, comma 3, si

applicano i provvedimenti normativi e regolatori emanati in attuazione dell'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo

1999, n. 79, e dell'articolo 16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164.

3. Ai fini dell'applicazione del meccanismo di cui al presente articolo, il risparmio di forme di energia diverse dall'elettricità e dal gas

naturale non destinate all'impiego per autotrazione e' equiparato al risparmio di gas naturale.

4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede alla individuazione delle modalità con cui i costi sostenuti per la realizzazione

dei progetti realizzati secondo le disposizioni del presente articolo, nell'ambito del meccanismo dei certificati bianchi, trovano

copertura sulle tariffe per il trasporto e la distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale e approva le regole di funzionamento

del mercato e delle transazioni bilaterali relative ai certificati bianchi, proposte dalla Società Gestore del mercato elettrico, nonchè verifica il rispetto delle regole ed il conseguimento degli obblighi da parte dei soggetti di cui al comma 1, lettere a) e b), applicando,

salvo che il fatto costituisca reato, le sanzioni amministrative pecuniarie previste dall'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge

14 novembre 1995, n. 481.


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Infine si riconosceva all'AEEG il compito di individuare con quali modalità i costi sostenuti per la

realizzazione dei progetti di efficienza energetica dovessero trovare copertura nelle tariffe di trasporto

e di distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale. Sempre all'AEEG veniva demandata

l'approvazione delle regole del mercato dei CB e delle transazioni bilaterali proposte dal GME nonche'

la verifica del rispetto delle regole ed il conseguimento degli obblighi da parte dei soggetti individuati

(ovvero i distributori ma anche, come sopradetto, i futuri venditori).

In realtà il decreto previsto non è stato emanato. Questo ha comportato la non entrata in vigore delle

norme ad esso demandate. Tra queste l'estensione dell'obbligo ai venditori è rimasta attività

incompiuta. L'incompiutezza in questo caso appare tra l'altro sanare un intervento di difficile

comprensione se inserito nella logica dell'efficienza ed efficacia del meccanismo. Appare infatti di

difficile comprensione la "ratio" di estendere contemporaneamente gli obblighi a due categorie di

soggetti operanti nella stessa filiera ma con modalità differenti per caratteristiche dell'attività svolta e

framework legislativo di riferimento. Questo tra l'altro avviene a due anni di distanza dalla decisione di

rendere operativo un meccanismo considerato dallo stesso legislatore estremamente complesso.

Infine si cita l'ennesimo intervento del legislatore che con il d.lgs. 28 del marzo 2011 si pone

l'obiettivo di razionalizzare il sistema dei certificati bianchi.

Dal sintetico excursus legislativo sopra riportato si possono dedurre alcuni elementi di riflessione:

1. Sui tempi di funzionamento del meccanismo: dal 1999 si è infatti dovuti giungere al 2005 prima

di implementare e avviare da parte delle istituzioni preposte il meccanismo dei TEE. I tempi lunghi di

definizione non hanno escluso che, nel 2007, a distanza di due anni dall'avvio ufficiale, le stesse

istituzioni siano nuovamente intervenute per modificare parametri essenziali come, ad esempio, gli

obblighi già fissati per i distributori. E ancora nell'anno successivo introducendo novità strutturali di

rilievo. Si è poi entrati in un periodo di transizione lungo tre anni per vedere, all'inizio del 2011,

l'emanazione dell'ennesimo decreto con inserite parti riguardanti il funzionamento del meccanismo con

l'intento della sua razionalizzazione. Si è infine giunti alle soglie del terzo trimestre del 2012, ovvero a

6 anni dall'avvio del meccanismo e 11 anni dalla sua previsione, senza avere ancora chiaro da parte

dei distributori quali siano gli obiettivi ulteriori da raggiungere per i prossimi anni. Si è infatti tuttora in

attesa dell'emanazione di un decreto con la definizione degli obiettivi nazionali per gli anni successivi

al 2012 come previsto, in più atti13 e in ultimo dal decreto lgs. 28 del marzo 2011 (art. 29 c. 1).

2. Sulle modalità di intervento nel meccanismo: gli interventi legislativi a partire dal 2007 come

sopra esposti, hanno avuto contenuti relativi all'architrave del meccanismo. Le nuove norme hanno

portato alla modifica di elementi essenziali precedentemente stabiliti. Si tratti come visto degli obblighi

previsti dal lato della domanda, dei possibili soggetti obbligati, dei meccanismi di formazione del

prezzo e della gestione dell'andamento dell'offerta di titoli. Elementi questi che contraddicono le

caratteristiche di chiarezza, trasparenza e determinatezza necessarie agli operatori per poter svolgere

la propria attività in un quadro di regole stabili che permettano di valorizzare le capacità operative e di

riconoscere il valore aggiunto di alcuni operatori a discapito di soggetti meno attivi e con meno

capacità di assunzione del rischio previsto dal settore.

In relaziona al decreto n. 28 del marzo 2011, al fine di fornire un parallelismo con l'iter subito da un

altro meccanismo di mercato in campo energetico, si ritiene interessante ricordare brevemente, come

questo atto sia il medesimo che ha posto fine al sistema dei Certificati Verdi (CV) a far data dal 2015.

Sistema reso operativo dal 2003. Il decreto ha rivisto nelle fondamenta il sistema delle incentivazioni

alle rinnovabili (sostituite con meccanismi d'asta o feed in tariff in relazione alle dimensioni degli

impianti) i successivi documenti attuativi in esso previsti non possono certo dirsi di facile emanazione:

in termini di atti legislativi e regolamenti ancora mancanti e/o in discussione. Tra le motivazioni

addotte come elemento di forza per l'estinzione del meccanismo dei CV si è prodotta la motivazione

legata all'incentivazione "fuori controllo" delle fonti rinnovabili. In realtà se si osserva in maniera più

attenta il comparto delle rinnovabili si può affermare che l'unica tipologia effettivamente ricadente in

13 D. lgs. 115/'08, benché nello stesso si preveda una soluzione differente in caso di non emanazione del decreto con gli obblighi per

il nuovo periodo.


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questa definizione appariva essere il Conto Energia per il Fotovoltaico, ovvero una modalità

d'incentivazione (feed in tariff) che si è strutturata in maniera autonoma dal meccanismo dei Certificati

Verdi.

Il parallelismo si rende necessario per la similitudine che si riconosce al percorso sviluppato dal

meccanismo dei CV rispetto a quello dei TEE. Questo al fine di evidenziare ed evitare di riproporre

scelte di indirizzo che possono rivelarsi unilaterali e le cui conseguenze, si ritiene, dovrebbero essere

esplicitate e portate a conoscenza di tutti gli stakeholders del sistema.

Si ricorda infatti che dall'introduzione del meccanismo dei CV al decreto 28/11 varie modifiche sono

state apportate. Le novità in estrema sintesi riguardavano la durata dei certificati, la casistica di

impianti che venivano esclusi dal meccanismo ed i coefficienti di aumento della produzione14.

Per quel che qui rileva preme evidenziare come anche nel caso del meccanismo dei CV, al fine di

riequilibrare il sistema in termini di CV disponibili dal lato dell'offerta, si è intervenuti aumentando i

coefficienti di riconoscimento alla produzione da fonte rinnovabili con la conseguente possibilità di

ottenere CV aggiuntivi. Nel 2008 sono infatti stati introdotti dei coefficienti moltiplicativi per il calcolo

del numero di CV per premiare in modo differenziato la produzione da diverse fonti incentivando le

tecnologie più innovative, più costose e meno mature da un punto di vista tecnologico (si confrontino i

coefficienti da tabella 2 Legge finanziaria 200815 con il coefficiente TAU introdotto con la del. Aeeg EEN

9/'11). Vi sono inoltre stati interventi diretti all'allungamento della durata dei CV, passando dagli

iniziali 8, stabiliti al momento di avvio del meccanismo (2003) per arrivare all'ultimo intervento con

una proroga della durata a 15 anni (finanziaria 2008). Infine si sono ampliate le casistiche degli

impianti/progetti a cui erano riconosciuti i CV, inserendo le centrali elettriche a cogenerazione e ad

alta efficienza abbinate al teleriscaldamento16. Il tutto per arrivare a 9 anni dalla sua iniziale

operatività a prevederne, come detto, l'abolizione.

Sembra pertanto una riflessione necessaria cercare di capire gli indirizzi che il meccanismo subirà con i

nuovi interventi legislativi già previsti ed in itinere. Si pone pertanto un problema di indirizzo

strategico unitario da ricercare per evitare sovrapposizioni ed inefficienze tra i soggetti coinvolti. Infatti

l'analisi delle trasformazioni che hanno interessato e stanno interessando il meccanismo dei TEE

permette a nostro parere di meglio evidenziare l'esercizio di un potere decisorio che si è rivela quanto

meno frammentato, sicuramente tardivo, con interventi ex-post e cambi di indirizzo continui e

strutturali che non permettono una traiettoria lineare e coerente del meccanismo dei TEE e in senso

più ampio del sistema dell'efficienza energetica. Dalla mancanza di unitarietà e condivisione degli

indirizzi di fondo il sistema, spesso esposto a interventi estemporanei, ha come conseguenza le rendite

di posizione ma anche difficoltà per gli operatori di poter contare su una linea chiara e determinata

degli interventi a detrimento delle politiche di investimento e del beneficio per i consumatori finali.

A questo si aggiungono, in tema di efficienza, l'interazione tra i vari meccanismi di incentivazione

previsti. Si citano a titolo di esempio quelli introdotti operativamente dopo o in contemporanea al

meccanismo funzionante dei TEE (2004): sgravi fiscali (20%, 36%, 55%, riduzioni accise, crediti

d’imposta, ecc.); tariffa fissa onnicomprensiva (TFO); certificati verdi per cogenerazione abbinata al

teleriscaldamento (CHP+TLR) ai sensi della L. 239/04 (CV-TLR); certificati bianchi ai sistemi CAR

(cogenerazione ad alto rendimento) ai sensi del DM 5/9/11 (CB-CAR); conto energia per il fotovoltaico

(CEF); il previsto Conto Energia Termica (CET) del D.Lgs. n. 28/11.

In particolare si evidenzia la difficoltà delle "eccezioni" o "casi particolari" ricorrenti che vengono

introdotti nei testi normativi di base o fanno parte di provvedimenti "ad hoc" e che rischiano di

sviluppare casistiche in conflitto tra di loro. In questo caso la "cogenerazione" è un esempio

importante per la molteplicità di applicazioni, rispetto ai sistemi di erogazione che possono contenerla

14 Si veda DM Sviluppo Economico del 18 dicembre 2008 (“Decreto Rinnovabili”) che ha attuato le novità introdotte dalla Finanziaria 2008 (l. 244/’07 art. 2, commi 144/154). 15 L. 244/’07 art. 2, commi 144/154 e successive modifiche (Legge 99 del 23/07/2009). 16 Legge 23 agosto 2004, n. 239.


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(produzione elettrica, termica, da fonti rinnovabili o fossili, in combinazione con altri servizi come il

teleriscaldamento, etc)17.

D'altro canto si può riscontrare un effetto di "cannibalizzazione" reciproca se, quanto detto sopra,

viene unito al divieto di cumulo previsto sempre dai testi normativi di base. Divieto che induce una

riduzione delle possibilità di ottenimento dei TEE e pertanto di raggiungimento degli obblighi da parte

dei distributori.

In senso più generale, occorrerebbe che il sistema di controllo da parte delle istituzioni fosse talmente

avanzato, in termini di tempi e snellezza delle procedure, da poter monitorare costantemente

l'erogazione degli incentivi pubblici e intervenire quando e dove si ritenga che questi esulino dai canoni

di sostenibilità. Visto però l'origine, le modifiche ed i tempi di intervento, che hanno interessato ad

esempio il caso "fotovoltaico" o il caso CIP6/'92, diventa decisamente difficile sostenere che alla base

delle decisioni assunte possa essere riscontrabile anche solo "in nuce" un indirizzo strategico unitario.

D'altro canto la frammentazione dei soggetti preposti all'indirizzo, controllo e gestione dei sistemi

rende alquanto complessa l'acquisizione di una tale capacità. Si ribadisce come solo per il meccanismo

dei TEE i soggetti, a vario modi interessati dalla normativa primaria, risultino: MSE, MATTS, MPAAF,

Conferenza unificata, AEEG, GSE, GME, ENEA -UTEE, RSE, Regioni ed Enti locali (si veda nel paragrafo

successivo per i singoli compiti). Si pensi solo ai tempi necessari per uniformare tra di essi un sistema

informatico che permetta appunto il monitoraggio quanto più possibile in "real time" delle ricadute

economiche degli indirizzi previsti. Torna il nodo gordiano della "governance" di indirizzo, ovvero se si

vuol strutturare un sistema in cui siano lasciate libere di agire le forze di mercato o si voglia indirizzare

il sistema a tal punto da "ingessare" l'operatività degli "animal spirits". Questione altamente "spinosa"

che rimanda alla ricerca dell'equilibrio da costruirsi sul concetto dei c.d. "fallimenti del mercato". Le

conseguenze prettamente economiche si riflettono sul livello, inteso come limite, della spesa pubblica

da riconoscere sotto forma di incentivi e più in generale di costi da sostenere per la collettività.

Ciò a cui sembra di assistere e che riguarda il meccanismo dei TEE, come a suo tempo quello

dei CV è che si invoca la libertà del mercato come risolutore delle inefficienze del sistema

ma poi si tenda a condizionare fortemente tutti i meccanismi che lo ricordano anche solo in

embrione e che espongono all'assunzione di un rischio per le scelte effettuate.

In relazione al CET come precedentemente esposto per la CAR occorre porre l'attenzione sul fatto che i

TEE emessi dai progetti/impianti esistenti in essi disciplinati risultano essere sostitutivi alla

metodologia di emissione prevista dal meccanismo TEE. Per il CET inoltre i certificati emessi saranno

totalmente a carico della tariffa del gas naturale. In questo ambito l'incertezza normativa si evidenza

nell'aver introdotto, nel D.M. 12 novembre 2011 n. 226 inerente il Regolamento per le gare di

affidamento del servizio di distribuzione gas, la valutazione in sede di capitolato di gara dell'efficienza

energetica ottenibile dal distributore con anticipazione all'Ente locale del valore dei certificati bianchi

relativi agli interventi per cui si è impegnato in sede di gara per l'anno di riferimento. Nel caso il CET

incentivi progetti sovrapponibili a quelli previsti dal citato decreto si assisterà a quella che appare

come una nuova anomalia normativa. Infatti si pagheranno tramite tariffe interventi di efficienza

energetica che potrebbero togliere spazi di intervento al distributore affidatario del servizio tramite

gara che però, a sua volta, dovrà anticipare il pagamento per i certificati bianchi che si è impegnato a

produrre ma che non è detto riesca effettivamente ad ottenere.

Pertanto portando il ragionamento alle estreme conseguenze si otterrà un unico intervento di

efficienza che verrà pagato tramite tariffe e tramite la mancata possibilità di realizzo del distributore.

17 Il D.Lgs. 28/11 (art. 29 c.4) prevede che gli impianti cogenerativi entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 e prima della data di

entrata in vigore del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, riconosciuti come cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla

data di entrata in esercizio dell’impianto, hanno diritto, qualora non accedano ai certificati verdi né agli incentivi definiti in

attuazione dell’articolo 30, comma 11, della legge n. 23 luglio 2009, n. 99, a un incentivo pari al 30% di quello definito ai sensi della medesima legge per un periodo di cinque anni a decorrere dall’entrata in vigore del decreto di definizione del predetto

incentivo, purché, in ciascuno degli anni del predetto periodo, continuino ad essere cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla

data di entrata in esercizio.


36

Per quanto riguarda il distributore obbligato, in quanto soggetto regolato, occorrerà affrontare se ed in

che termini sussisteranno perdite effettive, essendo previsto nel meccanismo dei TEE il riconoscimento

di un contributo tariffario. E si evidenzia anche la proposta di escludere la sanzionabilità per i

distributori (eliminando la quota del 60% minimo).

Si riconferma quanto precedentemente affermato ovvero che risulta estremamente difficile, da quanto

sopra esposto, trovare una logica di indirizzo che abbia come fine l'efficienza e l'efficacia del sistema.

2. Soggetti investiti della governance del sistema

Il sistema dei TEE vede coinvolti un numero elevato di soggetti a vario titolo interessati nella

definizione, degli indirizzi, delle regole del meccanismo, dei controlli e delle emissioni dei titoli. Nel

proseguo in sintesi si evidenziano i loro ruoli principali.

2.1 Soggetti istituzionali

L’MSE e il MATT, con l'intesa della Conferenza unificata, sentito il MPAAF, tramite decreto

disciplinano gli obiettivi con la definizione degli obblighi nonché delle caratteristiche dei soggetti su cui

questi ricadono. L'AEEG certifica, anche avvalendosi del supporto dell'ENEA, i risparmi energetici

richiedendo al GME l'emissione dei titoli ripartiti nelle classi previste (I, II, III ed ora IV e V).

Il decreto 28/2011 (art. 29) prevede, con successivi decreti ancora da emanare, il passaggio al GSE

dell'attività di gestione del meccanismo di certificazione relativo ai CB, ferme restando le competenze

del GME sull'attività di emissione dei CB e sulla gestione del registro e della borsa dei medesimi

certificati.

In particolare poi si prevede di stabilire nuovi criteri per la determinazione del contributo tariffario per

la copertura dei costi sostenuti dai soggetti obbligati per il conseguimento degli obiettivi di risparmio di

energia primaria posti a loro carico, intervenendo pertanto su una materia già disciplinata dall'AEEG.

Mentre per L'ENEA - UTEE è prevista l'attività di sviluppare proposte di nuove schede standard che

verranno successivamente adottate dall'MSE. L’ENEA tra l'altro dovrà sviluppare procedure

standardizzate che consentano la quantificazione dei risparmi con l'applicazione di metodologie

statistiche e senza fare ricorso a misurazioni dirette.

Si tenga conto che il GSE gestisce inoltre l'attuazione del D.M. settembre 2011 sulla CAR (che prevede

il rilascio dei TEE alla cogenerazione ad alta efficienza per impianti entrati dall'aprile 2004).

L'RSE risulta l'interlocutore di AEEG per i progetti di efficienza energetica. In particolare si fa

riferimento alla Ricerca del sistema elettrico (dipartimento SSE) finanziata tramite le tariffe

(componente A5) per sviluppare scenari e analisi sull'efficienza energetica. Ha principalmente attività

di supporto per conto dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas nell’ambito dell’attuazione del

meccanismo dei certificati bianchi. Ad esempio nel 2010 da parte di RSE Sono state sviluppate nuove

procedure per il calcolo del risparmio energetico risultante da interventi nell’ambito dell’illuminazione

pubblica (di gallerie e di strade motorizzate) e dell’isolamento termico degli edifici. Data l’impostazione

particolarmente innovativa delle metodologie sviluppate, l’AEEG ha ritenuto opportuno procedere alla

consultazione in due fasi: con il documento di consultazione DCO 22/10 sono stati presentati i

fondamenti metodologici delle procedure, mentre le schede di valutazione vere e proprie sono state

pubblicate in seguito con il DCO 44/10.

Nei vari decreti sono considerate inoltre, le Regioni e le province autonome come ulteriori oggetti

interlocutori degli operatori.

La presenza di un numero così ampio di soggetti istituzionali determina un problema di tempi per il

coordinamento e la catena decisionale. Tempi che appaiono incompatibili se si considera a titolo di

esempio la velocità prevista per lo studio e l'inserimento dei progetti di efficienza energetica richiesta


37

per il bando di gara nella concessione della distribuzione gas. Occorre infatti considerare che la

normativa prevede l'attuazione del progetto dal primo anno di avvio (altrimenti sono previste le

penalità) con presentazione e nulla osta in tempi altrettanto brevi o in caso di responso negativo con

possibilità di presentare alternative da sviluppare in tempi altrettanto brevi.

Così operando dato l'alto numero di soggetti coinvolti diventa più complessa l'individuazione delle

responsabilità e delle inefficienze. Due obiettivi che appaiono compatibili solo con una "filiera decisoria

corta" indipendentemente che possa essere individuata a livello centrale o locale.

Si tenga inoltre conto che il sistema si è basato fino ad oggi principalmente sulla metodologia di

valutazione standardizzata. Questa risulta infatti avere caratteristiche di maggiore veloce e snellezza

di applicazione. Ma si sta sempre più affermando la metodologia a consuntivo per la quale è

necessaria la redazione e approvazione preliminare di una proposta metodologica articolata (la

cosiddetta "proposta di progetto e programma di misura") relativamente alla quale sembrano difettare

i tempi brevi di attuazione e la trasparenza nelle procedure adottate.

2.2 Gli operatori del sistema

Oltre ai soggetti istituzionali evidenziati al punto precedente si descrivono, nel seguito i soggetti che

operano dal lato dell'offerta e dal lato della domanda per il rilascio ed utilizzo dei TEE

Offerta:

- distributori obbligati. Risultano in numero di 72 imprese di cui 13 per l'energia elettrica e 59 per il

gas. Soggetti che vedono un obiettivo complessivo nel 2011 di 5,3 Mtep

- distributori non obbligati. Sono attualmente in numero di 319 tra energia elettrica e gas. Di

questi da sottolineare come solo 14 hanno ottenuto TEE. Il numero risulta tra l'altro in diminuzione:

erano infatti 370 a fine 2008 e 328 a fine 2009. L'esiguo numero di soggetti che hanno ottenuto il

rilascio dei TEE è anche da ricollegarsi alle limitazioni di intervento post-contatore che i distributori

hanno dalla normativa vigente.

- SSE società di servizi energetici. Accreditate dall'AEEG ai sensi del D.P.R. 28/12/2000 n. 445.

Risultano in numero di 1913 al 31 maggio 2010. Di queste solo 297 hanno ottenuto TEE.

- SEM società che hanno nominato un energy manager ai sensi della legge 10/'91. Categoria

prevista a partire da gennaio 2008. Alla data del 31 maggio 2012, 38 soggetti hanno presentato

domanda di accreditamento (con un incremento del 90% rispetto all'anno precedente), 12 di questi

(33%) hanno ottenuto il rilascio di TEE (di questi 6 sono grandi gruppi industriali, 3 sono gestori di

strutture del settore terziario (alberghi, centri sportivi, aeroporti), 2 sono ex aziende municipalizzate e

1 è un'amministrazione pubblica provinciale. Ultima categoria individuata in ordine di tempo e che

appare con ampi margini di crescita futura.

Domanda:

Per quanto riguarda la domanda vi sono due categorie di soggetti che possono interagire sul mercato

dei TEE ovvero:

- i distributori obbligati. Classe principale e più ampia

- altri soggetti interessati alla compravendita di CB come ad es. i traders

3. Obblighi e soggetti obbligati

Come già ricordato, dal 2005 distributori di energia elettrica e di gas naturale sono stati soggetti ad

obiettivi nazionali di risparmio di energia primaria da conseguirsi annualmente. Gli obiettivi

inizialmente imposti per il quinquennio 2005-2009 dal DM 20/7/2004 sono stati successivamente

incrementati ed estesi fino al 2012 dal DM 21/12/2007.


38

Per risultare adempienti, i distributori devono consegnare a fine maggio di ogni anno un numero di

TEE corrispondenti al proprio obbligo annuale di risparmio energetico, dove un TEE equivale a una

tonnellata equivalente di petrolio (tep) evitata. La normativa prevede la possibilità di trasferire all’anno

successivo t+1 l’adempimento del 40% degli obblighi relativi all’anno t.

Per ogni titolo consegnato i distributori obbligati ricevono un rimborso tariffario, che viene

uniformemente distribuito sulle tariffe per la distribuzione di energia elettrica e gas.

La normativa prevede che i risparmi energetici siano perseguiti presso i consumatori finali, dove

tuttavia i distributori hanno limitate possibilità di intervento diretto a causa dell’unbundling societario

che ne vieta attività post-contatore. La caratteristica della concorrenzialità che dovrebbe

contraddistinguere un meccanismo di mercato come quello dei TEE è quindi in parziale contraddizione

con la scelta del soggetto obbligato che, essendo regolato, non ha piena libertà di azione né sul

versante degli interventi effettuabili né sul versante dei prezzi (come vedremo è l’AEEG a definire in

via amministrativa tramite la fissazione del contributo tariffario, quale sia l’incremento dei prezzi

energetici imputabile al meccanismo dei TEE).

In un contesto economico di stagnazione dei consumi in questa fase recessiva, le società di

distribuzione che adottano un atteggiamento passivo nei confronti dell’efficienza energetica,

limitandosi cioè ad acquistare TEE senza attuare interventi, rischiano di affrontare perdite economiche.

A fronte di questi obblighi, diventa quindi fondamentale adottare una strategia attiva volta a cogliere

le opportunità derivanti dal meccanismo di efficienza energetica, quali l’ingresso in nuove aree di

business, diversificazione e ampliamento dell’attività economica, adozione di tecnologie più efficienti, e

riduzione dei costi attraverso una gestione più efficiente delle risorse.

Elemento fondamentale per incentivare questi comportamenti è però la certezza normativa e la

chiarezza delle regole nel lungo periodo. Nonostante il decreto 28/2011 preveda l’estensione del

meccanismo a una nuova fase post-2012, nonostante il PNR 2012 individui nell’allegato IV la necessità

di estendere il meccanismo dei TEE fino al 2020 e nonostante l’efficienza energetica venga individuata

in Europa come la strategia più efficiente per perseguire gli obiettivi ambientali ed energetici al 2020,

al punto da renderla vincolante tramite una nuova Direttiva, attualmente non sono stati specificati

obiettivi per il periodo post-2012. Questa incertezza normativa è un chiaro deterrente a intraprendere

un ruolo attivo ed ha un impatto negativo sulle strategie degli operatori, orientati su comportamenti di

wait and see e disincentivati ad intraprendere investimenti strutturali in tale ambito.

4. Il rilascio dei TEE: procedure e criteri

L’emissione di un TEE certifica il conseguimento di un risparmio energetico di 1 tep. A fronte di un

intervento in efficienza energetica per cui si certifica un determinato risparmio energetico (tep

evitate), l’Autorità rilascia un corrispondente ammontare di TEE in tranche trimestrali o annuali per un

periodo che varia a seconda della tipologia di intervento effettuato.

I TEE vengono rilasciati solamente per quegli interventi per cui si certifica un risparmio di tep

superiore a una soglia minima di accettazione che varia a seconda delle procedure di certificazione.18

Inoltre, il numero di TEE rilasciati per intervento può risultare inferiore all’ammontare di tep

effettivamente ridotte a causa di: a) l’applicazione del criterio di addizionalità –per cui si riconoscono

TEE in misura proporzionale ai risparmi netti, ossia i risparmi lordi depurati dei “risparmi energetici

non addizionali, cioè di quei risparmi energetici che si stima si sarebbero comunque verificati, anche in

assenza di un intervento o di un progetto, per effetto dell’evoluzione tecnologica, normativa e del

mercato” (EEN 09/11)- e b) a causa del riconoscimento di TEE per una vita utile di 5, 7 o 10 anni

tendenzialmente inferiore alla vita tecnica del progetto approvato. Come vedremo, per uniformare la

vita utile a quella tecnica, e per ovviare al problema di scarsità di TEE, l’Autorità ha introdotto con le

linee guida 09/11 il coefficiente TAU che, rapportando la vita tecnica alla vita utile di un progetto,

18 Senza considerare l’introduzione del coefficiente TAU. La soglia minima di accettazione dei progetti è di 20tep/annue per progetti

standardizzati, 40 tep/annui per valutazioni con schede analitiche e 60 tep/annue per procedure a consuntivo


39

consente di contabilizzare anche i risparmi precedentemente non riconosciuti perché successivi alla

vita utile (in questo caso di 5 anni), avendo un effetto moltiplicativo sul numero di TEE rilasciati per

progetto approvato.

Dal momento che il risparmio energetico fa riferimento ad una quantità di energia non consumata, e

quindi non direttamente osservabile né misurabile, l’AEEG ha definito tre diverse metodologie per

quantificare le tep evitate grazie ad interventi in efficienza energetica: valutazione standardizzata;

valutazione analitica; valutazione a consuntivo.

Le prime due metodologie si avvalgono di opportune schede che definiscono a priori i risparmi

energetici riconosciuti per determinate tipologie di intervento e l’equivalente ammontare di TEE

rilasciabili durante la vita utile del progetto.19 I risparmi riconosciuti vengono stimati automaticamente

applicando un principio di addizionalità espresso implicitamente nell’algoritmo di calcolo; pertanto i

TEE riconosciuti possono risultare inferiori ai risparmi effettivamente conseguiti. La predisposizione di

queste schede accresce la certezza riguardo sia le procedure e le tempistiche per la richiesta ed il

rilascio dei TEE sia riguardo l’ammontare di TEE che un operatore si vedrà riconosciuto a fronte di un

investimento in EE.

Al contrario, interventi specifici con una minore diffusione per cui non sono state predisposte delle

opportune schede richiedono una valutazione a consuntivo dei risparmi conseguiti. Come vedremo,

sebbene questa tipologia di interventi sia in crescita, la mancanza di regole certe per la valutazione dei

risparmi generati (applicazione non sempre omogenea e chiara del principio di addizionalità),

combinata con l’incertezza relativa alle procedure e tempistiche di approvazione, risulta una barriera

allo sviluppo di questi progetti.

Come si evince dalle procedure di calcolo ed emissione, in Italia il rilascio dei TEE è dilazionato nel

tempo -avviene in tranche trimestrali- ed avviene solamente a seguito di risparmi energetici già

realizzati e certificati, e pertanto rappresentano una misura dell’energia già risparmiata. Questa è una

differenza cruciale rispetto ad altri meccanismi di TEE presenti in altri paesi europei, come in Francia

dove, a fronte di un intervento, si rilascia subito il valore cumulato e attualizzato di tutti i risparmi

futuri attesi e ottenibili dall’intervento.

Ai TEE si applica il principio del banking: i certificati generati non hanno una scadenza pre-definita e

possono essere consegnati anche negli anni successivi al loro rilascio per ottemperare ai futuri obblighi

di EE. I TEE non consegnati vengono quindi stoccati per un loro utilizzo successivo. L’applicazione del

principio di banking accresce la flessibilità del meccanismo e riduce la volatilità del prezzo dei titoli,

dando effettivamente agli operatori la possibilità di gestire eventuali situazioni di eccesso di offerta in

cui, senza banking, il prezzo dei titoli tenderebbe a zero. Al contrario, in presenza di un mercato con

scarsità dell’offerta, l’applicazione del principio di banking può accentuare atteggiamenti strategici di

contrazione dell’offerta finalizzati ad accrescere il prezzo dei permessi

19 Diversamente dalle schede standard, nelle schede analitiche bisogna misurare direttamente alcuni parametri post-intervento al

fine di calcolare i risparmi energetici ottenuti.


40

5. Il Contributo tariffario

Per ogni TEE consegnato ai fini di annullamento dei propri obblighi, i soggetti obbligati ricevono un

rispettivo contributo tariffario. In particolare, il D.Lgs 21/12/2007, all'art. 6 prevedeva le modalità per

la "copertura degli oneri per la realizzazione dei progetti". In particolare si sosteneva che, fatto salvo

quanto previsto dall'art. 6, comma 5, del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, i costi sostenuti

dai distributori per la realizzazione dei progetti con le modalità di cui all'art. 8 del decreto

ministeriale 20 luglio 2004 «elettrico» e del decreto ministeriale 20 luglio 2004 «gas» come modificati

dal presente decreto, trovano copertura, qualora comportino una riduzione dei consumi di energia

elettrica o gas naturale e limitatamente alla parte non coperta da altre risorse, sulle componenti delle

tariffe per il trasporto e la distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale, secondo criteri stabiliti

dall'AEEG. Tali criteri tengono conto degli obiettivi di cui al presente decreto, del prezzo medio delle

transazioni dei titoli di efficienza energetica, dell'evoluzione dei prezzi dell'energia, dei risultati

conseguiti, delle conoscenze acquisite dall'Autorità sui costi per la realizzazione dei progetti e della

necessità di offrire condizioni omogenee per la realizzazione dei progetti a tutti i soggetti di cui all'art.

8 dei decreti ministeriali 20 luglio 2004.

Anche in questo caso si noti l'ampia delega del legislatore con vasta possibilità di intervento concessa

all'AEEG per la fissazione del prezzo da riconoscere agli operatori come di informazione sui costi per la

realizzazione dei progetti. Criterio non pienamente seguito, visto che il contributo tariffario viene

attualmente definito in funzione inversa dell’andamento del prezzo dell’energia.

Dopo che l'AEEG è giunta, nel 2008, alla definizione di un nuovo criterio successivo alla fissazione di

una prima soglia di riconoscimento del contributo tariffario pari a 100€/tep (delibera AEEG n. 219/04),

il legislatore interviene nuovamente sul meccanismo, nel 2011 con il decreto n. 28, rimettendo in

discussione nelle basi, a fronte delle criticità emerse, tutto il lavoro che si è nel frattempo svolto su

questo aspetto.

Il D.Lgs n. 28/2011 prevede infatti un decreto ministeriale, ad oggi ancora non emanato, che ridefinirà

i criteri generali per l’aggiornamento del contributo tariffario da erogarsi ai distributori adempienti agli

obblighi. In attesa l'AEEG con delibera 24 novembre 2011, EEN 12/11, ha provveduto ad aggiornare il

valore del contributo tariffario unitario da riconoscere ai soggetti obbligati per il conseguimento degli

obiettivi assegnati per il 2012 in applicazione dei criteri di aggiornamento definiti dalla deliberazione n.

219/04 e s.m.i. Coerentemente con tali criteri e, dunque, considerata la crescita del 7,15% registrata

nel periodo di riferimento nei prezzi medi dell’energia per i clienti domestici, il valore del contributo

unitario per l’anno 2012 è stato ridotto del 7,5% , passando da 93,68 €/tep a 86,98 €/tep. Per effetto

Box II – Tipologie di TEE

Possono essere rilasciate quattro distinte tipologie di TEE a seconda del settore in cui l’intervento di

efficienza energetica viene effettuato: 1. Tipo I per i risparmi di energia primaria ottenuti attraverso la riduzione dei consumi di energia

elettrica; 2. Tipo II per i risparmi di energia primaria ottenuti attraverso la riduzione dei consumi di gas; 3. Tipo III per i risparmi di energia primaria ottenuti attraverso la riduzione dei consumi di

combustibili solidi, liquidi e di altri combustibili gassosi diversi dal gas naturale e non destinati

all’autotrazione; 4. Tipo IV per i risparmi di energia primaria diverse dall’elettricità, dal gas naturale e di quelle

destinate all’autotrazione. La normativa ha riconosciuto dal principio un rimborso tariffario per ogni TEE generato da risparmi di energia elettrica e gas (tipo I e II) e consegnato ai fini di adempimento degli obblighi. Il decreto legislativo 115/08 ha equiparato il TEE di tipo III al tipo II, riconoscendone quindi un equivalente rimborso tariffario. Dal momento che tali rimborsi sono finanziati tramite prelievo sulla componente

di distribuzione nella corrispondente bolletta, i risparmi di tipo III gravano di fatto sulle bollette del

gas. Non avendo diritto ad alcun rimborso tariffario, i TEE di tipo IV non hanno sollevato interesse da parte della domanda, e pertanto non sono stati ancora sviluppati.


41

di tale riduzione, risulterà più contenuto l’impatto sulle tariffe elettriche e del gas naturale (+ 5%)

derivante dal forte incremento previsto dalla legislazione per l’obiettivo annuale per il 2012 (+13%).

6. Riassunto delle criticità relative a procedure, efficienza sistemica

Si riassumono sinteticamente alcuni elementi emersi nel corso dell'analisi e che appaiono come

criticità da affrontare rispetto al miglioramento nel funzionamento del meccanismo dei TEE.

Ampie differenze nell'operatività delle SEE tra zone del Paese: su 1913 SEE accreditate al 31 maggio

2011 solo 297 hanno ottenuto TEE. Nonostante l'AEEG affermi che i motivi esulano dal meccanismo, è

un elemento che meriterebbe ulteriore e specifico approfondimento. La percentuale è variata dal 10%

delle società accreditate nel maggio 2006 al 16% di quella del maggio 2011 (passando pertanto in 5

anni da 58 nel 2006 a 297 società). Di questo 16% il 49,5% è localizzato al Nord, il 34,3% al Centro e

il 16,2% al Sud. Evidente il divario tra le zone geograficamente più distanti del Paese. Benché ci sia

una tendenza al riequilibrio, i tempi di risposta appaiono eccessivamente lunghi (erano 231 nel 2009

di cui il 51,1% al Nord, il 38,5% al Centro e il 10,4% al Sud).

Difficoltà per i distributori ad operare nell'offerta di TEE: evidenza data dalle 319 imprese di

distribuzione non obbligate che pur potendo operare nell'offerta di TEE, non hanno sviluppato il

mercato. Di queste infatti solo 14 hanno effettivamente ottenuto direttamente TEE.

Difficoltà relative all'incontro tra la domanda (soggetti obbligati) e l'offerta (detentori di TEE): difficoltà

da ricondurre non a criticità organizzative essendo a disposizione piattaforme di incontro e scambio dei

titoli ma a comportamenti opportunistici o di arbitraggio da parte dei soggetti operanti. Si pensi

all'opportunità per le SSE e SEM di non offrire i TEE speculando nell'attesa di possibili rialzi del prezzo.

Criticità relative all'emissione di TEE: l'AEEG affermava nel Quinto rapporto annuale che "la situazione

non risulta invece essere migliorata in modo significativo con riferimento al conseguimento

dell’obiettivo per l’anno 2011, rispetto al quale i progetti qui considerati genereranno una quota

minima di risparmio energetico utile e sarà dunque necessario sviluppare nuove iniziative", ovvero il

problema si pone sulla tipologia di progetti presentati e sul periodo temporale su cui questi generano il

risparmio. Le vite utili dei progetti che si intendono realizzare sono pertanto un fattore cruciale. Più

sono strutturali ed a medio lungo termine, più questo risulterà ottimale per il riconoscimento annuale

dei TEE e per la loro affluenza in termini di numerosità complessiva sul mercato.

Questi elementi sono analizzati nel dettaglio nella sezione successiva che si focalizza sull’andamento

del meccanismo dei TEE, sui risultati conseguiti e sulle criticità emerse.


42

SEZIONE III

-

Analisi critica dell’andamento mercato dei TEE e risultati conseguiti

Di fronte ai limiti che i distributori possono avere nell’effettuare risparmi energetici direttamente

presso i consumatori finali, è stato istituito un mercato dei TEE in cui i distributori possono acquistare

titoli generati da soggetti terzi (SSE ed energy manager) in borsa o tramite contratti bilaterali.

Infatti, in coerenza con il teorema di Coase, la generazione di un mercato in cui i titoli possono essere

liberamente contrattati, dovrebbe assicurare un’allocazione efficiente delle risorse: interventi effettuati

da chi è nella posizione di farli al minor costo, e TEE acquistati da chi li valuta di più.

Nel mercato dei TEE il prezzo di borsa varierà per bilanciare una domanda di titoli rigida e anelastica,

in quanto formata da soggetti obbligati per legge, ed un’offerta formata tipicamente da soggetti terzi

non sottoposti a vincoli di riduzione. Il prezzo dei TEE è quindi la variabile che permette un

aggiustamento progressivo del mercato. In caso di abbondanza di permessi rispetto agli obblighi

fissati il prezzo di borsa sarà basso e tale da non incentivare nuovi interventi in EE che

accrescerebbero ulteriormente l’offerta; una scarsità di permessi rispetto agli obblighi fissati

comporterà un aumento dei prezzi che renderà conveniente intraprendere nuovi investimenti in

progetti di EE. Tale aggiustamento non avviene istantaneamente.

Le sezioni successive analizzano l’andamento del mercato, lo scostamento tra domanda e offerta e il

conseguente andamento dei prezzi. Successivamente svilupperemo un’analisi critica volta a

evidenziare quali barriere hanno impedito un pieno sviluppo del mercato dei TEE.

1. Mercato dei TEE: lato della domanda (obblighi)

Gli obiettivi nazionali, quantificati in tep risparmiate annualmente (tep/anno), sono passati da 0,2

Mtep/anno nel 2005 a 6 Mtep/anno nel 2012, con un incremento medio annuo del 70%, pari a 0,8

Mtep/anno. Nel periodo 2005-2012 l’obbligo medio annuo di efficienza energetica è 2,8 Mtep/anno,

mentre la somma cumulata dei risparmi energetici da conseguire complessivamente è di 22 Mtep. La

figura successiva, che riporta gli obiettivi nazionali suddivisi tra le voci “energia elettrica” e “gas”,

evidenzia il costante incremento degli obiettivi e, in particolare, l’impennata tra 2007 ed il 2008

apportata in corso d’opera dal DM 21/12/2007.

Fig. 2 – Obblighi di efficienza energetica per distributori elettrici e di gas (Mtep)

0,1 0,2 0,41,2

1,82,4

3,13,5

0,1 0,20,4

1

1,4

1,9

2,2

2,5

0

1

2

3

4

5

6

7

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

energia elettrica gas

Fonte: D.M. 20/7/2004 e 21/12/2007


43

Per risultare adempienti, i soggetti obbligati devono consegnare entro il 31 maggio di ogni anno t un

ammontare di TEE pari ad almeno il 60% dell’obbligo relativo all’anno t-1, avendo quindi la possibilità

di trasferire all’anno successivo il rispetto del restante 40% del proprio obbligo. In base a questa

diversa contabilizzazione, possiamo calcolare i diversi obblighi annuali e cumulati, con e senza

trasferimento del 40%, come riportato nella tabella successiva20

Tab. 1 – Obblighi con e senza esenzione: valori annuale e somma cumulata (Mtep)

Anno Totale

obblighi

somma cumulata obblighi

obblighi con trasferimento

(60% obbligo anno t + 40% obbligo anno t-1)

somma cumulata obblighi con trasferimento

01/2005-05/2006 0,16 0,16 0,09 0,09

06/2006-05/2007 0,31 0,47 0,25 0,34

06/2007-05/2008 0,63 1,1 0,51 0,85

06/2008-05/2009 2,2 3,3 1,57 2,42

06/2009-05/2010 3,2 6,5 2,8 5,22

06/2010-05/2011 4,3 10,8 3,86 9,08

06/2011-05/2012 5,3 16,1 4,9 13,98

06/2012-05/2013 6 22,1 5,72 19,7

06/2013-05/2014 - - 2,4 22,1

Fonte: elaborazione RIE su D.M. 20/7/2004 e 21/12/2007

2. Il mercato dei TEE: lato dell’offerta (generazione dei TEE)

Il meccanismo dei TEE ha promosso una risparmio di tep che è cresciuto costantemente negli anni,

seppur con tassi di variazione non costanti, passando da 0,28 Mtep/anno nel 2005 (maggio 2006) a 5

Mtep/anno nel 2011 (maggio 2012), con un incremento medio annuo del 66%, pari a 0,55 Mtep/anno.

L’ammontare crescente di TEE generati nell’ultimo anno (+2 Mtep) è in parte riconducibile

all’introduzione del coefficiente TAU.

In base agli ultimi dati disponibili, dal 2005 al maggio 2012 sono state emesse in media 1,9 milioni di

tep annui, mentre la somma cumulata dei risparmi energetici conseguiti al maggio 2012 è pari a 14,7

Mtep.

I progetti a cui si è fatto più ricorso (in valore assoluto) sono quelli nell’ambito elettrico generanti TEE

di tipo I, la cui percentuale è stata sempre dominante, seppur in calo dal 75% nel primo anno fino al

53% nell’ultimo. Sia la quota percentuale che il numero assoluto di TEE di seconda tipologia è

costantemente aumentato negli anni, mentre i TEE III hanno iniziato a svilupparsi solo a seguito del

riconoscimento del rimborso tariffario, mentre i TEE IV per cui non è previsto alcun rimborso tariffario

non sono stati emessi.

20 i distributori inadempienti agli obblighi assegnati sono soggetti a sanzioni, il cui ammontare non è definito dalla legislazione, ma

da definire in rapporto alle tep non risparmiate e rispetto all’obiettivo specifico del distributore.


44

Fig. 3 - Emissione annuale dei TEE per tipologia

75%80% 77%

74%70%

55%

53%

22%

16%20%

21%

24%29%

30%

6% 16%

17%

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

01/2005-05/2006 06/2006-05/2007 06/2007-05/2008 06/2008-05/2009 06/2009-05/2010 06/2010-05/2011 06/2011-05/2012

TEE tipo I TEE tipo II TEE tipo III

Fonte: elaborazione RIE su rapporti annuali AEEG e newsletter mensili GME

Tab.2 - emissione di TEE: valori annuale e somma cumulata (Mtep)

Periodo Totale annuale Totale cumulato

01/2005-05/2006 0,29 0,29

06/2006-05/2007 0,61 0,90

06/2007-05/2008 0,90 1,80

06/2008-05/2009 1,98 3,79

06/2009-05/2010 2,86 6,65

06/2010-05/2011 3,02 9,67

06/2011-05/2012 5,08 14,74


3. Il mercato dei TEE: bilanciamento domanda e offerta (obblighi vs generazione)

Valori annuali: La comparazione degli obblighi e della emissione annuale di TEE mostra un problema

strutturale nel mercato dei certificati bianchi. Seppure sia cresciuta costantemente nel tempo, la

generazione annuale di TEE non è stata in grado di coprire gli obblighi annuali, aumentati ad un tasso

maggiore. Dopo i primi anni di surplus di CB, dal 2009 la quantità di TEE generati ogni anno è stata

sistematicamente inferiore ai relativi obblighi. Come mostra la tabella successiva, dal 2009 al maggio

2012 incluso, la differenza annuale tra generazione ed obblighi è stata negativa ed è cresciuta nel

tempo, passando da -0,2 Mtep nell’anno 2008 fino -1,3 Mtep nell’anno 2010, per poi calare a -0,2

Mtep nell’anno d’obbligo 2011. Nell’ultimo anno quindi la differenza tra obblighi e generazione di TEE è

andata assottigliandosi nonostante l’aumento progressivo degli obblighi. La forte crescita dei TEE

(passati da 3 Mtep emessi nell’anno d’obbligo 2010 a 5 Mtep nel 2011) è da imputarsi principalmente

all’introduzione del TAU che, equiparando la vita utile con la vita tecnica degli interventi, riconosce di

fatto un maggior numero di CB per intervento effettuato.

Valori annuali con trasferimento obblighi: La situazione migliora se, a fronte della generazione

annuale di TEE, compariamo gli obblighi annuali al netto della possibilità di consegnare nell’anno t un

numero di CB pari al 60% dell’obbligo nell’anno t oltre che l’eventuale 40% dell’obbligo relativo

all’anno t-1. In questo caso la generazione annuale di CB riesce a coprire gli obblighi fino al 2009, ma

nell’anno successivo il mercato mostra la stessa scarsità strutturale di permessi (-0,84 Mtep), mentre

nell’ultimo anno d’obbligo la generazione di TEE è appena sufficiente a coprire l’obbligo con

trasferimento.


45

Tab. 3 - Generazione TEE vs obblighi annuali con e senza trasferimento obblighi (Mtep)

Generazione

(1) Obbligo

(2) Differenza

(1)-(2)

Obbligo con trasferimento (60% anno t + 40% anno t-1)

(3)

Differenza con

trasferimento (1)-(3)

01/2005-05/2006 0,29 0,16 0,13 0,09 0,19

06/2006-05/2007 0,61 0,31 0,30 0,25 0,36

06/2007-05/2008 0,90 0,63 0,27 0,50 0,40

06/2008-05/2009 1,98 2,20 -0,22 1,57 0,41

06/2009-05/2010 2,86 3,20 -0,34 2,80 0,06

06/2010-05/2011 3,02 4,30 -1,28 3,86 -0,84

06/2011-05/2012 5,08 5,30 -0,22 4,90 0,18

06/2012-05/2013 - 6,00 - 5,72 -

06/2013-05/2014 - - - 2,40 -


Fig. 4 - Generazione vs obblighi: differenza con e senza trasferimento obblighi (Mtep)

0,1

0,3 0,3

-0,22-0,34

-1,28

-0,22

0,19

0,36 0,40 0,41

0,06

-0,84

0,18

-1,4

-1,2

-1,0

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0,0

0,2

0,4

0,6

fino al 31-5-06 fino al 31-5-08 fino al 31-5-10 fino al 31-5-12

differenza differenza con esenzione


Dal momento che i TEE generati e non consegnati possono essere bancati e utilizzati in un momento

successivo, per valutare la capacità effettiva del mercato di promuovere una generazione di titoli

sufficiente a coprire gli obblighi nazionali di risparmio energetico è necessario comparare la somma

cumulata della generazione annuale di TEE con la somma cumulata degli obblighi.

Valori cumulati (banking) L’analisi effettuata sui dati cumulati conferma che la differenza tra

l’offerta complessiva di TEE e degli obblighi è andata assottigliandosi negli anni, diventando negativa

negli ultimi 2 anni (2010 e 2011). La somma totale di CB generati all’aprile 2012 –e pari a 14,7 Mtep-

è infatti inferiore della sommatoria degli obblighi annuali, pari a 16,1 Mtep, causando una carenza

strutturale di 1,4 Mtep di CB che mettono in discussione le effettive capacità per gli operatori di

adempiere agli obblighi a cui sono stati sottoposti. Tuttavia, la combinazione del banking con la

possibilità di trasferire di un anno l’adempimento del 40%, ha permesso un bilanciamento del

mercato. Come mostra l’ultima colonna della tabella successiva, la differenza tra generazione

cumulata e obblighi con esenzione del 40% tende ad assottigliarsi negli anni, ma senza mai diventare

negativa.


46

Tab.4 - Generazione TEE vs obblighi: valori cumulati (con e senza trasferimento obblighi)

(Mtep)

Generazione Cumulata

(1)

obbligo cumulato

(2) Differenza

(1)-(2)

somma cumulata

obblighi con esenzione (3)

differenza cumulata

con esenzione (1)-(3)

fino al 31-5-06 0,29 0,16 0,13 0,09 0,19

fino al 31-5-07 0,90 0,47 0,43 0,34 0,56

fino al 31-5-08 1,80 1,10 0,70 0,85 0,95

fino al 31-5-09 3,79 3,30 0,48 2,42 1,37

fino al 31-5-10 6,65 6,50 0,15 5,22 1,43

fino al 31-5-11 9,67 10,80 -1,13 9,08 0,59

fino al 31-5-12 14,74 16,10 -1,36 13,98 0,76

fino al 31-5-13 - 22,10 - 19,70 -

fino al 31-5-14 22,10 -


Fig. 5 - Generazione vs e obblighi: Differenza cumulata con e senza trasferimento obblighi (Mtep)

0,13

0,43

0,70

0,48

0,15

-1,13-1,36

0,19

0,56

0,95

1,37 1,43

0,59

0,76

-1,50

-1,00

-0,50

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

fino al 31-5-06 fino al 31-5-08 fino al 31-5-10 fino al 31-5-12

differenza cumulati differenza cumulati con trasferimento obblighi


In conclusione, dai dati annuali si evince come, a partire dall’anno d’obbligo 2008, il numero di titoli

generati ogni anno sia sistematicamente inferiore ai relativi obblighi annuali. Pertanto, in assenza del

banking e senza la possibilità di trasferire all’anno successivo l’adempimento del 40% dell’obbligo,

l’ammontare di titoli generati non sarebbe stato sufficiente ad ottemperare ai relativi obblighi.

Tuttavia, dall’analisi dei dati cumulati emerge che, grazie alla possibilità di ricorrere al banking, di

posticipare l’adempimento del 40% dell’obbligo, e alla successiva introduzione del coefficiente TAU,

per ogni anno l’offerta di titoli è potenzialmente in grado di coprire i relativi obblighi. In particolare,

parte del surplus di TEE generati nei primi anni in cui il mercato risultava lungo sono stati stoccati al

fine di coprire gli obblighi futuri, attutendo la scarsità strutturale di CB nel mercato (dovuta a un

aumento degli obblighi superiore all’aumento dell’offerta di permessi). Inoltre, a capacità dell’offerta di

coprire la domanda è stata resa possibile grazie alla decisione dell’AEEG di modificare i criteri di

rilascio dei TEE attraverso l’introduzione del coefficiente TAU che, equiparando al vita utile alla vita

tecnica di un intervento, ha permesso il rilascio di un maggior numero di TEE per progetto approvato

nell’ultimo anno d’obbligo, comportando un significativo incremento dei titoli nel 2011. Senza questa

decisione correttiva, il numero di TEE generati nell’ultimo anno d’obbligo sarebbe stato inferiore e nel

mercato non ci sarebbero stati TEE in misura sufficiente a coprire gli obblighi.

Il rapporto semestrale pubblicato in aprile 2012 dall’AEEG stima che, grazie all’introduzione del

coefficiente TAU, i TEE disponibili al 31 maggio 2012 saranno in grado di coprire fino al 70% degli


47

obblighi (al netto del 40% degli obblighi relativi all’anno 2010), i TEE disponibili al maggio 2013

dovrebbero essere in grado di coprire fino il 60% dell’obbligo 2012, oltre a consentire la copertura del

40% dell’obbligo dell’anno 2011.

Tab. 5 - Previsioni AEEG relative all’ammontare di titoli che si renderanno disponibili per adempiere agli obblighi fissati per gli anni 2011 e 2012

TEE disponibili* Obiettivo % di copertura

Al 31 maggio 2012 3,6 – 3,7 milioni 5,3 Mtep 69% - 70%

Al 31 maggio 2013 0,9 – 3,6 milioni 6 Mtep 16 - 60%

Fonte: AEEG 2012

* titoli in circolazione a seguito della copertura nell’anno t del 40% dell’obbligo nell’anno t-1.

Nonostante alcuni importanti accorgimenti della regolazione, come l’introduzione del TAU, abbiano

permesso di evitare una scarsità strutturale, il mercato dei TEE sembra mostrare un equilibrio precario

e un’incertezza relativa all’effettiva adeguatezza dello strumento TEE rispetto agli obblighi esistenti ed

a quelli futuri.

Infatti, la disponibilità di un ammontare di permessi appena sufficiente a consentire l’adempimento del

60% degli obblighi non assicurerà automaticamente un pieno adempimento, dal momento che

l’informazione relativa alla distribuzione dei TEE (chi li detiene) non è disponibile, e quindi non

sappiamo se i TEE siano effettivamente nelle mani di chi deve rispondere agli obblighi. Non possiamo

infatti escludere la possibilità che parte dei distributori possegga titoli in misura superiore ai propri

obblighi per assicurarsi contro una possibile futura scarsità di permessi, né possiamo escludere che

parte dei venditori adotti comportamenti strategici di trattenuta dell’offerta, finalizzata ad accrescere i

prezzi in borsa. Lo strumento del banking non è infatti utilizzato solo dai distributori nelle decisioni di

adempimento ma anche dai soggetti volontari che possono decidere se vendere immediatamente un

TEE generato o se stoccarlo per venderlo in futuro a prezzi maggiori.

I dati pubblicati da AEEG mostrano che al giugno 2011, dopo l’annullamento dei permessi per

l’adempimento agli obblighi relativo all’anno 2010 (per cui è stato coperto il 63% dell’obiettivo 2010 di

4,3 Mtep e sono state compensate 39 delle 41 inadempienze del 2009), era presente un surplus di 0,5

Mtep (banking), più del 10% del relativo obbligo. L’83% di questo surplus era nelle mani delle SSE,

ma non sappiamo se questa eccedenza sia riconducibile a un atteggiamento strategico delle SSE

finalizzato ad accrescere il prezzo dei TEE, o a un comportamento attendista dei distributori che

complessivamente avevano già coperto il proprio obbligo 2010.

Tab. 6 - Banking di TEE per tipologia di soggetti dopo l’annullamento degli obblighi (tep)

TOTALE %

Distributori obbligati 71.696 14%

Distributori non obbligati 1.493 0%

SSE 411.532 83%

SEM 1.345 0%

altri soggetti (trader, ecc.) 8.578 2%

TEE ancora presenti sui conti dopo annullamenti 494.644 100%

Fonte: AEEG 2012

4. Andamento dei prezzi e comparazione con il contributo tariffario

Dopo aver analizzato l’andamento della domanda e dell’offerta di permessi, guardiamo come i prezzi

dei TEE sono variati nel mercato. Ciascuna delle tre tipologie di TEE può essere scambiata sia in borsa

che attraverso contratti bilaterali, dando luogo a sei tipi di prezzi. Per ciascuna di queste sei categorie,

il GME riporta con cadenza settimanale (borsa, dati disponibili da ottobre 2006) e mensile (bilaterale,


48

dati disponibili da aprile 2008) i relativi volumi scambiati ed i prezzi massimi e minimi di scambio.

Soppesando i volumi scambiati per il relativo prezzo, il GME calcola inoltre il prezzo medio ponderato.

Partendo da questo database, RIE ha soppesato i volumi scambiati di ciascuna tipologia di TEE per i

relativi prezzi ponderati stimando così, su base mensile, un unico prezzo medio ponderato per la borsa

e per i contratti bilaterali. Attraverso la calibrazione del prezzo medio ponderato di borsa e bilaterale

per le relative percentuali di volumi totalmente scambiati, RIE ha infine stimato un unico prezzo medio

ponderato rappresentativo dell’intero mercato dei TEE.

Borsa La Borsa risulta caratterizzata da un grado di frammentazione delle transazioni molto maggiore

rispetto a quello degli scambi bilaterali. Si può notare una preferenza dei distributori per gli acquisti

bilaterali al contrario delle SSE per le vendite in borsa. Vi è poi da rilevare un netto predominio degli

scambi bilaterali rispetto a quelli in borsa nel corso degli ultimi due mesi precedenti la verifica di

conseguimento21. I prezzi di borsa sono stati caratterizzati da: a) una tendenziale convergenza tra le

tre diverse tipologie di TEE e b) da un graduale e costante aumento dei prezzi. L’ abrogazione tramite

DM 2007 del “vincolo del 50%”22 ha di fatto equiparato i TEE di tipo I, II e III ai fini dei rimborsi

tariffari, comportandone una convergenza nei valori. Per questo, relativamente alla borsa, si può fare

riferimento a un unico prezzo medio ponderato, che è anche l’indicatore più appropriato del valore

commerciale dei TEE (e del relativo costo opportunità). La crescita progressiva dei prezzi fino oltre la

soglia dei 100€/tep è invece una conseguenza della sempre maggiore scarsità dell’offerta rispetto alla

domanda, già descritta nella sezione precedente. Il valore dei titoli sul mercato organizzato è cresciuto

così come la liquidità degli scambi in borsa, a fronte di una contemporanea diminuzione della volatilità

del valore dei titoli: negli ultimi tre anni (2008 - 2010) i volumi di TEE scambiati in borsa sono più che

triplicati così come il prezzo medio di scambio (passato da valori vicini a 30 €/TEE agli attuali valori

stabilmente superiori ai 90 €/TEE)23.

Contratti bilaterali La contrattazione bilaterale (Over the Counter – OTC) rappresenta la

maggioranza degli scambi di titoli TEE, con un peso che è variato dall’83% nel 2005 al 65% nel 2010.

Gli scambi OTC mostrano: a) una maggiore variabilità tra i prezzi afferenti alle diverse tipologie di TEE

e b) un prezzo medio ponderato più basso di quello realizzato in borsa24. Infatti, tali contratti, di

durata pluriennale e stipulati tipicamente tra distributori e SSE, hanno anche una valenza assicurativa,

in quanto consentono maggiore flessibilità nella gestione e allocazione del rischio tra le parti. Un

contratto bilaterale può infatti assicurare ad una SSE la certezza di vendita ad un prezzo certo tutti i

certificati che riesce a generare in un determinato arco di tempo, ed il minore rischio determina uno

sconto rispetto ai prezzi di mercato. La contrattazione bilaterale può anche avvenire anche tra società

afferenti allo stesso gruppo industriale (infragruppo) ad un prezzo di scambio nullo, come evidenziano

i dati GME. Questi sono i principali motivi per cui il prezzo medio ponderato dei contratti bilaterali è

inferiore al prezzo di borsa, non risultando quindi il migliore indicatore del valore dei TEE. Infine, a

fronte del maggior peso percentuale degli scambi OTC il prezzo medio ponderato di borsa e bilaterale

è più basso del prezzo di borsa e tende a quello bilaterale

21 Quinto rapporto AEEG - marzo 2010 - pg 38 22 Tale vincolo imponeva ai distributore di realizzare almeno la metà dell’obiettivo loro assegnato attraverso riduzioni di consumi nel

settore in cui operavano 23 Quinto rapporto AEEG - marzo 2010 - pg. 41 24 I prezzi medi ponderati mensili dei contratti bilaterali sono in media inferiori di 17€/tep rispetto ai prezzi di borsa, con differenze

medie mensili che sono arrivate anche a 52 €/tep, come nel mese di agosto 2008 (elaborazioni RIE su dati GME)


49

Fig. 6 - Prezzo medio ponderato: borsa, bilaterale borsa + bilaterale (€/tep)

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

ott-06

gen-07

apr-0

7

lug-07

ott-07

gen-08

apr-0

8

lug-08

ott-08

gen-09

apr-0

9

lug-09

ott-09

gen-10

apr-1

0

lug-10

ott-10

gen-11

apr-1

1

lug-11

ott-11

gen-12

apr-1

2

borsa bilaterale borsa + bilaterale

Fonte: elaborazione RIE su dati GME (dati per bilaterale disponibili da aprile 2008)

In sintesi, l'evoluzione dei prezzi è stata in constante crescita. E' pur vero che l'AEEG afferma che

questo si è verificato con valori medi sempre inferiori al contributo tariffario, eccezion fatta per gli

scambi avvenuti in borsa nel corso dell'anno 2010. Occorre però considerare che il prezzo in borsa è

un segnale della struttura sottostante (domanda/offerta) ed è pertanto da considerarsi come il

benchmark di riferimento rispetto alle necessità di intervento da prevedere. Nell'ultimo anno i prezzi di

borsa sono in aumento rispetto all'andamento del contributo tariffario ciò risulta coerente con la

scarsità di permessi attualmente presente sul mercato.

Per il futuro andamento dei prezzi occorre tenere conto delle novità normative che sono state

introdotte dalle nuove linee guida dell'AEEG (delibera 9/'11). In particolare dal lato dell'offerta:

impatto dell'allungamento della vita utile ovvero della c.d vita tecnica per quei progetti che generano

risparmi energetici superiori a quelli di diritto al rilascio dei titoli (c.d. TAU). Delibera EEN 9/'11

L'emissione dei TEE di tipo II (gas) per gli impianti CAR (cogenerazione ad alto rendimento) che con

durata variabile (da 5 a 15 anni) verranno riconosciuti agli impianti individuati ed entrati dall'aprile

1999.

estensione del contributo ai TEE di tipo IV e V (in base a quanto disposto dal d.lgs. 28/'11) e relativi ai

risparmi energetici conseguiti nel settore dei trasporti e quantificati, rispettivamente, attraverso

l’impiego di schede tecniche standardizzate o altre metodologie (analitiche o a consuntivo)

Si ricorda che sui prezzi incidono anche gli elementi introdotti dalla normativa che benchè esogeni al

meccanismo sono strutturati per riequilibrare in maniera automatica le differenze tra la domanda e

l'offerta. Si può infatti considerare pervasivo l'intervento sul meccanismo delle istituzioni preposte

(MSE, AEEG, ENEA, GSE, ….) questo non solo dal lato del controllo ma anche sull'operatività dello

stesso. Si consideri che l’anno d’obbligo 2009 è stato anche il secondo per il quale il DM 21 dicembre

2007 ha introdotto un meccanismo di assorbimento automatico di eccessi di offerta eventualmente

superiori al 5%, disponendone la ripartizione sugli obiettivi annuali degli anni successivi (si veda il

Terzo Rapporto Annuale AEEG). In particolare, a tal fine il decreto ministeriale prevede che l’Autorità

verifichi i TEE ancora presenti sui conti proprietà di taluni operatori (segnatamente, le società terze

operanti nel settore dei servizi energetici e i soggetti adempienti all’obbligo di nomina dell’energy

manager ammessi ad operare nel meccanismo) dopo le comunicazioni di annullamento.

Si tenga infine conto che l'informazione richiesta ed in possesso dei decisori istituzionali risulta molto

ampia in tutte le attività svolte dagli operatori basti pensare che con la deliberazione n. 345/07 l'AEEG

ha introdotto anche l’obbligo di registrazione presso di essa del contenuto degli accordi sottoscritti dai

distributori obbligati per l’acquisto bilaterale di titoli.


50

Contributo tariffario A fronte della consegna annuale di TEE i distributori obbligati ricevono un

contributo tariffario, fissato inizialmente pari a 100€/tep (fino al 2008), e in seguito aggiornato

annualmente in maniera inversamente proporzionale alla variazione registrata dal prezzo medio

dell’energia, in modo da evitare un’eccessiva lievitazione della bolletta energetica.

Tab. 7 - Valore del contributo tariffario

Anno €/tep

gen 05 - mag 09 100

giu 09 - mag 10 88,92

giu 10 - mag 11 92,22

giu 11 - mag 12 93,68

giu 12 - mag 13 86,98

Fonte: AEEG

Nel caso in cui il contributo tariffario risulti superiore al prezzo di mercato, i distributori trarranno per

ogni certificato consegnato un guadagno che va in parte a compensare i costi indiretti sostenuti per

adempiere agli obblighi (costi amministrativi, gestionali, organizzativi, di trading etc.). Il caso

contrario costituisce invece un costo a carico dei distributori che si troverebbero quindi a

sovvenzionare indirettamente l’efficienza energetica nei consumi finali.

Il mercato dei TEE è stato caratterizzato da una sistematica divergenza tra rimborso tariffario e prezzo

dei TEE. Negli anni in cui il contributo tariffario è stato superiore al prezzo di mercato, il meccanismo

dei TEE è stato criticato perché generante un guadagno per i distributori. Negli anni di scarsità

dell’offerta in cui il prezzo dei TEE è stato superiore al contributo, il meccanismo dei TEE è stato

criticato perché incapace di incentivare una emissione di titoli sufficiente a coprire la domanda,

causando un margine negativo per i distributori a cui sono stati imposti degli obblighi ma, a causa dell’

unbundling e dei divieti all’ attività post-contatore, senza esser stati dotati degli strumenti necessari

per poterli rispettare.

Di seguito stimiamo l’impatto economico del meccanismo dei TEE sui distributori derivante da una

divergenza sistematica tra prezzi e contributo tariffario. L’entrata economica per i distributori è

stimata moltiplicando il numero di permessi consegnati ogni anno per il relativo contributo tariffario.

Non avendo a disposizione dati relativi ai costi sostenuti per generare i TEE, li stimiamo ponderando i

permessi consegnati per il prezzo di borsa perché tale prezzo meglio riflette il costo opportunità dei

certificati ed è il benchamrk di riferimento più attendibile del valore dei certificati e del relativo costo di

generazione degli stessi. In tal modo ipotizziamo che tutti i TEE consegnati, compresi quelli generati

dagli stessi soggetti obbligati con iniziative interne (su propri impianti/edifici ecc), abbiano avuto un

costo equiparabile ai prezzi registrati in borsa, che meglio riflettono il valore di mercato e il costo-

opportunità dei TEE.25

La stima dei costi tiene conto solo dei costi diretti sostenuti dalle imprese, mentre, a causa di

mancanza di dati attendibili, non considera i costi indiretti sostenuti dai distributori per ottemperare

agli obblighi di efficienza energetica, tra cui costi organizzativi, costi di distribuzione e informazione,

costi relativi al marketing e alle spese giuridiche per garantire la conformità al meccanismo. La

mancata considerazione dei costi indiretti causa una sottostima dei costi sostenuti dai distributori e

una sovrastima dei relativi guadagni26.

25 Il prezzo medio ponderato borsa+bilaterale non riflette invece il valore di mercato dei TEE. Infatti i contratti bilaterali, essendo riferiti al lungo periodo, possono non riflettere le dinamiche dei prezzi di mercato. Inoltre, tale prezzo sconta gli scambi OTC e infragruppo avvenuti a prezzo nullo per cui non sappiamo in che misura si riferiscano a cessioni vere e proprie o a scambi di natura finanziaria poco rappresentativi del costo effettivo sostenuto dai distributori. 26 In merito, i distributori fanno presente che, specialmente nella fase di avviamento del meccanismo, gli investimenti in efficienza sono stati effettuati prendendo a riferimento aspettative di prezzo superiori a quelle inizialmente realizzate. Pertanto, per le imprese che hanno fatto investimenti diretti i costi aziendali possono essere risultati superiori ai prezzi di borsa.


51

Tab. 8 – Margini negativi e Guadagni da Meccanismo dei TEE

TEE

Restituiti (MTep)

Contributo Unitario (€/TEE)

Prezzo borsa

(€/TEE)

Rimborsi (1)

Esborsi (2)

Differenza (1)-(2)

Variazione annuale

gen 05 - mag 06 0,16 100 83,7 15,6 13,0 2,5 2,5

giu 06 - mag 07 0,31 100 62,1 31,2 19,4 11,8 9,3

giu 07 - mag 08 0,63 100 51,12 62,9 32,1 30,7 18,9

giu 08 - mag 09 2,07 100 77,1 207,5 160,0 47,5 16,8

giu 09 - mag 10 2,42 88,92 87,19 215,1 210,9 4,2 -43,3

giu 10 - mag 11 3,53 92,22 97,34 325,7 343,8 -18,1 -22,3

giu 11 - mag 12 4,90* 93,68 103§ 459,0 503,7 -44,6 -26,5

Fonte: elaborazione RIE su dati GME e AEEG

* Non avendo i dati sul restituito la stima per l’anno d’obbligo 2011 è fatta in riferimento al relativo obbligo con possibilità di

trasferimento, ipotizzando quindi che, come stima l’AEEG sia disponibile un ammontare di TEE sufficiente a coprire i relativi obblighi §valori stimati su dati GME

L’analisi rivela che nei primi anni i distributori hanno generato un guadagno derivante da un prezzo di

borsa inferiore al contributo tariffario. Dopo essere cresciuta fino al 2008, tali proventi si sono

successivamente annullati. Il meccanismo dei TEE ha invece generato per i distributori un margine

negativo di 18 mln€ e quasi 45 mln€ nel 2010 e 2011, anni in cui il mercato corto ha generato un

prezzo di borsa superiore al contributo tariffario, comportando quindi un costo per i distributori.

L’andamento e la variazione annuale di questi valori rivela una progressiva riduzione dei guadagni fino

a un costante aumento dei costi, che rischiano di aumentare ulteriormente in futuro nel caso persista

una situazione di mercato corto con spinte al rialzo dei prezzi.

L’origine di questo problema è imputabile alla divergenza tra contributo fissato in via amministrativa e

prezzo dei TEE determinato secondo i fondamentali di domanda e di offerta. Questo squilibrio è

pertanto destinato a permanere dal momento che è impossibile che il prezzo di mercato converga

spontaneamente verso il contributo definito amministrativamente

Per evitare futuri margini negativi o guadagni netti derivanti dalla divergenza tra prezzi dei TEE e

contributo tariffario si propone quindi una revisione del criterio di calcolo del contributo tariffario,

assicurandone una convergenza con il prezzo dei TEE di borsa. Infatti, la convergenza e l’uguaglianza

tra prezzo dei titoli e contributo tariffario è l’unica strategia efficace per evitare guadagni ingiustificati

o l’imposizione di costi eccessivi.

5. Ruolo dei soggetti attivi nel mercato

I CB sono stati generati in maniera contenuta dai distributori soggetti agli obblighi di EE, mentre in

larga parte sono stati emessi da SSE, con un giro di affari che il Politecnico di Milano ha stimato per il

2010 pari a 3,5 mld €, con un trend positivo e in crescita (+30% rispetto al 2009 e + 130%

sull’orizzonte 2006-2010). La consolidazione di queste società che, in una ottica di mercato, hanno

colto le opportunità di sviluppo, sopperendo alla difficoltà/impossibilità dei distributori di attuare

direttamente gli interventi (a causa dei limiti nelle attività post-contatore), costituisce sicuramente uno

dei risultati più significativi del meccanismo dei TEE.

Fig. 7 - Generazione di TEE per tipologia di soggetti


52

Fonte: elaborazione RIE su dati AEEG

Tab. 9 - Percentuale di TEE generati per tipologia di soggetti

fino a

31-05-06 fino a

31-05-07 fino a

31-05-08 fino a

31-05-09 fino a

31-05-10 fino a

31-05-11 fino a

31-12-12

SSE 64,60% 72,30% 76,60% 80,80% 83,50% 81,30% 81,60%

distributori obbligati 32,90% 15,50% 21,50% 18,20% 15,50% 13,70% 12,70%

distributori non obbligati 2,50% 12,20% 1,90% 1,00% 0,40% 0,50% 0,50%

energy manager 0 0 0 0 0,60% 4,50% 5,10%


5.1 Interventi di soggetti obbligati (distributori)

Il numero di TEE generati direttamente dai distributori obbligati è cresciuto da 0,04 nel primo anno

d’obbligo fino a 1,45 Mtep, con un aumento medio annuo di 0,23 Mtep (+104%). Il peso percentuale

dei TEE generati direttamente da distributori obbligati è tuttavia diminuito nel tempo, passando da

32,9% a maggio 2006 fino a 12,7% a fine 2011. Il numero di TEE generati da distributori è quindi

aumentato nel tempo ma ad un tasso inferiore della crescita totale di TEE.

Questo dato in controtendenza evidenzia le difficoltà che, con il passare degli anni, i distributori hanno

incontrato nel coprire internamente i propri obblighi. Difficoltà imputabile, dal lato domanda, alla

crescita degli obblighi e, dal lato offerta, all’esaurirsi progressivo di quegli interventi, come la

distribuzione di lampadine LFC e di frangi getto, che permettevano ai distributori di generare TEE

senza un contatto diretto con i consumatori finali. Questa barriera evidenzia come i distributori siano

stati sottoposti ad obblighi senza tuttavia avere a pienamente disposizione gli strumenti necessari per

perseguirli. La difficoltà a reperire TEE in modo diretto ha fatto sì che i distributori abbiano

tendenzialmente fatto affidamento sull’acquisto di TEE in borsa o a mezzo di contratti bilaterali per

soddisfare i propri obblighi.

5.2 Interventi di SSE

Il numero di TEE generati direttamente da SSE è cresciuto da 0,19 nel primo anno d’obbligo fino a

9,34 Mtep, con un aumento medio annuo di 1,5 Mtep (+65%). Le SSE hanno sempre generato oltre il

50% dell’offerta di TEE, con un peso percentuale cresciuto da 64,6% nel maggio 2006 fino a 81,6% a

fine 2011. Il costante aumento dei prezzi dei TEE e l’evidenza delle opportunità di investimento con

ritorni economici positivi hanno infatti favorito la costituzione e di nuove SSE attive nel mercato dei

TEE, il cui numero è cresciuto da 56 (su 577 accreditate) nel 2006 a 314 (su oltre 2.000 accreditate)

nel 2011.


53

Questi dati confermano come le forze di mercato e la possibilità di libera contrattazione tra le parti

abbiano saputo (almeno in parte) sopperire alle barriere normative che limitano l’attività diretta dei

distributori presso i clienti finali. La crescita dei TEE generati da SSE e la stipulazione di contratti

bilaterali capaci di garantire la vendita di TEE ad un prezzo certo (non sempre garantito in borsa)

hanno favorito la crescita di interventi e di TEE generati negli anni, permettendo ai distributori di

coprire in larga parte il proprio obbligo.

I dati aggregati relativi alle SSE non ci consentono però di distinguere tra Società di servizi controllate

o comunque riconducibili al gruppo societario cui fa parte il distributore obbligato e SSE terze ed

indipendenti. Infatti, nonostante il vincolo normativo che impedisca ai distributori di effettuare

interventi diretti post-contatore, a seguito dell’istituzione del meccanismo dei TEE il 90% dei soggetti

intervistati nell’indagine campionaria effettuata da RIE ha rinnovato il proprio assetto organizzativo,

creando all’intero del medesimo gruppo industriale delle SSE controllate o affiliate aventi la possibilità

di realizzare efficienza energetica direttamente presso i consumatori.

5.3 Ruolo delle SSE affiliate a distributori (risultati indagine campionaria)

Parte dei TEE generati da SSE è stato quindi emesso da società affini ai distributori obbligati e molte

delle contrattazioni bilaterali sono state infragruppo. Questo spiega perché alcuni scambi OTC siano

avvenuti ad un prezzo nullo, scontando il valor medio del prezzo bilaterale rispetto a quello di borsa.

L’aggregazione dei dati fornitici dai distributori intervistati rivela che la generazione diretta di TEE da

parte dei distributori oggetto dell’indagine campionaria è costantemente aumentata nel tempo, ma ad

un tasso decrescente. Questo andamento, combinato con l’aumento progressivo degli obblighi, spiega

perché la percentuale di obblighi coperta da generazione diretta di TEE sia andata progressivamente

riducendosi negli anni, calando dal 25% nel 2005 e 28% nel 2006 fino all’8% nel 2010. Queste stime

sono in linea con i dati precedentemente presentati e confermano come il ruolo dei distributori si sia

progressivamente ridotto, a fronte dell’esaurirsi delle opportunità più economiche di intervento diretto.

L’indagine campionaria rivela inoltre che le SSE affiliate ai gruppi industriali hanno avuto un ruolo

attivo nella generazione di TEE. Il numero dei TEE generati da SSE affiliate è costantemente cresciuto

con un aumento medio annuo del 62%, seppure con tassi di variazione decrescenti nel tempo. La

generazione di titoli da parte di SSE ha coperto una percentuale degli obblighi dei distributori cresciuta

nei primi anni (dal 30% nel 2005 al 44% nel 2007) per poi calare progressivamente fino al 9% nel

2010, dal momento che il tasso di crescita degli obblighi è stato superiore del tasso di crescita dei titoli

emessi.

I distributori hanno mediamente generato internamente (o direttamente o tramite SSE affini) un

ammontare di TEE che ha coperto una percentuale dei relativi obblighi diminuita dal 67% nel 2006

fino al 17% nel 2010.

Fig. 8- Percentuale di obblighi coperti internamente

25% 28%21%

12% 10% 8%

30%

39%44%

21%

10%9%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

2005 2006 2007 2008 2009 2010

generazione TEE distributori/obbligo generazione TEE SSE affiliate/obbligo

Fonte: elaborazione RIE su indagine campionaria


54

Seppure conforme alle linee di tendenza, la considerazione dell’attività svolta delle SEE affiliate ai

distributori tende in parte a cambiare il quadro precedentemente presentato, senza tuttavia alterarlo

in maniera significativa. Le SSE rimangono i soggetti più attivi nella generazione dei titoli ma, in base

ai dati raccolti, possiamo affermare che parte di questi titoli è stata emessa da SSE affiliate, in una

percentuale variata dal 22% nel 2005 e 2006, aumentata fino al 31% nel 2007 per poi calare al 12%

nel 2010. Queste percentuali rappresentano sicuramente una sottostima del ruolo delle SSE affini: non

solo perché l’indagine conoscitiva non è stata svolta su tutti i soggetti obbligati, ma anche perché

parte dei distributori intervistati non ha rilasciato informazioni relative al ruolo di SSE appartenenti allo

stesso gruppo industriale.

Fig. 9 – TEE generati da SSE affiliate su TEE complessivamente generati da SSE

22% 22%

32%

20%

10% 12%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2005 2006 2007 2008 2009 2010

TEE generati SSE affiliate/TEE generati da SSE

Fonte: elaborazione RIE su indagine campionaria

I risultati dell’indagine conoscitiva condotta tra l’80% dei distributori obbligati rivela come il

meccanismo dei TEE abbia spinto le società energetiche a ripensare il proprio modello organizzativo,

con alcuni casi di eccellenza in cui le imprese hanno ampliato la propria attività di business,

estendendola a nuove aree di intervento e trasformandola da mera distribuzione di energia a offerta di

un servizio energetico. Seppure non paragonabile all’attività svolta da SSE indipendenti che hanno

fatto dell’efficienza energetica il proprio core business, i distributori sembrano quindi avere un

comportamento meno “passivo” rispetto a quanto emergerebbe dall’analisi dei dati aggregati. Per

sopperire ai propri obblighi i distributori hanno in larga parte acquistato TEE da soggetti terzi ma sono

anche riusciti a coprire direttamente il proprio obbligo o tramite generazione diretta di titoli o tramite

acquisto infragruppo di CB da SSE affiliate. Nel tempo tuttavia questa tendenza è andata riducendosi,

sia a causa del progressivo inasprirsi degli obblighi, sia a seguito della riduzione degli interventi più

economici. Nonostante l’incremento dei prezzi di borsa accresca la convenienza di investimenti in EE,

in media i distributori sembrano comunque orientarsi all’acquisto di titoli da soggetti terzi invece che

investire direttamente in efficienza energetica.

Questi dati aggregati presentano inoltre alcune importanti diversità tra imprese. Alcune società hanno

infatti saputo anticipare e cogliere le opportunità offerte dal meccanismo dei TEE, adottando un ruolo

molto attivo nella generazione diretta e indiretta di titoli. Società di dimensioni medio-grandi hanno

saputo generare per i primi anni titoli in maniera superiore al proprio obbligo, riuscendo a stoccare

certificati (banking), avendo anche un ruolo attivo di venditore in borsa. Seppure in calo negli ultimi

anni, queste società hanno saputo coprire direttamente oltre il 50% del proprio obbligo anche negli

ultimi anni. Casi di eccellenza sono rappresentati da due società che hanno sempre coperto il 100%

dei propri obblighi internamente, e altre tre società che fino al 2009 hanno rispettivamente generato

internamente il 76% e il 92% e il 96% dei propri obblighi nel 2009 e il 58% e 55% e 93% nel 2010.

La maggior parte dei soggetti analizzati, e in particolare le imprese di minori dimensioni, sembrano

invece aver avuto un ruolo attivo solamente nei primi anni. Le percentuali di copertura interna degli

obblighi sono infatti drasticamente calate negli anni, nei casi migliori passando dal 166% di copertura

interna nel 2005 al 29% nel 2010; nei casi peggiori passando dal 149% nel 2005 fino al 6% nel 2010.

In questi casi ad un ruolo attivo nei primi anni, grazie anche alla possibilità di interventi a basso costo


55

e ritorni elevati ed in breve tempo, si è contrapposta una difficoltà a entrare in nuove aree di business

e a intraprendere investimenti strutturali. Tale difficoltà può indicare la presenza di barriere che hanno

oggettivamente accresciuto la difficoltà ad entrare direttamente in questi nuovi mercati.

6. Interventi settoriali: interventi realizzati e aree scoperte

Per quanto positiva, la crescita del mercato dei TTE, delle SSE e la relativa generazione di TEE non è

stata sempre sufficiente a coprire gli obblighi imposti per legge, generando un rischio di scarsità di

TEE. Questa tendenza rischia di inasprirsi in futuro, a fronte di obiettivi di efficienza energetica più

stringenti e di una generazione di TEE sempre più costosa, in quanto gli interventi a più buon mercato

con costi marginali limitati e tempi di ritorno più contenuti sono andati progressivamente esaurendosi.

Diventa quindi necessario analizzare in questa sezione che tipologia di interventi il meccanismo dei

TEE è riuscito effettivamente a incentivare e, successivamente, quali barriere economiche, normative

o procedurali, hanno limitato un pieno sfruttamento delle opportunità di efficienza energetica.

La figura successiva scompone la generazione di TEE per aree di intervento

Fig. 10 - Generazione di TEE per aree di intervento

5% 6% 6% 10% 14%20% 21%

27%

12% 8%5%

3%

3% 3%

21%

11%

6% 3% 2%

2% 3%

14%

16%

21% 23% 23%

22% 21%

33%

55% 59% 60% 58% 52% 52%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

fino al 31-5-06 fino al 31-5-07 fino al 31-5-08 fino al 31-5-09 fino al 31-5-10 fino al 31-5-11 fino a 31-12-2011

Industria Illuminazione pubblica produzione-distribuzione energia nel civile usi termici nel civile usi elettrici nel civile


6.1 Civile e schede standard

La maggioranza dei risparmi energetici conseguiti grazie al meccanismo dei TEE è stata ottenuta

grazie ad interventi nel settore civile, il cui peso è variato dal 68% nel 2006 al massimo picchio

dell’86% nel 2009, fino al 74% nel 2011. Pur rimanendo la voce più importante, la percentuale di

risparmi energetici conseguiti grazie ad interventi negli usi elettrici nel civile è andata diminuendo da

un massimo del 60% nel 2009 fino al 52% nel 2011. Anche gli interventi relativi agli usi termici nel

settore civile sono inizialmente aumentati per poi diminuire, mantenendo comunque un ruolo di

primaria importanza, avendo generato nel 2011 il 21% dei risparmi.

La progressiva riduzione del peso degli interventi nel settore civile è dovuto sia all’abrogazione di

alcune schede nel luglio 2008 (schede 12 e 14, relative a elettrodomestici classe A e rompigetto areati

(RA)) che al progressivo esaurirsi degli interventi più facili da effettuare con costi marginali più

contenuti.

Gli interventi nel civile si sono limitati a poche tecnologie per cui sono state elaborate delle schede

standard che, stimando a priori (e senza bisogno di ricorrere ad una misurazione effettiva) il relativo

ammontare di risparmi energetici riconosciuti, consentono certezza nelle procedure, tempistiche e


56

nella quantificazione dei TEE ottenibili. L’analisi di queste schede è estremamente utile a capire quali

interventi il meccanismo dei TEE è riuscito a incentivare.

Come mostra la tabella sottostante, l’80% dei risparmi nel settore civile è stato ottenuto ricorrendo a

due schede, mentre il 96% dei risparmi è stato conseguito tramite 7 schede. L’efficientamento

energetico è stato alquanto circoscritto a poche tecnologie e tipologie di intervento: lampade

fluorescenti compatte (CFL), erogatori a basso flusso (EBF) e rompigetto aerati (RA).

Una seconda osservazione riguarda il numero di Unità Fisiche di Riferimento (UFR) installate. Il 96%

delle UFR è stato installato ricorrendo a 4 tipologie di interventi, a cui però corrisponde un risparmio

energetico per UFR inferiore a 0,1 tep (da 0,0005 a 0,08).

Tab. 10 - Schede standard nel residenziale fino al 12/2011

SCHEDE

Risparmi energetici

tep

Peso percentuale

risparmi energetici

N° UFR

Peso percentuale

UFR

Risparmio energetico per UFR

Totale 8.774.734 100,0% 239.131.955 100,00% 0,04

01+smi. lampade fluorescenti compatte 5.755.967 65,6% 74.599.490 31,20% 0,08

13a. EBF in ambito residenziale 1.375.162 15,7% 25.722.401 10,76% 0,05

14. RA in ambito residenziale 461.883 5,3% 56.821.782 23,76% 0,01

22+smi. sistemi di teleriscaldamento 300.784 3,4% - -

18. sostituzione di lampade per PI 213.438 2,4% 849.952 0,36% 0,25

13c+smi. EBF in impianti sportivi 183.658 2,1% 1.301.182 0,54% 0,14

08+smi. collettori solari 181.691 2,1% 640.491 0,27% 0,28

12. elettrodomestici di classe A 86.047 1,0% 1.086.286 0,45% 0,08

03. caldaia unifamiliare a 4 stelle a gas 45.701 0,5% 256.715 0,11% 0,18

17. regolatori di flusso luminoso per PI 36.679 0,4% 73.974.446 30,93% 0,0005

02. scalda-acqua a gas in luogo di elettrici 725 0,0% 2.144 0,00% 0,34

04. scalda-acqua a gas più efficienti 623 0,0% 3.463 0,00% 0,18

15. pompe di calore elettriche 107 0,0% 188 0,00% 0,57


Nel settore civile il meccanismo dei TEE è quindi riuscito ad incentivare solo una limitata categoria di

interventi caratterizzata da un’elevatissima numerosità di UFR, ma da basso risparmio energetico

unitario. In sostanza, il meccanismo ha favorito interventi alquanto semplici e di piccole dimensioni,

che richiedono un limitato investimento iniziale, un breve tempo di ritorno, e che consentono bassi

risparmi unitari. Il meccanismo dei TEE non ha invece saputo promuovere la diffusione di interventi

più strutturali (collettori solari, pompe di calore elettriche, scalda acqua), che richiedono un maggiore

investimento iniziale, ma che consentono un maggiore risparmio per UFR (da 0,18 a 0,57 tep per

UFR). Inoltre, a causa della parziale mancanza di schede standard, per ottenere TEE da interventi

maggiormente strutturali di riduzione dei fabbisogni termici nel settore civile (sostituzione di caldaie e

scaldabagno con modelli ad alto rendimento, interventi sull’involucro edilizio, ecc.) gli operatori sono

dovuti ricorrere ad una valutazione a consuntivo.

Una chiara spiegazione della mancata diffusione degli interventi più strutturali si ricava dall’analisi

della tabella successiva che mette a confronto due interventi di risparmio energetico. Il primo riguarda

la sostituzione di lampade ad incandescenza con lampade fluorescenti (scheda n°1), che genera un

risparmio annuo pari a 0,0146 tep per lampada sostituita che, moltiplicato per il contributo

riconosciuto dall’AEEG di 100 €/tep,27 offre un incentivo pari 1,46 €/lampada. Il prezzo medio di una

lampada è pari a 5 €, a fronte di un incentivo riconosciuto durante i cinque anni di 7,3€. La

27 Nell’esempio si fa riferimento ad un intervento eseguito nel periodo 2005-2008.


57

realizzazione di un intervento di questo tipo genera, quindi, una remunerazione pari al 146% del costo

(l’investimento si ripaga in meno di quattro anni). Nel secondo caso, invece, si è considerata la

sostituzione di uno scaldacqua elettrico con uno alimentato a metano (scheda n° 2). In questo caso si

ha un maggiore risparmio annuo, riconosciuto pari a 0,197 tep per scaldacqua sostituito, che,

valorizzato al prezzo di 100 €/tep, offre un incentivo pari a 19,7 €/scaldacqua. Il prezzo medio di uno

scaldacqua sul mercato varia tra 600 € e 800 €, a fronte di un incentivo complessivo nei 5 anni di 98,5

€. Rapportando la remunerazione offerta dal sistema di incentivazione dei certificati bianchi sul costo

dell’intervento si ottiene un valore pari al 16%, di gran lunga inferiore rispetto al caso precedente. Se

si confrontano i due interventi per l’intera a vita tecnica si nota come lo scaldacqua produca risparmi

per più anni rispetto alla lampadina che tuttavia, prima dell’introduzione del TAU, non venivano

riconosciuti. La struttura del sistema di incentivazione tende quindi a premiare maggiormente

interventi con limitati risparmi annui e brevi tempi di ritorno.

Tab. 11 – Remunerazione meccanismo TEE per due tipologie di intervento

Descrizione intervento

Sostituzione

lampada ad

incandescenza con LFC

Sostituzione scaldacqua

elettrico con scaldacqua a

metano a camera stagna e accensione piezoelettrica

Scheda di riferimento n° 1 2

Risparmio annuo riconosciuto (tep/UFR) 0,0146 0,197

Prezzo TEE (€/tep) 100 100

Incentivo unitario annuo (€) 1,46 19,7

Incentivo unitario totale (€) 7,3 98,5

Costo intervento (€) 5 600

Remunerazione totale/costo intervento 146% 16%

Fonte: elaborazione RIE su dati AEEG ed ENEA

Una seconda considerazione, che aiuta a spiegare la minor diffusione di interventi strutturali negli usi

termici, è da ricondursi alla diversa valorizzazione dei risparmi sull’elettricità rispetto a quelli sul gas.

Il coefficiente di trasformazione tra kWh e tep è differente a seconda che riguardi il calore o

l’elettricità, in quanto i risparmi per cui sono riconosciuti i TEE fanno riferimento ai consumi di energia

primaria e quindi, per i consumi di elettricità, devono tenere in considerazione le perdite derivanti

dalla rete di trasporto e dal rendimento delle centrali nazionali di produzione . Un kWh di elettricità

risparmiata genera quindi più tep rispetto ad un kWh di calore risparmiato: 0,187 tep/MWh per

l’elettricità28 contro 0,086 tep/MWh per il calore. Un intervento di risparmio energetico sui consumi di

elettricità (vettore energetico differente per versatilità di impiego e difficoltà di sostituzione rispetto al

gas) garantisce pertanto una remunerazione di 2,17 volte superiore ad un pari risparmio (in kWh) sul

calore: ad esempio un contributo riconosciuto ai TEE di 100 €/tep corrisponde a 8,6 €/MWh per i

risparmi di calore e a 18,7 €/MWh per i risparmi di elettricità.

Una riflessione dovrebbe essere fatta sugli interventi di efficienza energetica negli usi finali che vedono

una sostituzione del vettore gas con il vettore elettrico. In questo senso si consideri che negli ultimi

anni, oltre a migliorare l’efficienza di produzione delle centrali termoelettriche è variata la

composizione del mix energetico nazionale grazie ad un forte incremento della produzione di elettricità

da fonti rinnovabili (nel 2011 ha superato il 24% della produzione elettrica nazionale). A differenza

delle centrali termoelettriche le centrali alimentate a fonti rinnovabili hanno un’efficienza di produzione

vicina al 100%, dato che la maggior parte dell’energia primaria impiegata viene poi resa come energia

utile, quindi, un incremento del peso percentuale delle FER nel mix nazionale determina un

miglioramento dell’efficienza complessiva del parco elettrico e pertanto dell'efficienza che si otterrebbe

sostituendo negli usi finali il vettore gas al vettore elettrico29. Risulterebbero così maggiormente

28 Si fa riferimento ad elettricità prodotta in autoconsumo. 29 Una prima indicazione di calcolo vedrebbe il coefficiente di conversione dei kWh in tep risultare pari 1 kWh = 0,14 x 10 elevato alla - 3 tep.


58

incentivati, rispetto alla situazione attuale, gli interventi di risparmio di calore che utilizzano come

vettore energetico l’elettricità in sostituzione del gas, quali le pompe di calore, che risultano

penalizzate dall’attuale coefficiente di trasformazione.

Sul coefficiente di conversione si ricorda, infine, che i risparmi di combustibile per il settore elettrico

sono stati convertiti in tep con un valore fissato nel 200130 e con la possibilità di aggiornamento da

parte dell'AEEG sulla base dei miglioramenti di efficienza conseguibili nelle tecnologie di generazione

termoelettrica, al fine di promuovere l'efficienza e la concorrenza.

Occorrerebbe pertanto considerare una forma di promozione che valorizzi la sostituzione del gas con

l’energia elettrica. Ciò tuttavia dovrebbe essere implementato evitando la penalizzazione degli

interventi diretti di efficientamento negli usi finali di elettricità.

A fronte dell’esaurirsi di TEE generabili dalle schede a cui fino ad ora si è maggiormente ricorso, per

assicurare un futuro aumento dell’offerta di TEE (necessaria a coprire i futuri obblighi) il meccanismo

dei TEE dovrà promuovere una maggiore diversificazione di interventi. Per farlo, una condizione

necessaria, ma non sufficiente, è diffondere un maggior numero di schede standard che garantiscono

all’investitore certezza nei tempi e nelle quantità di TEE.

6.2 Industria e consuntivo

Nonostante l’industria italiana presentasse un’efficienza energetica migliore della media europea,

grazie a significativi interventi di efficientamento adottati già negli anni’90 spinti da un prezzo elettrico

tra i più alti in Europa, già dalla prima metà del 2000 l’efficienza energetica industriale si è andata

allineandosi alle medie europee, presentando tuttavia valori peggiori di Paesi come Francia e

Germania.

Fig. 11 - Intensità energetica dell’Industria per diversi Paesi EU

50

100

150

200

250

300

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006to

e/M€

(200

0)

50

100

150

200

250

300

Fonte: AIE 2008

Il meccanismo dei TEE ha promosso limitati risparmi energetici nel settore industriale, anche se con

una progressiva e costante crescita: i CB generati in questo settore sono aumentati dal 5% nel 2006

fino al 21% nel 2011, e sono stati prevalentemente conseguiti tramite procedure a consuntivo (20%

dei TEE totali). Il maggiore ricorso a questa tipologia di interventi, di grande interesse perché consente

di generare un elevato numero di risparmi energetici unitari (TEE per UFR), è spiegabile dalla

esperienza acquisita nelle procedure di presentazione, autorizzazione e valutazione degli interventi in

EE, e soprattutto grazie al maggiore riconoscimento di TEE per progetto grazie all’introduzione del

coefficiente TAU che rende ancora più interessanti investimenti in questo settore.

30 valore pari a 0,22 x 10-3 tep (pari a circa il 39% di efficienza media del parco termoelettrico). Art. 2 decreto 24.04.2001


59

Parte dell’incremento degli interventi osservati nell’industria è stato promosso grazie all’introduzione

nel 2008 della figura dell’energy manager che, come mostra la tabella 9, in soli 3 anni è arrivato a

coprire il 5% della generazione di titoli. Superata una prima fase di collaudo è possibile attendersi per

il futuro un sempre maggiore peso degli energy manager e quindi un incremento dei TEE generati in

ambito industriale.

In base ai dati pubblicati dall’autorità, è possibile conoscere la percentuale della ripartizione degli

interventi a consuntivo per settore di destinazione. L’85% dei risparmi energetici è avvenuto

nell’ambito industriale ed ha riguardato tre categorie di interventi.

Tab. 12 - Ripartizione di risparmi energetici nell’industria per tipologia di intervento (%)

Descrizione della tipologia di interventi dic-09 mag-10 dic-10 mag-11 dic-11

Cogenerazione per la fornitura di calore nei processi industriali GEN-IND

53% 47% 39% 32% 28%

Riduzione dei fabbisogni termici nell’industria 10% 19% 30% 42% 45% Interventi sugli usi elettrici nel settore

industriale E-IND 16% 18% 18% 16% 18%

Riduzione dei fabbisogni termici nel civile 9% 8% 7% 5% 5%

Fonte: AEEG 2012

Per valutare l’efficacia degli interventi in EE promossi dal meccanismo dei certificati bianchi,

compariamo i risparmi energetici settoriali con i consumi energetici settoriali. Il bilancio energetico

nazionale (BEN) riporta i consumi energetici finali per ogni settore espressi in Mtep, da cui è possibile

stimare il peso percentuale dei consumi energetici settoriali. I consumi energetici industriali sono

diminuiti da 40 Mtep nel 2006 (30%) a 32 Mtep nel 2010 (25%) con un calo avvenuto a cavallo tra il

2008 e 2009 imputabile principalmente alla crisi economica. I consumi energetici nel civile, per natura

più rigidi e meno soggetti alla crisi, sono invece aumentati da 45 Mtep nel 2006 (34%) a 49 Mtep nel

2010 (39%).

Tab. 13 - Ripartizione dei consumi energetici per settore

2006 2007 2008 2009 2010

Mtep % Mtep % Mtep % Mtep % Mtep %

Industria 40,8 30% 39,5 30% 37,4 29% 29,9 25% 32,1 25% Trasporti 44,5 33% 44,9 34% 43,6 34% 42,5 35% 42,4 33% Civile 45,3 34% 43,2 33% 45,2 35% 46,4 38% 49,1 39% Agricoltura 3,38 3% 3,3 3% 3,2 3% 3,3 3% 3,0 2% Totale impieghi finali (escluso bunkeraggi)

134,1 100% 130,9 100% 129,6 100% 122,1 100% 126,7 100%

Fonte: elaborazione RIE su BEN, anni vari

I rapporti dell’autorità si limitano a riportare per ogni settore il peso percentuale sul totale cumulato

dei TEE generati. Da questi dati possiamo stimare la somma cumulata di TEE generati in ogni settore

dall’avvio del meccanismo dei CB e, per differenza, stimare il numero di TEE generati ogni anno nei

diversi settori.

Tab. 14 - Risparmi energetici cumulati per settore (Mtep)

fino al

31-5-06 fino al

31-5-07 fino al

31-5-08 fino al

31-5-09 fino al

31-5-10 fino al

31-5-11

Usi termici ed elettrici nell'industria

0,014 0,054 0,108 0,379 0,931 1,933

Illuminazione pubblica 0,077 0,108 0,144 0,189 0,199 0,290 Civile, di cui 0,195 0,737 1,550 3,256 5,517 7,443 produzione e distribuzione di energia 0,060 0,099 0,108 0,114 0,133 0,193 Usi termici 0,040 0,144 0,378 0,871 1,529 2,223 Usi elettrici 0,095 0,494 1,063 2,272 3,855 5,027

Totale 0,287 0,898 1,802 3,824 6,647 9,667

Fonte: elaborazione RIE su AEEG, anni vari


60

Tab. 15 - Risparmi energetici annuali per settore (Mtep e %)

01/05

- 05/06

06/06 -

05/07

06/07 -

05/08

06/08 -

05/09

06/09 -

05/10

06/10 -

05/11

Mtep % Mtep % Mtep % Mtep % Mtep % Mtep %

Usi termici ed elettrici industria

0,01 5% 0,04 6% 0,05 6% 0,27 13% 0,55 20% 1,00 33%

Illuminazione Pubblica

0,07 27% 0,03 5% 0,03 4% 0,04 2% 0,01 0% 0,09 3%

Civile, di cui: 0,19 68% 0,54 89% 0,81 90% 1,71 84% 2,26 80% 1,92 64%

produzione e distribuzione di energia

0,06 21% 0,039 6% 0,01 1% 0,01 0% 0,02 1% 0,06 2%

usi termici 0,04 14% 0,10 17% 0,23 26% 0,49 24% 0,66 23% 0,69 23%

usi elettrici 0,09 33% 0,39 65% 0,57 63% 1,21 60% 1,58 56% 1,17 39%

Totale 0,287 100% 0,61 100% 0,90 100% 2,02 100% 2,82 100% 3,02 100%

Fonte: elaborazione RIE su AEEG, anni vari

È così possibile rapportare il peso annuale dei risparmi energetici settoriali ai relativi consumi

energetici. I risparmi energetici conseguiti nel settore civile sono aumentati dallo 0,43% nel 2006 al

4,6% dei consumi nel 2010. Tale aumento è avvenuto nonostante la crescita dei consumi nel settore

civile. Nel settore industriale, che rappresenta una quota rilevante dei consumi energetici nazionali, i

risparmi energetici promossi dal meccanismo dei TEE sono cresciuti dallo 0,04% ad appena l’1,72%

dei consumi energetici industriali nel 2010. Tale crescita percentuale è in parte imputabile al calo dei

consumi energetici nell’industria.

Tab. 16 - Rapporto tra risparmi e consumi energetici nell’industria e nel civile (Mtep)

2006 2007 2008 2009 2010

Industria

Risparmi energetici 0,014 0,040 0,054 0,271 0,552

Consumi energetici 40,896 39,567 37,412 29,955 32,146

Rapporto 0,04% 0,10% 0,14% 0,90% 1,72%

Civile

Risparmi energetici 0,195 0,542 0,813 1,707 2,261

Consumi energetici 45,304 43,184 45,256 46,374 49,129

Rapporto 0,43% 1,25% 1,80% 3,68% 4,60%

Fonte: elaborazione RIE su BEN e AEEG, anni vari

Seppur l’interesse degli interventi nell’industria sia in crescita negli ultimi anni, l’analisi dei dati

conferma come il meccanismo dei TEE non sia riuscito a promuovere interventi strutturali che, a fronte

di un maggior investimento iniziale e di un più lungo tempo di ritorno, garantirebbe un maggiore

risparmio energetico unitario (rilascio di TEE per UFR).

7. Sovrapposizione tra strumenti per l’efficienza energetica: cannibalizzazione e

cumulabilità

Nuove disposizioni normative hanno creato altri strumenti di incentivazione dell’efficienza energetica

che sono andati in parte a sovrapporsi ed in parte a concorrere con il meccanismo dei certificati

bianchi. In particolare si è evidenziata una crescente interazione con:

le detrazioni fiscali del 36% e del 55% per la riqualificazione energetica degli edifici esistenti;


61

il recepimento della Direttiva 2002/91/CE e l’attuazione del D.Lgs. 192/05 per le nuove

costruzioni;

le detrazioni fiscali del 20% per l’installazione di motori elettrici ad alta efficienza e di regolatori di

frequenza (inverter);

il sistema dei certificati verdi (CV);

la tariffa omnicomprensiva (TFO);

i certificati verdi per la cogenerazione abbinata al teleriscaldamento (CV-TLR) ai sensi della legge

239/04;

il Conto Energia per il fotovoltaico (CEF);

i certificati bianchi per la “cogenerazione ad alto rendimento” (CB-CAR) ai sensi del decreto del 5

settembre 2011;

la prossima approvazione del Conto Energia Termico previsto dal decreto n° 28/2011 (CET).

I sistemi di incentivazione elencati erodono il campo di applicazione dei progetti che potenzialmente

possono generare CB diminuendo l’offerta di TEE disponibili sul mercato. Si parla di

“cannibalizzazione” in quanto la sovrapposizione tra più strumenti per cui è previsto il divieto di

cumulabilità rischia di ridurre sostanzialmente l’efficacia dei certificati banchi, restringendo le aree di

possibile intervento e disincentivando il ricorso a questo meccanismo in favore di altri strumenti più

remunerativi.

La tabella riporta le sovrapposizioni tra i certificati bianchi e gli altri meccanismi incentivanti ed

evidenzia che il rischio di cannibalizzazione fino ad oggi è risultato limitato, poiché il divieto di

cumulabilità tra diversi strumenti ha riguardato principalmente la produzione di elettricità da fonte

rinnovabile (Certificati Verdi e tariffa omnicomprensiva), mantenendo comunque la possibilità di

richiedere l’emissione dei certificati bianchi per la sola produzione di calore.

Tuttavia, l’approvazione del decreto Romani sulla cogenerazione ad alto rendimento e soprattutto la

futura approvazione del conto energia termico rischiano di aumentare significativamente il rischio di

cannibalizzare tra questi due strumenti di incentivazione ed i certificati bianchi, con possibili

conseguenti ripercussioni sull’offerta di TEE disponibili sul mercato.

Tab. 17 – Sovrapposizione tra TEE ed altri meccanismi incentivanti

Tipo di intervento Detrazio

ni fiscali

CV TFO CV-TLR CB-CAR CEF CIP6 CET

Caldaie ad alta efficienza SÌ n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. NO

FER termiche SI n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. NO

Cogenerazione da FER n.a. NO* NO* n.a. NO n.a. n.a. n.a.

Cogenerazione da fonti

fossili SÌ n.a. n.a. n.a. NO n.a. n.a. n.a.

Teleriscaldamento da FER SÌ n.a. n.a. NO n.a. n.a. n.a. n.a.

Teleriscaldamento da fonti

fossili SÌ n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. SI n.a.

Interventi su involucri edilizi SÌ n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. NO

Sostituzione motori elettrici SÌ n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.

Impianti fotovoltaici <20

kWp n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. NO n.a. n.a.

“SÌ” indica che l’incentivo è cumulabile con i TEE; “NO” indica che l’incentivo non è cumulabile con i TEE; n.a. indica che l’incentivo

non è applicabile per la tipologia di intervento.

* il divieto di cumulo è solo per l’energia elettrica, mentre è possibile usufruire dei TEE per l’energia termica prodotta.

Fonte: AEEG - Sesto Rapporto Annuale sul meccanismo dei Titoli di efficienza energetica


62

Inoltre, sebbene per alcuni strumenti sia prevista la cumulabilità con il meccanismo dei CB, gli

investitori non hanno sfruttato appieno questa potenzialità, privilegiando sistemi incentivanti di più

semplice gestione e capace di garantire una sufficiente remunerazione dell’investimento. È il caso delle

detrazioni fiscali che, consentendo al consumatore finale di coprire il 55% del costo di investimento in

efficienza energetica, risultano un meccanismo di incentivazione più diretto, semplice ed efficace del

meccanismo dei TEE che, invece, creano un incentivo indiretto all’efficienza energetica nei consumi

finali attraverso l’imposizione di obblighi sui distributori.

In Italia, la generazione di CB è stata in parte erosa dal sistema delle detrazioni fiscali del 55%. Nel

2010 infatti le detrazioni fiscali hanno certificato risparmi per 174.752 tep (pari a 2.032 GWh), mentre

i TEE generati per i medesimi interventi sono stati 64.439 (pari a 749 GWh). Nonostante la possibilità

di cumulo di entrambi gli strumenti, gli interventi di risparmio energetico da usi termici nell’edilizia

hanno generato solo il 37% del potenziale di TEE. La frammentazione del mercato e le restrizioni sui

soggetti abilitati hanno, quindi, fatto perdere circa il 60% del potenziale di TEE in questo settore.

Tab. 18 – Risparmi da progetti di efficientamento degli usi termici nel settore civile (2010)

Tipologia di strumento di incentivazione GWh Tep

Risparmi da Detrazioni fiscali 55%31 2.032 174.752

Risparmi da TEE 749 64.439

Potenzialità di generazione di TEE sfruttata 37%

Fonte: elaborazioni RIE su dati ENEA, AEEG

In base agli interventi effettuati, i certificati bianchi generabili sarebbero potuti risultare superiori a

quanto realizzato se fosse stato sfruttato appieno lo strumento. La limitazione dell’offerta di CB è

riconducibile alle limitazioni sui soggetti abilitati alla presentazione dei progetti, alla soglia minima

degli interventi per cui per cui è possibile richiedere TEE, alla maggior complessità del meccanismo e

al diverso peso degli incentivi.

Le tabelle successive comparano per quattro tipologie di interventi l’incentivazione offerta da

detrazioni fiscali e meccanismo dei CB nell’anno 2010, evidenziando come il meccanismo dei TEE sia

stato meno attrattivo dello strumento delle detrazioni fiscali del 55% (successivamente l’analisi sarà

estesa per valutare come l’incentivo varierà a seguito dell’introduzione del TAU).

Tab. 19 – Incentivazione offerta dalle detrazioni fiscali del 55% - anno 2010

Anno 2010 Costo medio intervento32

Importo portato in

detrazione (55% della spesa totale)

Tipologia di intervento €/unità €/unità

Riqualificazione energetica - comma 344 (mq) 50 28

Infissi - comma 345 (unità) 500 275

Pannelli solari termici - comma 346 (mq) 700 385

Caldaie - comma 347 (appartamento 100-150 mq) 4.000 2.200

Fonte: elaborazioni RIE su dati Enea33

Precedentemente abbiamo stimato per quattro tipologie di intervento l’incentivo offerto dalla

possibilità di detrazione del 55%, stimato sulla base dei costi di investimento per unità valutati sui dati

ENEA. La tabella successiva riporta invece l’incentivo derivante dal meccanismo dei TEE. Per ciascun

31 Sono stati considerati per l’anno 2010 i risparmi certificati dalla richiesta di detrazioni fiscali del 55% in base al: comma 344 per

la riqualificazione energetica globale dell’edificio, comma 345 per interventi su strutture opache orizzontali, strutture opache

verticali e finestre comprensive di infissi, comma 346 per l’installazione di pannelli solari per la produzione di acqua calda, comma

347 per la sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con impianti dotati di caldaie a condensazione o, in alternativa, con

pompe di calore ad alta efficienza ovvero con impianti geotermici a bassa entalpia. 32 I valori riportati nella colonna fanno riferimento al costo medio unitario di un intervento di efficienza energetica avente diritto alla

detrazione fiscale del 55%. 33 Enea - Le detrazioni fiscali del 55% per la riqualificazione del patrimonio edilizio esistente anno 2010.


63

intervento di efficienza energetica riportiamo i risparmi annui unitari34, il contributo dei TEE

riconosciuto dall’AEEG per l’anno 2010, l’incentivazione annua riconosciuta per singolo intervento e

l’incentivazione complessiva non attualizzata data dall’incentivo annuo moltiplicato per gli anni aventi

diritto al riconoscimento dei TEE (5 o 8 anni).

Tab. 20 – Incentivazione offerta dai TEE – anno 2010

Tipologia di

intervento

Tep/unità Contributo

riconosciuto

(€/tep)

Contributo annuo

(€/unità/anno)

Contributo totale

(€/unità)

Contributo % sulla

spesa

Min. Max. Min. Max. Min. Max. Min. Max.

Riqualificazione energetica (schede 6, 20)35

0,0003 0,012 92,22 0,03 1,17 0,22 9,4 0,4% 18,7%

Infissi (scheda 5) 0,002 0,026 92,22 0,18 2,40 1,48 19,2 0,3% 3,8%

Pannelli solari termici (scheda 8)

0,061 0,229 92,22 5,63 21,12 28,13 105,5 4,0% 15,1%

Caldaie (scheda 3,4) 0,014 0,117 92,22 1,29 10,79 6,46 53,9 0,2% 1,3%

Fonte: elaborazioni RIE su dati AEEG

Mentre il sistema delle detrazioni consente una copertura del 55% del costo sostenuto, il meccanismo

dei CB assicura un incentivo decisamente più basso, in grado di coprire nel migliore dei casi il 19%

dei costi sostenuti. Confrontando direttamente l’incentivazione offerta dal meccanismo dei certificati

bianchi con quella offerta dalle detrazioni fiscali del 55%, la tabella successiva mostra chiaramente la

netta disparità tra i due sistemi di incentivazione: si va da un valore minimo per la sostituzione delle

caldaie, dove la remunerazione offerta dai CB corrisponde solo allo 0,3% di quella offerta dalle

detrazioni fiscali, ad un valore massimo per la riqualificazione energetica degli edifici in cui i TEE

offrono una remunerazione pari al 34,1% di quella corrisposta dalle detrazioni fiscali. L’intervento che

garantisce mediamente la miglior remunerazione dei TEE è l’installazione di pannelli solari termici dove

l’incentivo riconosciuto varia tra il 7,3% ed il 27,4% delle detrazioni fiscali.

È da evidenziare, inoltre, che a differenza di certificati bianchi le detrazioni fiscali non riconoscono un

incentivo proporzionale al quantitativo di risparmi conseguiti, ma al costo dell’intervento, rischiando

quindi di incentivare soluzioni più costose e meno efficienti rispetto ai certificati bianchi. Le detrazioni

fiscali, infatti, offrono per qualsiasi tipologia di intervento ammissibile un incentivo pari al 55% della

spesa, mentre l’incentivo offerto dai TEE varia in base al tipo di soluzione adottata (ad esempio per le

caldaie dallo 0,2% all’1,3% della spesa a seconda dei risparmi conseguiti) premiando quindi la

soluzione più efficiente. Inoltre, il criterio di addizionalità, applicato rigidamente nel contesto dei TEE,

non figura invece nel caso delle detrazioni fiscali.

Tab. 21 – Confronto incentivazione TEE vs. detrazioni fiscali 55% – anno 2010

Tipologia di intervento Confronto TEE / detrazione 55%

Min. Max.

Riqualificazione energetica (schede 6, 20) 0,8% 34,1%

Infissi (scheda 5) 0,5% 7,0%

Pannelli solari termici (scheda 8) 7,3% 27,4%

Caldaie (scheda 3,4) 0,3% 2,5%

Fonte: elaborazioni RIE su dati PAEE 2011, ENEA e AEEG.

34 I risparmi annui unitari corrispondono ai valori riportati sulle schede standard per ciascuna tipologia di intervento e vanno da un

valore minimo ad un valore massimo a seconda che della zona climatica in cui è realizzato l’intervento e delle caratteristiche

tecniche dell’impianto (ad esempio per le caldaie ad alta efficienza se sono adibite al solo riscaldamento o al riscaldamento + acqua calda sanitaria). 35 Per gli interventi riguardanti la riqualificazione energetica degli edifici è prevista una vita utile del progetto di 8 anni, mentre per

tutti gli altri interventi la vita utile è di 5 anni.


64

SEZIONE IV

-

VALUTAZIONE DELLE BARRIERE

1. L’efficacia del meccanismo dei TEE

Come descritto precedentemente, il meccanismo dei TEE ha prevalentemente premiato progetti che

richiedono un limitato capitale iniziale di investimento, limitati tempi di ritorno e che generano ridotti

risparmi energetici unitari (TEE per UFR). Inoltre, il valore dei CB è stato in grado di coprire solo una

piccola parte dell’investimento richiesto ed il contributo riconosciuto è stato nettamente inferiore a

quello garantito da meccanismi alternativi di incentivazione. Di conseguenza, il ritorno economico

generato dal meccanismo dei TEE non è risultato una variabile determinante per le decisioni di

investimento.

Le prossime sezioni evidenzieranno come il mancato sviluppo di interventi strutturali sia riconducibile

in parte all’architettura del meccanismo dei TEE ed alle regole sottostanti che hanno generato, o non

hanno saputo rimuovere, barriere di natura economica, finanziaria e procedurale. Prima di avanzare le

proposte di policy finalizzate a migliorare il funzionamento del meccanismo dei TEE ed a promuovere

maggiori interventi ed un aumento della generazione di TEE, è infatti necessario inquadrare quali

barriere hanno impedito lo sviluppo degli investimenti in EE e in che misura tali barriere siano

riconducibili alla normativa che governa il meccanismo dei TEE.

2. Barriere economico-finanziarie: accesso al credito

L’Agenzia Internazionale per l’energia ha individuato tra le variabili che possono limitare investimenti

in efficienza energetica, le barriere di natura finanziaria e la difficoltà di accesso al credito. In

particolare, investimenti significativi in efficienza energetica, con ritorni dilazionati nel tempo, possono

non essere attuati anche se giudicati economicamente convenienti nel caso esistano difficoltà ad

ottenere prestiti da istituti di credito o siano presenti vincoli di budget aziendale.

Come mostra la tipologia di interventi effettuati, il meccanismo dei TEE non ha saputo promuovere

progetti di efficienza energetica che richiedono un significativo capitale di investimento iniziale, e la

ragione può essere ricondotta anche nella presenza di barriere finanziarie.

Mentre le SSE presentano in media una condizione patrimoniale non adeguata ad effettuare

direttamente investimenti significativi in EE tramite equity (eccezion fatta per le SSE affiliate a grossi

gruppi industriali), i distributori, che dispongono di una maggiore equity privata, non possono attuare

direttamente interventi sui consumatori finali.

Se consideriamo che il costo di investimento è stimato in media pari a 4.000€/tep nel civile36, la soglia

minima di ingresso passata da 25 tep a 20 tep richiede un investimento iniziale variato da 100.000€ a

80.000€. Per l’industria, l’investimento medio richiesto è più significativo. Nonostante gli interventi di

cogenerazione e recuperi termici nell’industria presentino un costo medio unitario inferiore che nel

civile, e stimato tra i 1.800€/tep e i 2.7000€/tep, questa tipologia di intervento necessita di un

capitale di iniziale di investimento decisamente maggiore, che in base ai dati presentati da tre aziende

attive nel settore è variabile tra i 2 e 2,7 milioni di euro (fonte Astrim, ABB e Syneco).

36 Di Santo D., Efficienza energetica: il mercato corto dei certificati bianchi, Staffetta quotidiana, 2010


65

Tab. 22 - Stima del costo di investimento iniziale in un progetto di cogenerazione

società tipologia intevento

costo medio intervento (M€)

TEE generati (tep/anno)

TEE generati

in 5 anni

investimento per tep

(€/tep)

ABB cogenerazione 2,0 150 750 2667

Astrim cogenerazione 2,7 280 1400 1929

Syneco cogenerazione 2,25 250 1250 1800

Fonte: elaborazioni RIE su Atti Convegni-Workshop MCTER 2011

Le SSE non sempre dispongono dei capitali propri necessari a finanziare singoli interventi

nell’industria o una pluralità di interventi nel civile (nel settore residenziale ogni intervento garantisce

un basso risparmio energetico unitario, quindi la generazione di un ammontare significativo di TEE è

ottenibile solo attraverso una pluralità di interventi).

Oltre ai problemi di finanziamento privato, le SSE hanno anche riscontrato difficoltà di accesso al

credito, motivo per cui il ruolo delle SSE nell’ambito del finanziamento diretto di progetti di EE è stato

piuttosto limitato, orientandosi prevalentemente ad un’attività di consulenza, di contabilizzazione e di

attivazione delle procedure necessarie a ottenere CB da progetti.

Di seguito elenchiamo le componenti delle barriere finanziarie.

Livello dell’incentivo: Istituti di credito che negli ultimi anni hanno finanziato lo sviluppo del

fotovoltaico, per cui sono garantiti incentivi alti e sicuri, non hanno mostrato la stessa propensione a

finanziare progetti in efficienza energetica che, agli attuali prezzi di mercato dei TEE, generano un

ritorno economico decisamente più basso e non paragonabile ai lauti incentivi riconosciuti alle

rinnovabili elettriche o, come visto, anche alle detrazioni fiscali. Infatti, a fronte di un contributo

tariffario di 100 € per tep evitata nell’ambito dell’efficienza energetica si contrappone un finanziamento

per rinnovabili elettriche che arriva fino a 3.500 € per tep prodotte da fotovoltaico (AEEG maggio

2011).

Informazione imperfetta: sebbene molti studi dimostrino che la riduzione della CO2 possa avvenire

a minori costi grazie ad interventi di efficienza energetica piuttosto che incrementando le rinnovabili

(McKinsey 2011), le banche tendono a valutare il ritorno economico di un investimento in efficienza

energetica con un maggiore fattore di rischio rispetto a progetti FER anche perché il beneficio

economico derivante dal risparmio energetico è misurabile in termini di riduzione di un costo, voce non

sempre chiara e quindi percepita come maggiormente rischiosa rispetto ad un ricavo certo generabile

da un aumento delle entrate, come ad esempio assicura il conto energia. Nell’individuare le barriere

che limitano gli investimenti in efficienza energetica l’Agenzia Internazionale dell’Energia ha

classificato questo atteggiamento come un caso di informazione imperfetta e di razionalità limitata, in

cui la mancanza di una informazione chiara su quali siano le opportunità ed i vantaggi derivanti da

efficienza energetica causano la perdita di opportunità di investimento efficienti.

Rateizzazione nel rilascio dei CB: il numero di CB generabili da un progetto viene quantificato e

definito al momento stesso dell’approvazione dell’ intervento in EE. Nel caso delle schede standard, il

numero di CB ottenibili da un progetto è noto a priori, mentre nel procedimento a consuntivo la

quantità di TEE rilasciabili sarà resa nota solo a seguito dell’approvazione finale del progetto. Tuttavia,

la normativa prevede che i CB generati da un progetto non vengano rilasciati upfront, cioè al momento

della realizzazione dell’intervento. I TEE vengono invece emessi con cadenza trimestrale durante il

corso della vita tecnica del progetto, al fine di garantire che i CB rilasciati corrispondano

effettivamente ai risparmi energetici realizzati nel tempo. Questa rateizzazione determina una barriera

finanziaria non solo perché i ritorni economici vengono dilazionati nel tempo, ma soprattutto perché, a

fronte di un investimento iniziale il cui costo è certo, corrisponde un ritorno economico incerto. I CB

rilasciati nel corso della vita tecnica del progetto potranno infatti essere venduti solo in futuro (al

momento del rilascio) ad un prezzo che non è noto a priori, e quindi soggetto ad incertezza economica

e regolatoria, essendo fortemente influenzata da fenomeni esogeni al mercato come ad esempio

l’evoluzione normativa. L’aleatorietà del prezzo dei TEE, che sconta l’incertezza della regolazione e


66

rimane soggetto imprevedibile delle dinamiche di domanda e offerta, accresce il costo del capitale di

questi progetti ed ha reso più difficile l’ottenimento di prestiti da parte di istituti di credito. L’incertezza

sul valore economico del ricavo ottenibile dai TEE nel corso della vita utile è amplificato nel caso di

interventi più strutturati da contabilizzare con progetti a consuntivo in cui: fino a che il progetto non è

approvato non si conosce la reale addizionalità effettivamente riconosciuta. Come visto nelle sezioni

precedenti, parte di questa incertezza e rischiosità è stata ridotta grazie alla formulazione di contratti

bilaterali in cui una parte si impegna a comprare ad un prezzo pre-definito l’intero ammontare di

permessi generabili da un progetto. Tale contrattazione privata permette di ridurre il rischio legato ai

CB, comportandone però una diminuzione del prezzo di vendita OTC (che è più basso di quello di

borsa), riducendo quindi i ritorni economici dell’intervento. Tuttavia, di fronte a questo rischio

finanziario relativo ad un meccanismo economico di non immediata comprensione, le banche hanno

preferito finanziare fonti rinnovabili elettriche, per cui esiste un incentivo ed un ritorno economico

certo, rispetto ad interventi in efficienza energetica.

Modalità e tempi di rimborso: la normativa che regola il mercato dei TEE prevede una unica

scadenza annuale (il 31 maggio) per la consegna dei TEE ai fini di adempimento degli obblighi di

risparmio energetico a cui corrisponde un unico momento annuale per la riscossione del corrispettivo

rimborso tariffario. Dato che il pagamento può essere effettuato entro 4 mesi, dal momento

dell’investimento al momento della prima riscossione possono intercorrere almeno 16 mesi, a seconda

della tipologia di intervento e del processo di valutazione (12 mesi massimi dalla approvazione del

progetto al consegna dei titoli + 4 mesi per il rimborso). Se consideriamo che al maggio 2011, l’AEEG

ha dato disposizione alla cassa Conguaglio di versare per i titoli complessivamente consegnati un

ammontare di 325.739.115 €, il congelamento di questa cifra per un periodo massimo di 16 mesi può

rappresentare una barriera economica e limitare le capacità di investimento.

Di fronte a queste problematiche, diventa opportuno rivedere l’architettura che governa il meccanismo

dei TEE e, attraverso una rimozione delle barriere finanziarie ed una maggiore remunerazione degli

interventi, creare le condizioni necessarie per facilitare l’accesso al credito, favorendo così un ruolo

ancor più attivo delle SSE ed una maggiore realizzazione di investimenti incrementali e strutturali,

assolutamente necessari ad accrescere la futura offerta di permessi.

3. Barriere di governance

Nel presente paragrafo si riprende l'aspetto base, ampiamente dibattuto nel paragrafo "analisi critica

del funzionamento del mercato dei TEE" della mancanza di un indirizzo generale del settore coerente e

coordinato che permetta l'armonizzazione dei compiti tra l'ampio numero di soggetti individuati.

In particolare per gli operatori diventa una necessità poter accedere a informazioni di tipo pubblico

chiare e trasparenti sia per poter effettuare le proprie scelte strategiche sia per poter accedere al

credito e al finanziamento privato. In questo senso una barriera alla governance appare essere la

mancanza di un database pubblico ove poter riscontrare le metodologie adottate ed i

parametri utilizzati. La scelta di un meccanismo dovrebbe basarsi, al fine di favorirne il relativo

consenso nell'adozione, sull'esplicitazione oggettiva delle informazioni ottenute dall'operatore pubblico

per garantire parità di trattamento e oggettività delle scelte effettuate. Il database dovrebbe pertanto

essere monitorato e prevedere il coinvolgimento dei titolari dei vari progetti

In questo senso appare importante per gli operatori potersi riferire a database pubblici ove poter

attingere informazioni e conoscenza rispetto alle tipologie di interventi approvati per l'ottenimento dei

TEE. Il database, se sviluppato in forma anonima ed in maniera non lesiva degli interessi economici

degli operatori, può essere uno strumento per favorire l'assunzione dei medesimi interventi da parte di

altri soggetti. Ovvero poter sviluppare un volano che possa accrescere l'efficienza del sistema,

attraverso la messa a fattore comune della conoscenza già sviluppata e favorire in tal modo i processi

decisionali attraverso strumenti definiti, chiari, oggettivi e non discriminatori.


67

Appare infatti importante conciliare lo sviluppo degli interventi in materia di efficienza energetica che

possano basarsi sia su schede standardizzate, ove possibile, ma anche su progetti a consuntivo che

possano riferirsi, con opportune specifiche, alle BAT (Best Available Technologies) europee.

Si evidenziano inoltre:

a. La difficoltà di conciliare il contributo tariffario riconosciuto ai distributori con il prezzo dei TEE sul

mercato. Criticità questa che rileva la difficoltà di conciliare meccanismi di determinazione del prezzo

basati sul libero incontro della domanda con l'offerta e su procedure amministrative. Problematica che

attiene anche alla più ampia analisi della scelta del miglior meccanismo di incentivazione, nel caso

l'incentivazione sia ritenuta necessaria. E della conseguente coerenza nella scelta dei soggetti obiettivo

dell'incentivazione e delle loro possibilità di agire sul mercato.

b. L'incertezza degli obiettivi, come attualmente è la mancanza nella definizione di quelli del 2013 e

seguenti. Criticità che si ricollega alla lentezza ed estemporaneità dei tempi di intervento da parte del

legislatore ovvero non rivela scelte di indirizzo coerenti e chiare.

c. cannibalizzazione dei TEE da parte di altri meccanismi di incentivazione (es. dal nuovo decreto sulla

CAR, incentivi al termico, detrazioni fiscali del 55%- vedi sezione VI per un’analisi più esaustiva).

Criticità collegabile al procedere "confuso" e disorganizzato del legislatore, che sviluppa da un lato

rendite di posizione per alcuni operatori per mancanza di una vision unitaria del settore e per la

lentezza dei tempi di intervento dall'altro tende a rivedere nei fondamenti i meccanismi adottati,

sovente eliminandoli per proporre nuovi meccanismi che non meno complessi risultano di difficile

attuazione se non di sovrapposizione agli esistenti.

d. Attualmente il meccanismo denota una carenza di offerta dei permessi su cui incombono le

conseguenze di alcuni provvedimenti adottati nel 2011 o in fase di implementazione (introduzione del

coefficiente tau - del. AEEG EEN 9/11; allargamento del rilascio dei permessi alla CAR, definizione del

conto termico secondo d.lgs. 28/'11). Si evidenzia la possibilità, al fine di rendere più liquido il

meccanismo, del riconoscimento di TEE a interventi che non ne hanno permesso la generazione e non

considerati nel PAEE 201137. Questo intervento permetterebbe la certificazione di risparmi avvenuti e

non teorici o spostati in epoche future, senza aggravio di costo per i consumatori e con effetto

calmiere sui prezzi di mercato. L'unica criticità individuata è relativa alla compatibilità con il principio

dell'addizionalità previsto dalla bozza di Direttiva Europea sull'efficienza energetica

4. Incertezza della regolazione

La regolazione come attività di regolamentazione e attuazione degli indirizzi generali di settore

evidenzia una difficoltà di intervento principalmente dettata da una mancanza di linee di indirizzo

unitarie e coerenti. In particolare infatti la regolazione nell'esplicitazione dei propri compiti trova la

mancanza di un disegno unitario coerente per lo sviluppo degli interventi in materia di efficienza

energetica e conseguentemente di intervento per il funzionamento del meccanismo in esame.

Come ampiamente dibattuto nei paragrafi precedenti, le principali barriere riscontrate possono essere

sinteticamente riassunte in una attività della regolazione che si esplicita in interventi estemporanei che

37 Risparmi derivanti dall’applicazione delle nuove regole previste da AEEG (utilizzo vita tecnica) anche sul periodo pregresso

(lampade fluorescenti compatte, erogatori a basso flusso e rompigetto - schede tecniche numero 1, 13a, 13b, 13b*, 13c, 13c* e 14)

Risparmi non quantificati dal PAEE:

- attuazione direttiva 2002/91/CE per ristrutturazioni che non hanno usufruito delle detrazioni fiscali del 55%;

interventi relativi a sistemi di cogenerazione e teleriscaldamento nel settore civile (schede 21 e 22 sospese nel 2006 e riammesse

modificate con delibera EEN 9/10);

- progettazione, installazione, esercizio e manutenzione degli impianti termici degli edifici (DPR 412/93 e s.m.i.) e quindi in vigore

dall’ottobre 1993 all’ottobre 2005;

incentivi al sistema produttivo (DIL 40/2010) per l’acquisto di edifici nuovi di classe uguale o superiore a B,

- pompe di calore, motori ad alta efficienza, etc.

- sostituzione elettrodomestici a maggiore efficienza (detrazioni fiscali del 20% per i frigoriferi di classe non inferiore alla A+, in vigore per il periodo 01.01.2007-31.12.2010);

- incentivi alla sostituzione di televisori analogici con nuovi apparecchi digitali (Finanziaria 2007)


68

difficilmente sono riconducibili ad un disegno unitario di indirizzo quanto piuttosto ad una necessità di

ricorrere ex-post ai limiti evidenziati dal meccanismo. In questa direzione possono essere considerati

ad esempio il riconoscimento del coefficiente tau e la modifica del contributo tariffario.

Inoltre, i diversi soggetti intervistati per la stesura di questo rapporto hanno evidenziato le difficoltà

spesso incontrate nelle valutazioni a consuntivo, derivanti da una incertezza relativa alle tempistiche di

approvazione e dalla mancanza di chiarezza relativamente alla quantità di risparmi energetici

riconoscibili. La mancanza di certezza relativa alle procedure ad ai ritorni economici derivanti da un

investimento in efficienza energetica rappresentano una seconda barriera che ha limitato lo sviluppo di

investimenti a consuntivo.

5. Inefficienze relative all’applicazione del criterio di addizionalità

Tale incertezza è in particolar modo riconducibile a una non sempre chiara e trasparente applicazione

del criterio di addizionalità, che determina quale parte dei tep effettivamente risparmiabili grazie ad un

intervento dia diritto alla generazione di TEE. La normativa prevede infatti che il meccanismo dei TEE

debba premiare solo quegli interventi di efficienza energetica che permettono un miglioramento

rispetto ad un benchmark tecnologico, riconoscendo quindi un ammontare di TEE inferiore ai tep

effettivamente evitabili tramite la sostituzione di tecnologie obsolete.

Questo principio è stato introdotto per evitare di incentivare la diffusione di tecnologie non efficienti e

di finanziare interventi capaci di ripagarsi da soli e che si effettuerebbero a prescindere, volendo solo

promuovere una riduzione dei consumi energetici addizionale rispetto a quella Business as Usual,

attuabile tramite la diffusione di Best Available Technologies. L’addizionalità si può quindi interpretare

sotto un profilo tecnologico, ma anche secondo un profilo finanziario (finanziamento dei progetti che

non verrebbero intrapresi in assenza di incentivo per limitare la creazione di rendite di posizione) e

ambientale (finanziamento dell’ammontare incrementale di risparmi energetici conseguibili).

L’applicazione del criterio di addizionalità, e in particolare la fissazione della soglia per cui un tep

evitato viene considerato addizionale o meno, comporta potenziali rischi ed inefficienze.

Una prima inefficienza riguarda la mancanza di chiarezza relativamente all’applicazione del

criterio di addizionalità nelle procedure a consuntivo. La mancata specificazione di una chiara

soglia di addizionalità può infatti creare incertezza in merito a quali progetti abbiano diritto a ricevere

TEE e in quale quantità. Aspetto che rischia di accrescere le procedure di approvazione e di ridurre la

propensione di investimento, o di ricorso al meccanismo dei TEE. L’impossibilità nelle procedure a

consuntivo di determinare un valore di riferimento in modo univoco ed oggettivo comporta incertezza

e poca trasparenza del sistema dovuta alla soggettività del valutatore che può portare a quantificazioni

anche molto diverse tra progetti simili. La mancanza di chiari valori di riferimento comporta, inoltre,

maggiori costi per i soggetti proponenti sia in fase di progettazione e presentazione, per reperire dati e

per fornire indagini di mercato, sia in fase di valutazione.

Un altro rischio relativo alla fissazione della soglia di addizionalità consiste nel finanziare risparmi

energetici che non sono addizionali, nel senso che sarebbero stati effettuati anche in assenza del

meccanismo dei TEE (errore di II° tipo). Abbiamo già osservato come il meccanismo dei TEE si sia

limitato a promuovere interventi con un basso impatto in termini di risparmio energetico. Il

meccanismo (ammontare di incentivi e quantità di CB riconosciuti) non sembra inoltre esser stato

adeguato a sostenere investimenti realmente addizionali in efficienza energetica. Come mostra uno

studio di Bankitalia, su un campione di 470 imprese intervistate, Il 75% delle imprese ha dichiarato

che gli investimenti in efficienza energetica effettuati nell’ambito industriale sarebbe stati comunque

intrapresi anche in assenza di forme di incentivo (Faiella 2011). Come si evince da questa analisi, ed

anche dalle interviste effettuate in questa indagine campionaria, i CB non si sono rivelati una variabile

determinante nel definire i business plan di investimento in progetti maggiormente strutturali. Questo

è imputabile anche all’incertezza relativa alle procedure, alle quantità di TEE riconosciuti ed al loro

controvalore monetario. Il meccanismo dei TEE, e in particolare la procedura a consuntivo per cui


69

permane l’incertezza relativa all’applicazione del criterio di addizionalità, non sembra quindi aver

svolto un ruolo determinante nel promuovere investimenti incrementali in efficienza energetica, cioè

che in assenza di CB non sarebbero stati effettuati, né ad accelerare i processi di sostituzione di

impianti giunti al termine della loro vita tecnica. In altri termini, in ambito industriale, emerge uno

scenario in cui gli incentivi economici generati dal meccanismo dei TEE sono andati a finanziare

interventi che sono stati effettuati per ragioni non interamente riconducibili al meccanismo dei TEE

(fine della vita utile dell’impianto etc.) e che quindi si sarebbero sostenuti a prescindere, finanziando

quindi progetti di per sé remunerativi che non necessitavano di alcuna forma di incentivo, non

risultando invece sufficienti a sostenere economicamente progetti addizionali (che in assenza del

meccanismo non si effettuerebbero) o ad accelerare l’attuazione di interventi che si farebbero solo a

fine della vita utile della tecnologia.

Osserviamo inoltre che il criterio di addizionalità è stato applicato in maniera difforme tra i diversi

progetti. Ad esempio, a seguito dell’introduzione del TAU, il riconoscimento retroattivo di CB a

interventi già effettuati costituisce un chiaro esempio di mancato rispetto del criterio di addizionalità.

Per questo, l’applicazione del criterio di addizionalità non sembra aver portato ai risultati sperati, dal

momento che l’incentivo riconosciuto non è riuscito a promuovere interventi strutturali, limitandosi a

favorire interventi che si sarebbero potuti in gran parte ottenere semplicemente adottando degli

standard tecnologici (abolizione delle lampadine a incandescenza).

Un ulteriore rischio relativo alla fissazione di una soglia di addizionalità consiste nel non certificare

risparmi energetici che sono genuini ed effettivamente addizionali (errore del I° tipo),

promuovendo una quantità sub-ottimale di risparmi energetici. Ai fini del rispetto degli obiettivi

europei e nazionali di efficienza energetica, un tep evitato reca lo stesso beneficio energetico e

ambientale indipendentemente dal settore o dalla tecnologia adottata per ottenere questo risparmio.

In un contesto di informazione asimmetrica e imperfetta che non consente al regolatore di conoscere

gli ambiti più efficienti e meno costosi di risparmio, per cui la fissazione di standard tecnologici

(command & control) non risulta una soluzione sempre fattibile o efficiente, il ricorso di un

meccanismo di cap and trade, come quello dei certificati bianchi, dovrebbe essere esattamente

finalizzato a promuovere il risparmio energetico al minor costo. Infatti, coerentemente con il teorema

di Coase, che per primo descrisse il funzionamento di questo meccanismo, l’instaurazione di uno

strumento di cap and trade in cui titoli sono liberamente contrattabili tra le parti dovrebbe assicurare

che i certificati vengano acquistati da chi li valuta di più (e quindi dai distributori in quanto sottoposti

ad obblighi) e gli interventi di efficientamento energetico vengano realizzati al minor costo marginale

per tep abbattuto laddove sia più conveniente investire e da chi è nella migliore posizione per farlo

(quindi le SSE che hanno un contatto diretto con i consumatori finali). Questo funzionamento è

illustrato in maniera semplificata nella figura sottostante in cui ipotizziamo che un soggetto dotato di

una tecnologia obsoleta possa sostituirla con una tecnologia standard mediamente efficiente (con costi

marginali per tep evitato pari a CM1) o una BAT (con costi marginali maggiori e pari a CM2). Dal

momento che i costi marginali di investimento sono tipicamente crescenti, sostituire la tecnologia

obsoleta con una BAT permette maggiori risparmi energetici (q2) ma ad un costo marginali più alto

(CM2) rispetto all’adozione di una tecnologia standard (risparmio q1 al costo CM1). In un cap and

trade, in cui la determinante dell’investimento è il prezzo a cui possono essere venduti, la fissazione di

un criterio di addizionalità che non riconosca TEE ai risparmi energetici ottenuti tramite tecnologie non

innovative, rischia di limitare le opportunità di investimento ed alcune potenzialità di risparmio

energetico. Infatti, finchè il prezzo dei CB risulta adeguato e superiore al costo marginale della BAT

(p2), in assenza di vincoli di liquidità o di problemi di accesso al credito che limitino le capacità di

investimento, il passaggio da una tecnologia obsoleta ad una BAT risulterà la scelta più conveniente, in

quanto generabile il maggior numero di TEE monetizzabili ad un prezzo p2 superiore al costo relativo

Cm2. Tuttavia, qualora nel mercato il prezzo di un TEE p1 risulti inferiore al costo marginale della BAT

(CM2), sostituire una tecnologia obsoleta con una BAT non risulterà più una strategia conveniente. Al

prezzo di mercato p1, risparmi energetici potrebbero comunque essere conseguiti sostituendo una

tecnologia obsoleta con una tecnologia standard, che genererebbe risparmi pari a q1 ad un costo CM1.

Nel caso in cui il meccanismo dei TEE non sappia garantire un prezzo adeguato a sostenere le BAT


70

(che hanno un costo elevato), ridurre i consumi energetici attraverso l’adozione di una tecnologia

standard potrebbe risultare un second best di maggiore fattibilità, di cui tuttavia non si potrà

beneficiare nel caso in cui venga imposto un criterio di addizionalità troppo stringente che non

riconosca TEE a progetti di adozione di tecnologie standard.

CM1

Tep evitate

P

p2

CM2

CM3

standard

BAT

p1

q1 q2

Da questa analisi risulta chiaro come il vero incentivo all’adozione delle tecnologie più efficienti possa

essere fornito solamente da un prezzo dei TEE adeguato, mentre esso non può essere imposto né

indotto dalla fissazione di criteri di addizionalità stringenti che, al contrario, rischiano solo di limitare le

quantità di tep risparmiabili attraverso investimenti più modesti, ma conveniente anche con prezzi di

mercato inferiori.

6. Stima del quantitativo di potenziale di risparmio perso a motivo dell’addizionalità38

Alla luce di questa analisi teorica riportata nella sezione precedente, questa sezione analizza e stima i

potenziali di risparmio energetico perso a causa dell’applicazione del criterio di addizionalità per due

casi studio: i motori elettrici e le pompe di calore.

Come già ricordato, il meccanismo per il riconoscimento dei TEE prevede tre diverse metodologie di

valutazione degli interventi e dei relativi risparmi energetici (Linee Guida deliberazione EEN 9/11): le

schede standard, le schede analitiche e i progetti a consuntivo. Nonostante la positiva crescita della

percentuale di TEE emessi a fronte di progetti a consuntivo, a testimoniare una ricerca mirata di

soluzioni di miglioramento dell’efficienza, le schede standard coprono ancora la maggior parte della

quantità di TEE emessi annualmente (vedi figura successiva).

Figura 12 - Ripartizione percentuale delle modalità di valutazione dei risparmi energetici

conseguiti

38

Sezione a cura di Galileia


71

È stato mostrato come il valore del TEE ottenibile in relazione al risparmio conseguibile sia molto

diverso per diverse tipologie di interventi, premiando alcune misure più di altre. Pertanto, mentre

alcun interventi hanno portato a risultati in linea con le aspettative, altri interventi non risultano

ancora sufficientemente vantaggiosi per promuovere la diffusione degli investimenti, in alcuni casi a

motivo del solo parziale riconoscimento del risparmio conseguito derivante da una troppo rigida o una

non chiara definizione della soglia di addizionalità.

Per comprendere lo spazio disponibile per allargare l’offerta di TEE con criteri meno severi di

contabilizzazione del risparmio, si analizza di seguito il caso della sostituzione di motori elettrici con

prestazioni energetiche non ottimali con motori a più alta efficienza (scheda tecnica n.11T).

6.1 Caso studio: Motori Elettrici

Per la valutazione del potenziale di risparmio energetico perso si considera un parco motori di

riferimento costituito nel 2005 da circa 11,9 milioni di pezzi nella classe di efficienza di minor qualità

eff339, per una potenza complessiva di 82 GW e consumo di 119 TWh/anno (vedi tabella sottostante).

Gli obiettivi di risparmio annuale attesi nel Piano di Azione per l’Efficienza Energetica 2007, per i

motori elettrici erano di 1.100 GWh/anno al 2010 e per quanto riguarda l’anno 2016 il PAEE proponeva

due scenari di previsione: lo scenario Business As Usual (B.A.U.) e lo Scenario Efficiente.

Secondo lo scenario B.A.U., per l’anno 2016 si prevede un incremento del parco a 12,7 milioni di

motori: tutte le nuove installazioni e le sostituzioni di motori esistenti che giungono a fine vita sono fatte con apparecchi in classe eff2. Questo modifica la struttura del parco, che al 2016 risulta costituita per il 50% da motori in classe eff2 e per il 50% da apparecchi in classe eff3. Il consumo stimato è di 135,9 TWh/anno.

Lo Scenario Efficiente prevede che, a fronte dello stesso numero di motori del caso B.A.U., nel 2016 il 50% delle nuove installazioni e delle sostituzioni di motori a fine vita abbia luogo con apparecchi in classe eff1 (anziché eff2) e che il 50% dei motori che normalmente vengono riavvolti, sia sostituito

con motori in classe eff1. La nuova struttura del parco è rappresentata per il 42% da motori in classe eff1, per il 26% da motori in classe eff2 e per il restante 32% da motori in classe eff3. Il consumo complessivamente stimato nel nuovo scenario è pari a 132,5 TWh/anno, con un risparmio rispetto al B.A.U. di 3,4 TWh/anno, ovvero 56 kWh/anno per ogni kW di potenza efficiente installata (vedi

tabelle).

Tab. 23 - Parco motori installato in Italia

Taglie Motore N° motori (migliaia)

P&F 17% Compressori 2% Altre applicazioni

81%

Da 0,75 a 3 kW 5252 893 105 4254 Da 3,01 a 7,5 kW 3236 550 65 2621 Da 7,51 a 22 kW 1827 311 37 1480 Da 22,01 a 90 kW 1576 268 32 1277

Totale (migliaia di pezzi)

11891 2021 238 9632

Taglie Motore Potenza installata (MW)

P&F 17% Compressori 2% Altre applicazioni

81%

Da 0,75 a 3 kW 10187 1732 204 8251

Da 3,01 a 7,5 kW 15715 2672 314 12729 Da 7,51 a 22 kW 21384 3635 428 17321 Da 22,01 a 90 kW 34461 5858 689 27913

Totale (MW) 81747 13897 1635 66214 Fonte: Elaborazione Galileia da dati CESI 2008

39 La nuova Norma IEC 60034-30 (2008) crea uno standard a livello europeo sulla classificazione dei motori elettrici. La vecchia

normativa prevedeva una classificazione in cui eff1 erano i motori più efficienti, mentre la nuova prevede una classificazione

crescente con il rendimento energetico della macchina.


72

Tab. 24 - Il parco motori elettrici nazionale secondo gli scenari contenuti nel PAEE 2007,

con la penetrazione percentuale delle diverse classi di efficienza.

Gli scenari per i motori elettrici di potenza 1-90 kW Efficienza

Consumo

[TWh/anno] Numero di motori

installati Eff3 Eff2 Eff1

Baseline al 2005 119 11.891.000 100% B.A.U. al 2016 135,9 12.700.000 50% 50%

Scenario Efficiente al 2016 132,5 12.700.000 32% 26% 42%

Risparmio energetico atteso al 2016 3,4

Tab. 25 - Risparmio energetico annuale complessivo conseguito al 2010 e atteso al 2010 e

2016 secondo il PAEE 2007

Interventi: Settore Industria

Risparmio energetico annuale

conseguito al

2010 (al netto di

duplicazioni)

Risparmio

energetico annuale atteso al

2010 [PAEE 2007]

Risparmio

energetico annuale atteso al

2016 [PAEE 2007]

[GWh/anno] [GWh/anno] [GWh/anno]

IND-1 Lampade efficienti e sistemi di controllo 617 700 2200

IND-2 Sostituzione motori elettrici di potenza 1-

90 kW da classe EFF2 a classe EFF1 16 1100 3400

IND-3 Installazione di inverter su motori elettrici di

potenza 0,75-90 kW 121 2100 6400

IND-4 Cogenerazione ad alto rendimento 2493 2093 6280

IND-5 Impiego di compressione meccanica del vapore 103 1047 3257 Totale Settore Industria 3350 7040 21537

Fonte: CESI 2008

Queste stime sono basate su scenari che ipotizzavano incentivi fiscali del 20% per una durata minima

di 5 anni, in vigore dal 1-1-2007 al 31-12-2010 e aboliti nel 2010, essendo stati scarsamente

sottoscritti dagli utilizzatori finali. Di conseguenza vi è una scarsa affinità tra gli obiettivi di risparmio

energetico stimati nel PAEE 2007 nel settore dei motori elettrici e i dati ottenuti dalle detrazioni fiscali

al 20% e dai Certificati Bianchi (cumulabili tra loro).

Alla luce di tali considerazioni, nel PAEE 2011 si è rivisto al ribasso il risparmio energetico annuale

atteso al 2016 in 2600 GWh/anno (riduzione del 25% rispetto alla previsione PAEE 2007).

Ciononostante il settore dei motori elettrici presenta ancora un enorme potenziale di miglioramento

dell’efficienza energetica che non è stato ancora sfruttato,

Le principali criticità che hanno limitato gli interventi di sostituzione dei motori elettrici in tale settore

sono:

1. Informazione imperfetta. È stato mostrato che i consumatori finali non tendono a investire in

efficienza energetica, anche quando vi sia un evidente vantaggio economico nel farlo. Questa

inefficienza è imputabile a un’informazione imperfetta. Difatti, l’utilizzatore spesso non sa che

durante la vita di un motore il 95-98% del costo è rappresentato dai consumi energetici, mentre i

costi di acquisto e manutenzione del motore stesso incidono solo per il 2-5%;

2. Dimensione non ottimale. In passato era usuale progettare sovradimensionando i motori, facendo

sì che molti di essi oggi non lavorino in condizioni ottimali, mascherando la graduale decrescita

del rendimento del motore;

3. Difficoltà a considerare il Life Cycle Cost dell’impianto. Spesso i fornitori dei componenti non sono

in grado di misurare con precisione il rendimento di un motore in funzionamento e quindi non

offrono una convincente analisi economica per la loro sostituzione con un motore a più alta

efficienza;


73

4. Soglia minima. Difficoltà nel raggiungere la soglia minima di risparmio per la presentazione

dell’intervento valutato con la scheda standard: 20 tep/anno

5. Applicazione del criterio di addizionalità. Caratteristica del meccanismo è di premiare i risparmi

energetici addizionali, cioè risparmi ottenuti oltre il normale progredire della tecnica o della

normativa, da quantificarsi come miglioramento rispetto ad un benchmark di riferimento. Questo

può essere definito come una media tecnologica di mercato nazionale (o europeo) oppure come

obbligo di legge laddove presente (vedi figura 13). I soggetti che vogliano presentare un progetto

a consuntivo devono affrontare la difficoltà di valutare autonomamente il benchmark di

riferimento per il calcolo del risparmio. Inoltre l’addizionalità è penalizzante nei confronti di quegli

interventi in cui si hanno vite tecniche più lunghe andando ad erodere percentualmente in misura

maggiore il risparmio riconosciuto.

Fig. 13 - L’applicazione del concetto di Addizionalità

A fronte di tali criticità, vi sono state iniziative e modifiche normative che potranno portare ad un

utilizzo più frequente della scheda tecnica per l’ottenimento dei TEE nel caso di sostituzione di motori

più efficienti. Tra esse:

1. La nuova Norma IEC 60034-30 (2008) riguardante lo sviluppo ecocompatibile dei motori elettrici

e la nuova nomenclatura. Il beneficio derivante dal Regolamento 640/200929 è duplice: un primo

effetto è che tutti i motori del parco installato (tipicamente in classe eff3) che giungono a fine vita

dovranno essere sostituiti con macchine di efficienza maggiore (IE2 o IE3); un secondo effetto è il

fatto che i motori nuovi, acquistati per nuovi impianti, saranno almeno di classe IE2 (anziché

eff2);

2. L’Autorità con le nuove Linee Guida ha introdotto il coefficiente moltiplicativo chiamato

Coefficiente di Durabilità (), che premia gli interventi più strutturati, ovvero quelli con vita

tecnica più lunga. Nel caso dei motori ad alta efficienza si ha =2,65;

3. I produttori di motori elettrici hanno intenzione di richiedere l’estensione di applicabilità della

scheda standard fino a 375 kW, contro gli attuali 90 kW. In tal modo il bacino di interventi che

potranno far uso della scheda sarà allargato.

Nonostante queste decisioni finalizzate a promuovere l’attrattività degli interventi nel campo dei

motori elettrici, sembra opportuna la revisione del principio di addizionalità utilizzando come base per

il calcolo dei risparmi un riferimento più indicativo dell’effettivo stato dei motori esistenti.

L’attuale Direttiva sull’Efficienza Energetica 2006/32/CE definisce nell’art. 3 lett. d) il “risparmio

energetico” come differenza tra situazione ante e post intervento. Il concetto di addizionalità ha un

corretto fondamento tecnico, ma è di difficile applicazione e spesso riduce l’attrattiva degli interventi

per l’impostazione conservativa adottata, che non aiuta la sostituzione anticipata di macchine obsolete

e non favorisce il rispetto degli obiettivi europei, riconoscendo come risparmio solo quello dal

benchmark di riferimento al rendimento post intervento. E’ chiaro che, al variare del riferimento


74

scelto, si hanno valutazioni differenti del risparmio conseguito e di conseguenza del tempo di ritorno

sull’investimento.

Nella scheda standardizzata 11T è riportata la tabella per il calcolo del risparmio specifico lordo (vedi

tabella sottostante).

Tab. 26 - Risparmio Specifico Lordo di energia primaria conseguibile per singola unità fisica

di riferimento (motore), in funzione dell’organizzazione dell’attività d’impresa

RSL [10-3 tep/anno kW]

Potenza del motore sostituito [kW]

Tipologia di attività P1,5 1,5<P3 3<P5,5 5,5<P11 11<P22 22<P45 P>45

1 turno 26,7 18,3 12,7 9,0 7,1 4,5 3,4 2 turni 53,3 36,5 25,2 17,9 14,0 9,0 6,7 3 turni 102,3 70,0 48,5 34,5 26,9 17,3 12,9

Stagionale 28,8 19,7 13,6 9,7 7,6 4,8 3,7

Si è valutato quale potenziale di risparmio energetico sia stato perduto a fronte dell’attuale definizione

di addizionalità. Nella scheda tecnica si stabilisce che “nei casi in cui la marcatura dei motori è

effettuata in base alla norma europea IEC 60034-30 (2008), la scheda può essere applicata se i nuovi

motori appartengono alla classe IE3” e poche righe prima si legge “dal novembre 2010 tutti i motori

elettrici dovranno essere classificati in base ai criteri fissati dalla norma IEC 60034-30:2008”.

Pertanto, ad oggi, per poter accedere alla scheda tecnica n.11T si deve sostituire un vecchio motore

con uno nuovo di efficienza pari, ad almeno, IE3. Nella tabella successiva sono contenuti i valori limite

per i rendimenti energetici dei motori classificati IE3 (efficienza Premium) secondo la norma citata.

Tab. 27 – Valori di rendimento per motori IE3 a 50 Hz

Livello Rendimento PREMIUM IE3

Pn [kW] 2 poli 4 poli 6 poli

0,75 80,7 82,5 78,9 1,1 82,7 84,1 81,0 1,5 84,2 85,3 82,5

2,2 85,9 86,7 84,3 3 87,1 87,7 85,6 4 88,1 88,6 86,8

5,5 89,2 89,6 88,0 7,5 90,1 90,4 89,1 11 91,2 91,4 90,3 15 91,9 92,1 91,2

18,5 92,4 92,6 91,7 22 92,7 93,0 92,2 30 93,3 93,6 92,9 37 93,7 93,9 93,3 45 94,0 94,2 93,7

Interpolando i dati relativi al Risparmio Specifico Lordo di energia primaria conseguibile per singola

unità fisica di riferimento (motore), in funzione dell’organizzazione dell’attività d’impresa, con i dati

relativi Valori di rendimento per motori IE3 a 50 Hz si ottengono i benchmark utilizzati dall’autorità per

il calcolo dei risparmi riconosciuti, e riportati nella tabella successiva.

Tab. 28 - Benchmark calcolato per ogni classe di potenza per un motore elettrico a 2 poli

Potenza del motore sostituito [kW] 1,5 3 5,5 11 22 45 90

Rendimento di riferimento BENCHMARK

0,794 0,835 0,866 0,892 0,911 0,930 0,942

Fonte: elaborazione Galileia


75

Fig. 14 - Valutazione del miglioramento delle prestazioni conseguito ma non riconosciuto ai fini dell'ottenimento dei TEE a causa dell'Addizionalità

Fonte: Elaborazione Galileia

Il risparmio perso a motivo dell’attuale definizione di addizionalità (connesso all’area rossa del grafico)

è compreso tra il 50% e il 65% (a seconda della taglia del motore) del complessivo potenziale di

risparmio stimato dagli interventi di sostituzione di motori elettrici esistenti con altri più maggiormente

efficienti. In altre parole, con una definizione più aderente allo stato attuale dei motori installati si

potrebbe ottenere un raddoppio della valutazione del risparmio conseguito.

Nel 2011 sono stati riconosciuti per mezzo della scheda tecnica 11T 518 TEE [AEEG Rapporto

Statistico Intermedio PAS 18/11 e 168/2012/I/efr]. Nel caso in cui si fosse utilizzato come base per il

calcolo del risparmio conseguito il riferimento proposto qui, ovvero definendo in modo meno severo

l’addizionalità, si sarebbero ottenuti, a parità di interventi, tra i 1000 e i 1500 TEE circa.

6.2 Caso studio: Pompe di Calore

Anche l’installazione di pompe di calore ha avuto risultati decisamente al di sotto delle aspettative

PAEE e anche di molto inferiori ai risultati conseguiti con schede corrispondenti in altri Paesi europei

(come avvenuto con lo schema francese).

Le schede tecniche standard previste per l’installazione di pompe di calore sono 2: la 15T (in vigore

dal gennaio 2005) riguardante le installazioni per il condizionamento dei locali e la 27T (in vigore dal

gennaio 2011) riguardante la produzione di acqua calda sanitaria.

Al 31 dicembre 2011 i risparmi energetici certificati dall’avvio del mercato conseguiti da queste due

schede sono:

o Scheda 15T: 1 soggetto utilizzatore per 107 tep complessivi;

o Scheda 27T: nessun soggetto utilizzatore.

È interessante comprendere le ragioni che hanno portato al conseguimento di un risultato così

modesto per tale tecnologia. Esse si possono ascrivere ai seguenti fattori: a) l’addizionalità, b) le

dimensioni minime di progetto, c) la possibilità di accedere agli incentivi di detrazione fiscale, d) alto

costo della perizia asseverata (necessaria per la scheda 15T), e) impossibilità dei soggetti presenti

nella zona climatica E di utilizzare la scheda 15T, f) un coefficiente sfavorevole di conversione tra tep

termici e tep elettrici e g) struttura tariffaria per usi domestici non favorevole all’incremento dei

consumi elettrici e dei prelievi in potenza.


76

La soglia di accesso al mercato con una dimensione minima di risparmio elevata è rilevante nell’ambito

delle installazioni di pompe di calore in quanto l’operatore, fino all’anno scorso, per presentare un

progetto che superasse la soglia minima doveva raccogliere interventi per diverse centinaia di

installazioni.

Nelle nuove Linee Guida presenti nella Delibera EEN 9/11 il limite per i progetti presentati attraverso le

schede standard è stato ridotto da 25 tep/anno a 20 tep/anno. Inoltre l’introduzione del coefficiente

moltiplicativo di durabilità ha ridotto ulteriormente la soglia di ingresso al mercato (vedi tabella

successiva). Si osserva come tali provvedimenti portino ad una sostanziale riduzione delle Unità

Fisiche di Riferimento (UFR).

Tuttavia per le schede 15 e 27 la soglia minima di installazioni previste risulta ancora molto elevata:

rispettivamente 121 e 80 pompe di calore, un numero di interventi tale da non consentire agli

operatori di presentare progetti.

Tab. 29 - Effetti dell'applicazione del coefficiente sulla dimensione minima dei progetti

N° Scheda

Descrizione intervento UFR necessarie

pre Delibera

UFR necessarie post Delibera

11 Installazione motori elettrici in ambito

industriale (11 kW su 3 turni) 66 motori 2,65 20 motori

15 Installazione di pompe di calore (pdc) per il riscaldamento dei locali (COP 3, zona D e

S/V 0,30) 403 pdc 2,65 121 pdc

27 Installazione di pompe di calore (pdc) per

acqua calda sanitaria (COP 3 zona D) 263 pdc 2,65 80 pdc

Fonte: Elaborazione Galileia su dati AEEG

Come si è fatto per i motori elettrici, si è proceduto a calcolare il potenziale risparmio perso a motivo

della definizione di addizionalità nel caso di installazione di pompe di calore. In particolare si è valutato

il caso riguardante la scheda tecnica 15T. In particolare, si sono studiati, a titolo esemplificativo, i casi

riguardanti installazioni di pompe di calore con COP=3 e COP=4 (COP: Coefficient of Performance) in

zona climatica D, ovvero con gradi giorno compresi tra 1400 e 2100. In tali condizioni climatiche è

stimato che per un appartamento siano necessari per il riscaldamento 0,8 tep/anno [Ricerca CESI

2008]. La condizione di riferimento, ovvero pre intervento, prevede una caldaia tradizionale di potenza

pari a 25 kW classificata 2 stelle a cui corrisponde un rendimento di produzione stagionale pari a

prod= 81% secondo la DPR15/11/1996, n. 660 attuativa della Direttiva 92/42/CE. La scheda tecnica

inoltre, prevede una distinzione per il calcolo del Risparmio Specifico Lordo a seconda del rapporto

Superficie Disperdente/Volume dell’appartamento in questione (vedi tabelle 30 e 31). Si assume come

valore medio nazionale S/V=0,4 m-1.

Nella situazione di baseline si deve fornire all’appartamento un’energia primaria pari a 0,8/0,81=0,988

tep/anno. A seguito della sostituzione della caldaia tradizionale con la pompa di calore per il

riscaldamento dei locali il consumo di energia primaria si riduce proporzionalmente al COP della pompa

installata. Il COP è definito come il rapporto fra il calore somministrato alla sorgente a temperatura più

alta e il lavoro speso per fare ciò. Nel caso di pompa di calore l’energia primaria che si deve fornire

all’appartamento per ottenere 0,8 tep/anno di energia necessaria è pari a:

Qprim =Qfabbisogno

COP*hel .naz.

dove: Qfabbisogno = 0,8 tep/anno/appartamento; el.naz. = 46% (rendimento nazionale del sistema di produzione e distribuzione dell’energia elettrica).

Risulta: Per COP=3 Qprim = 0,58 tep/anno/appartamento;

Per COP=4 Qprim = 0,43 tep/anno/appartamento


77

Tab. 30 - Pompa di calore elettrica con COP nominale pari a 3

S/V [m-1] RSL [10-3 tep/app.to/anno] in zona D

0,2 47 0,3 62 0,4 79 0,5 95

0,6 113 0,7 130 0,8 148 0,9 166

Tab. 31 - Pompa di calore elettrica con COP nominale pari a 4

S/V [m-1] RSL [10-3 tep/app.to/anno] in zona D

0,2 81 0,3 106

0,4 132 0,5 160 0,6 187

0,7 215 0,8 244 0,9 272

La differenza tra il consumo energetico primario nella baseline e il consumo energetico primario post

intervento è pari al risparmio energetico complessivamente ottenuto con l’intervento. Nel caso di

pompa con COP=3 risulta un risparmio pari a 0,408 tep/anno, mentre nel caso di pompa con COP=4

risulta un risparmio pari a 0,558 tep/anno. Si osserva che con le ipotesi fatte il Risparmio Specifico

Lordo riconosciuto è inferiore al complessivo risparmio energetico conseguito. A motivo della

definizione di addizionalità si è persa la contabilizzazione di un risparmio compreso tra il 60 e l’80%, a

seconda delle prestazioni della pompa di calore installata e del rapporto S/V. Questo risultato, in

aggiunta alle considerazioni precedenti riguardo la soglia minima di progetto, spiega l’inutilizzazione

della scheda standard 15T.

Fig. 15 - Andamento del risparmio percentuale non contabilizzato in funzione del rapporto S/V nel caso di installazione di Pompa di Calore con COP=3

Fonte: Elaborazione Galileia


78

SEZIONE V

-

LE ESPERIENZE PREMIANTI ALL’ESTERO

1. Lo schema francese

Nel 2005 con la legge n° 2005-78140 la Francia si è posta degli obiettivi di riduzione dell’intensità

energetica (-2% annuo fino al 2015, incrementato a -2,5% annuo fino al 2030). Per favorire il

perseguimento di questi target è stato istituito nel 2006 un meccanismo di certificazione dell’efficienza

energetica (Certificats d’économie d’énergie - CEE) equiparabile al meccanismo italiano dei TEE.

Diversamente da quanto avviene in Italia, in Francia la governance del sistema non verte intorno al

ruolo dell’Autorità Commission de Régulation de l’Energie (CRE), che non ha alcuna competenza in

materia di CB. Mentre in Italia la componente normativa e attuativa è di competenza del MSE (in

concerto con il MATT), in Francia la titolarità in materia di efficienza energetica è attribuita al Ministero

dell’ Ambiente (Ministère de l'Ecologie, de l'Energie, du Développement durable et de la Mer en charge

des Technologies vertes et des Négociations sur le Climat). L’ADEME (Agenzia dell’ambiente e della

gestione dell’energia), l’istituto che in Francia replica le competenze che in Italia sono attribuite

all’ENEA e all’ISPRA, ha il compito di predisporre le schede standardizzate, in concerto con l’ATEE

(Association Technique Energie Environnement)41, e di offrire supporto tecnico alle amministrazioni

regionali (prefetture) e agli istituti regionali42 a cui sono demandate le competenze operative di

rapporto con i soggetti obbligati, di gestione e raccolta delle schede standardizzate, di calcolo e

consegna dei corrispettivi CB.

1.1 Obblighi e Soggetti obbligati

Prendendo spunto dal modello inglese, il meccanismo francese dei CB ha imposto un obiettivo sui

venditori di energia e non sui distributori come avviene in Italia. Un’altra importante differenza è che il

meccanismo francese è stato esteso anche ai venditori di carburanti per autotrazione e, più in

generale, i risparmi energetici possono essere conseguiti in maggiori settori rispetto a quello italiano.

Una terza importante differenza con il sistema italiano riguarda l’unità di misura. Gli obblighi di

risparmio energetico imposti dal meccanismo francese sono misurati, non in tep, ma in KWh cumac,

dove l’acronimo cumac sta per “cumulato” e attualizzato” (cumulè e actualisés). Per un intervento di

risparmio energetico, i KWh cumac rappresentano i KWh di energia finale risparmiabili durante tutta la

durata di vita dell’intervento (quindi con una vita tecnologia uguale alla vita utile dell’intervento,

diversamente da quanto deciso inizialmente in Italia), quindi cumulato e attualizzato ad un tasso di

sconto del 4% che comprende sia il tasso di interesse applicato nei mercati, sia il tasso di decadimento

annuo dei risparmi energetici.

In particolare, per la prima fase triennale 2006-2009 il meccanismo ha imposto un obiettivo di 54 TWh

cumac di energia finale, ripartito tra i venditori di elettricità, di gas, di combustibile per uso domestico

(extra-rete), GPL e di calore/raffreddamento secondo questa percentuale:

40 Loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 d'orientation sur l'énergie. Ces dispositions sont aujourd'hui reprises aux articles L. 221-1 et

suivants du code de l'énergie 41 L’ATEE raggruppa oltre 1.500 soggetti provenienti dal settore pubblico, privato (piccole e grandi imprese, società di servizi) e

universitario 42 Direzioni Regionali per l’Ambiente e l’Abitazione (Directions Régionales de l'Environnement, de l'Aménagement et du Logement -

DREAL) e Direzioni Regionali dell’Industria, Ricerca e Ambiente (Directions Régionales de l'Industrie, de la Recherche et de

l'Environnement, DRIRE)


79

Tab. 32 – Ripartizione obblighi tra settori

Settore Ripartizione dell’obbligo

TWh %

Elettricità 31 57% Gas naturale 14 26% Gasolio domestico 7 13% GPL 1,5 3%

Caldo/freddo 0,5 1%

Totale 54 100%

Fonte: elaborazione RIE su ADEME, Ministère de l'Ecologie, de l'Energie, du Développement durable

L’obbbligo è stato successivamente esteso in una seconda fase fino al 2013 a 345 TWh cumac, quindi

un obiettivo superiore di circa 6 volte a quello del primo periodo, così ripartiti: 255 TWh ai venditori di

elettricità, di gas, di combustibile per uso domestico (extra-rete), GPL e di calore/raffreddamento; 90

TWh cumac per i venditori di combustibile per autotrazione.

Il meccanismo prevede una penalità di 0,02€/KWh cumac per ogni unità di KWh cumac non abbattuto.

1.2 I risultati conseguiti: aree e interventi

Come in Italia, anche in Francia la maggior parte degli interventi è stato effettuato tramite il ricorso

alle schede standardizzate. Ma, diversamente dal caso italiano in cui, a fronte di una totalità di 30

schede rilasciate, gli interventi effettuati hanno riguardato quasi esclusivamente 7 schede, in Francia,

grazie ad una diversa governance del sistema che prevede una maggiore collaborazione tra istituti

tecnici privati e pubblici, nonché la partecipazione attiva delle Università, sono state pubblicate oltre

200 schede, ed i risparmi energetici sono stati ottenuti ricorrendo a circa 150 schede43.

Nella prima fase gli obiettivi definiti per il primo periodo sono stati ampliamente superati. A fronte di

un obbligo triennale di 54 TWh cumac, il meccanismo ha favorito la riduzione di 65,2 TWh.44 Secondo

le stime del Ministero dell’ambiente francese, la prima fase ha promosso 3,9 miliardi di investimenti in

interventi di risparmio energetico, che hanno portato alla installazione di 550.000 tra caldaie a

condensazione e pompe di calore, e 340.000 interventi di isolamento termico nell’edilizia.

La generazione di TEE è aumentata a tassi ancora più elevati durante il secondo periodo intermedio

2009-2010. A inizio 2010 erano stati generati TEE corrispondenti a 98 TWh cumac, oltre il 50% in più

dell’obiettivo iniziale, mentre al 31 dicembre 2010 sono stati approvate 3.828 decisioni destinate a

747 beneficiari, che hanno complessivamente generato CB corrispondenti a 164 TWh cumac, così

ripartiti: 2.723 progetti approvati a 316 soggetti obbligati per un totale di 151,6 TWh, e 1.105

decisioni a 431 soggetti non obbligati per un volume di 12,7 TWh. Il volume totale di 163 TWh ridotti è

stato conseguito per 159,6 TWh tramite ricorso alle schede standard e per solo 4,7 TWh tramite

procedure specifiche. Le schede standard hanno quindi promosso il 97% degli interventi realizzati.

Con il secondo periodo, oltre ad estendere l’obbligo fino a 345 TWh cumac, sono stati inclusi nel

meccanismo dei CB anche i venditori di carburante. Al 31 marzo 2012, sono state approvate 6.180

decisioni a beneficio di 996 destinatari, che hanno complessivamente generato 262,7 TWh, di cui: Il

74% dei progetti presentati da 383 soggetti obbligati, che hanno complessivamente generato 242

TWh, quindi il 92% dei risparmi conseguiti, e il 26% delle decisioni sono state corrisposte a 613

soggetti non obbligati, a cui è corrisposto un risparmio complessivo di 20 TWh. Questo dato rivela un

ruolo molto più attivo dei soggetti obbligati nella generazione di titoli di quanto non avvenga in Italia.

Mentre in Italia i distributori hanno generato una percentuale di titoli variata dal 30% al 12% dei titoli

43 In realtà bisogna osservare come il numero di schede reali sia inferiore a 200, dal momento che per una stessa tipologia di

intervento possono essere emesse più schede a seconda del settore a cui si riferiscono 44 La generazione di titoli superiore agli obblighi imposti è avvenuta anche grazie ala possibilità di stoccare e utilizzare i certificati

durante i successivi tre periodi triennali.

http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/DGEC_CEE_2p_10-11-11_Def_Web-2.pdf

http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/DGEC_CEE_2p_10-11-11_Def_Web-2.pdf


80

complessivamente emessi, in Francia i soggetti obbligati hanno generato oltre il 90% dei TEE. Questa

differenza è imputabile al fatto che la Francia ha imposto gli obblighi direttamente sui venditori che,

diversamente dai distributori, hanno maggiori potenzialità di intervenire sui consumi finali (avendo un

contatto diretto con i consumatori). La controparte di questa decisione è che in Francia le SSE non

hanno avuto lo stesso sviluppo, il mercato dei titoli non si è sviluppato.Generandoli in proprio, i

soggetti obbligati non hanno infatti riscontrato la necessità di acquistare permessi in borsa o tramite

OTC.

Inoltre, il 98% dei risparmi energetici (257 TWh) è stato conseguito tramite schede standardizzate,

mentre solo il 2% dei risparmi (5,4 TWh) è stato ottenuto tramite operazioni specifiche. I risparmi

conseguiti tramite schede standardizzate sono così ripartiti tra settori e sottosettori.

Tab. 33 - Ripartizione TEE generati per interventi standard nei settori finali (% kWh cumac)

Settore 2010 2012 (marzo)

Edifici residenziali (BAR) 81,98% 82,29% Edifici terziario (BAT) 7,23% 7,95% Industria (IND) 6,49% 6,03% Reti (RES)* 4,03% 3,10% Transporti (TRA) 0,27% 0,57%

Agricoltura - 0,06%


*teleriscaldamento e tele raffreddamento illuminazione esterna, semafori

Nel dettaglio, quasi il 90% degli interventi ha riguardato l’edilizia, il 6,% l’industria e il 3-4% le reti.

Maggiori informazioni relative alle tipologie di interventi e di risparmio energetico promossi dal

meccanismo francese dei TEE vengono forniti dalle successive tabelle:

Tab. 34 Ripartizione TEE generati per interventi “standard” nei sotto-settori finali

Sotto settore 2010 2012 (marzo)

Cappotto (EN) 16,71% 20,60%

Termico (TH) 68,57% 65,69%

Impianti (EQ) 3,64% 3,97%

Servizi (SE) 0,58% 0,62%

Edifici (BA) 0,43% 0,37%

Motori e inverter (UT) 6,05% 5,64%

Caldo e freddo * (CH) 3,04% 2,14%

Illuminazione (EC) 0,98% 0,95%

Elettricità (EL) - 0,02%


* Teleriscaldamento e teleraffreddamento,

Infine, le 10 schede più utilizzate, e riportate di seguito, hanno permesso di effettuare il 65-66% dei

risparmi conseguiti tramite schede standard


81

Tab. 35 - Percentuali risparmi conseguiti tramite le 10 schede standard più utilizzate

Scheda Titolo 2010 2012

BAR-TH-06 Caldaia autonoma a condensazione 17,66% 16,86%

BAR-TH-08 Caldaia autonoma a bassa temperatura 8,72% 6,97%

BAR-TH-07 Caldaia condominiale a condensazione 7,21% 7,82%

BAR-EN-01 Isolamento dei tetti e sottotetti 5,89% 7,13%

BAR-EN-04 Finestre e porte finestre con vetri isolanti 5,51% 5,33%

BAR-TH-12 Impianto autonomo di riscaldamento a legna 5,32% 5,63%

BAR-TH-04 Pompe di calore di tipo aria/acqua 4,90% 4,84%

IND-UT-02 Serbatoi di stoccaggio di tipo "open buffer" 3,78% 3,62%

BAR-TH-07-SE Caldaia condominiale a condensazione con contratto assicurante il mantenimento del rendimento della caldaia

3,51% 4,20%

BAR-EN-02 Isolamento dei muri 2,51% 4,12%

Totale 65% 66%


Guardando gli interventi effettuati si possono evidenziare importati divergenze nei risultati conseguiti

rispetto al meccanismo italiano:

Mentre il meccanismo italiano ha premiato maggiormente gli interventi nel settore elettrico, realizzati

prevalentemente ricorrendo a una scheda (CFL 67% dei risparmi conseguiti), il meccanismo francese

ha promosso maggiormente interventi nell’ambito termico (66%). Questa è una importante differenza

se consideriamo che gli interventi nell’elettrico vanno a ridurre le emissioni in un settore che è già

soggetto a regolazione climatica europea (ETS) e per cui esiste già un incentivo alla riduzione

emissiva, data dal prezzo della CO2, mentre gli interventi nel termico vanno a ridurre le emissioni

relative al settore residenziale, non-ETS, la cui responsabilità di riduzione ricade direttamente sullo

Stato. Pertanto, mentre il meccanismo francese ha promosso la riduzione di emissioni nei settori non-

ETS, comportando un beneficio economico in termini di costi evitati per lo Stato (che si è avvicinato

all’obiettivo per cui è responsabile), il meccanismo italiano ha promosso la riduzione emissiva nel

settore elettrico, generando un beneficio economico per i soggetti privati, già sottoposti a normativa

ETS.

Mentre in Italia i risparmi energetici sono stati conseguiti tramite una tipologia molto circoscritta di

interventi, in Francia i risparmi energetici sono stati maggiormente diffusi e ottenuti grazie ad una

pluralità di schede. Infatti mentre in Italia l’80% dei risparmi stato ottenuto ricorrendo a due schede e

il 96% dei risparmi è stato conseguito tramite 7 schede, in Francia le 10 schede più utilizzate hanno

generato il 66% dei risparmi conseguiti tramite procedura standard, confermando che il meccanismo

francese ha saputo promuovere una maggiore diversificazione degli interventi. Più in generale, in

Francia ci sono oltre 150 schede che hanno generato almeno in CB, mentre in Italia le schede attive

sono 27.

In Francia inoltre, la maggior varietà e numero di schede standard ha fatto sì che il 98% dei risparmi

conseguiti avvenisse tramite questa procedura. In Italia invece il peso degli interventi a consuntivo e

soprattutto nell’industria, è stato maggiore che in Francia

Inoltre, mentre il meccanismo italiano ha promosso interventi non strutturali con tempi di ritorno brevi

e un capitale iniziale di investimento ridotto (CFL, EBF, RA), il meccanismo francese è riuscito a

promuovere interventi maggiormente strutturali, come progetti di coibentazione di edifici, isolamento

di tetti e finestre, installazione di caldaie e pompe di calore.


82

1.3 I fattori che hanno incentivato interventi strutturali

In Francia, non solo il maggiore orrizzionte temporale degli obiettivi vincolanti, ma soprattutto una

diversa architettura del meccanismo dei CB ha permesso di abbattere quelle barriere finanziarie

riscontrate in Italia che hanno limitato investimenti più strutturali.


come metodo di contabilizzazione dei risparmi, e quindi di finanziamento dei progetti. Questa è una

differenza significativa perché permette all’investitore di ricevere subito, a fronte di un intervento in

EE, l’intero ammontare cumulato e attualizzato di tutti i CB che il progetto genererà durante la sua

intera vita tecnica.

Inoltre il meccanismo dei CB ha in media riconosciuto un maggior numero di CB rispetto al sistema

italiano, grazie ad una meno rigida applicazione del criterio di addizionalità e ad un riconoscimento di

CB per tutta la vita tecnica dell’intervento (che per certi casi può arrivare fino a 35 anni), quindi per

un periodo più lungo di quanto riconosciuto in Italia dove sono stati riconosciuti risparmi per un

periodo massimo di 10 anni (solo con la recente introduzione del TAU la durata degli interventi è stata

di fatto equiparata tra i due paesi). Questo diverso metodo di calcolo implica che per uno stesso

progetto in Francia venivano riconosciuti maggiori risparmi e maggiori CB che in Italia, costituendo

quindi un maggiore incentivo all’investimento.

Il maggior numero di CB garantiti per progetto e la intera disponibilità dei CB al momento

dell’approvazione del progetto costituiscono non solo un maggiore incentivo all’investimento ma anche

una maggiore e più tangibile garanzia per gli istituti bancari, facilitando l’accesso al credito a supporto

di interventi più strutturali di quelli effettuati in Italia.

La maggiore garanzia è stata anche assicurata dalla maggiore presenza di schede standard che

offrono all’investitore certezza di tempi e ritorni economici, un requisito fondamentale per l’accesso al

credito.

Un altro fattore che ha favorito in Francia investimenti più strutturali è la definizione della soglia

minima dell’intervento per poter accedere al meccanismo dei CB. Il meccanismo Francese rilascia CB

ai progetti capaci di generare più di 1GWh cumac. Dal momento che per ottenere 1 KWh cumac si

sommano tutti i KWh risparmiati per gli anni di vita del progetto e si attualizzano ad un tasso di sconto

del 4% (si divide il valore dei risparmi conseguiti nell’anno n per (n-1)*1,04 e si sommano tutti i valori

annui), la soglia di 1 GWh cumac può essere superata o da interventi di breve durata ma con un

elevato risparmio annuo o, alternativamente, da interventi con un basso risparmio annuo ma di lunga

durata. In Italia invece la soglia dei 25 tep/annui, successivamente ridotti a 20 tep /annui (da 133,7

MWh/annui a 107 MWh/annui) e il riconoscimento dei CB per un limitato numero di anni, non consente

l’accesso al meccanismo dei TEE a quei progetti con un basso risparmio annuo ma con risparmi

garantiti per una lunga durata. Questa soglia, ridotta grazie alla introduzione del coefficiente TAU, ha

limitato la diversificazione degli interventi in EE, che invece viene maggiormente promosso da una

definizione della soglia calcolata sulla vita intera dell’intervento, anziché su un unico anno.


83

2. Lo schema Britannico

Sebbene l’Italia sia il primo Paese ad essersi dotato di un meccanismo dei Certificati Bianchi, la Gran

Bretagna è il primo paese che con l’ Energy Efficient Standard of Performance ha attuato nel 1994 un

sistema incentivante per l’efficienza energetica. Tale meccanismo è stato successivamente rinnovato

attraverso piani triennali, per dare garanzia di continuità della normativa e aggiustamento degli

obiettivi in funzione dei risultati conseguiti, e sostituito da schemi alternativi fino agli attuali

Community Energy Saving Programme (CESP) e Carbon Emission Reduction Target (CERT 2008-

2012).

2.1 Obblighi e soggetti Obbligati

Il CERT si pone obiettivi di riduzione delle emissioni di anidride carbonica attraverso interventi di

efficientamento energetico dei consumi finali. Come in Francia, così in Gran Bretagna gli obblighi

ricadono sui venditori. Gli obiettivi inoltre sono misurati non in tep evitate, ma in CO2 evitata. Infatti,

in una logica di integrazione e coordinamento tra politiche energetiche e climatiche europee e

nazionali, il meccanismo è rivolto a ridurre le emissioni nei settori non inclusi nell’EU ETS,

principalmente nel settore residenziale.

Inizialmente il CERT ha imposto un obiettivo di riduzione di 154 Mton Co2, poi esteso a 185 Mton nel

marzo 2011 fino 293 Mton Co2 nel 2012. La regolamentazione prevede che almeno i due terzi di

questo incremento di obiettivo tra 2011 e 2012 debba essere perseguito attraverso misure di

isolamento termico nell’edilizia. Questa misura, accompagnata all’esclusione di interventi sull’elettrico

come l’installazione di lampadine a basso consumo CFL vuole indirizzare lo schema verso interventi di

carattere termico.

Il calcolo delle emissioni risparmiate è effettuato sull’intera vita utile dell’intervento di efficienza

energetica, senza l’applicazione di alcun tasso di decadimento dell’intervento o di sconto. Questa

modalità di contabilizzazione diverge dal meccanismo italiano in quanto l’obiettivo è calcolato

sull’intera vita del progetto (similmente al caso CUMAC francese) e non prevede alcune forme di

rateizzazione nella cessione dei titoli. A fronte dell’approvazione di un progetto, l’autorità Ofgem

rilascia con un’unica consegna un ammontare di titoli proporzionale alle emissioni di anidride carbonica

ridotte durante l’intera vita dell’intervento.

Sempre in questa logica di integrazione tra politiche, la Gran Bretagna sta attuando un altro piano

rivolto alla riduzione di emissioni nelle aziende escluse dall’ETS (Carbon Reduction Commitment CRC).

Una strategia simile è stata avanzata anche dalla Germania che intende avvalersi della clausola opt-

out. La Direttiva 2009/29 relativa all’ETS prevede nell’art.27 la possibilità di ritirare dallo schema ETS

gli impianti con una produzione annua di emissioni inferiori a 25.000 ton CO2 annue, a condizione che

il Paese attui a livello nazionale delle misure alternative finalizzate ad assicurare una riduzione

emissiva equivalente.

Osserviamo fin da subito che anche l’Italia dovrebbe al più presto dotarsi di una strategia simile,

sottraendo dall’ETS i piccoli impianti e assoggettandoli a delle misure di efficienza energetica che

potrebbero essere certificate tramite il meccanismo dei TEE già in vigore, quindi senza eccessivi costi

amministrativi derivanti dall’adozione di una nuova misura in merito.

2.2 Risultati conseguiti e ragioni del successo

Senza entrare nello stesso dettaglio di analisi riportato per lo schema francese, è comunque utile

richiamare che il meccanismo ha incentivato l’isolamento di quasi 8 milioni di case in Gran Bretagna.

Al giugno 2012 il meccanismo ha promosso la riduzione di 241,8 Mton CO2 (sull’intera vita degli

interventi), un ammontare che equivale all’83% del target da perseguire entro il 2012. Il 64% dell’

intero target è stato conseguito attraverso interventi di isolamento termico, mentre il 21% delle

riduzioni attuate dal principio sono imputabili a interventi sull’elettrico. A fronte di risparmi


84

nell’elettrico stimabili sull’ordine dei 5.000 KWh/anno sono corrisposti risparmi nel termico superiori a

25.000 KWh/anno.

Tab. 36 – Ripartizione delle riduzioni emissive tra tipologie di intervento

Settore Emissioni 2008 (ton CO2)

Isolamento 64% Illuminazione 21% Riscaldamento 8%

Elettrodomestici 5% Micro-generazione 1% Misure comportamentali 1% TOTALE 100%

Fonte: OFGEM 2012

In sintesi, come già riscontrato nel caso francese, anche nel modello britannico il rilascio cumulato dei

titoli (e non rateizzato) favorisce una maggiore disponibilità di titoli e quindi una maggior garanzia per

l’accesso al credito, accresciuta dal fatto che in UK non si applica alcun tasso di decadimento o di

attualizzazione che va a ridurre l’ammontare di titoli per progetto. Questi aspetti della regolazione

riducono le barriere economico-finanziarie e accrescono la propensione ad effettuare investimenti

strutturali nel termico. Per questo andrebbero adottati anche nel meccanismo italiano dei TEE.

Un altro pregio del modello britannico che dovrebbe essere mutuato nel meccanismo nazionale dei TEE

è la maggior focalizzazione sui settori non-ETS. I maggiori interventi nel termico e non nell’elettrico

sono imputabili direttamente al design istituzionale del meccanismo, che ha anche promosso interventi

presso le fasce più povere di utenti (priority group) che, generalmente, hanno minori possibilità di

finanziamento diretto e vivono in abitazioni più obsolete che presentano le migliori potenzialità di

riduzione emissiva al minor costo.


85

SEZIONE VI

- EFFICIENZA ENERGETICA NEL POST-2012: OBIETTIVI E STRUMENTI

1. Ruolo strategico dell’efficienza energetica neii piani energetici nazionali ed europei

L’efficienza energetica rappresenta un cardine della strategia climatica ed energetica europea, grazie

alla capacità di promuovere crescita, occupazione, sicurezza energetica, oltre a benefici ambientali ed

energetici. L’efficienza energetica si presenta come l’alternativa vincente per ridare vigore agli

investimenti a livello territoriale e la strategia principale per promuovere la crescita dell’industria

energetica nazionale, attraverso la riduzione degli sprechi e dei costi, in un mercato caratterizzato da

una domanda energetica stagnante con margini in riduzione e da un surplus di capacità produttiva

anche da fonti rinnovabili, che offre sempre meno spazio per la crescita dei consumi. Inoltre,

l’efficienza energetica risulta la leva più virtuosa con un effetto moltiplicatore sull’abbattimento delle

emissioni di gas serra e la crescita dei consumi coperti da FER. Come confermano diversi studi e la

stessa direzione Clima e Ambiente della Commissione, una riduzione del 20% nei consumi di energia,

avvicinerebbe l’Europa ad una riduzione del 30% delle emissioni europee di gas serra45. Lo stesso vale

per l’obiettivo sulle rinnovabili in quanto l’efficienza energetica agisce direttamente sui consumi finali

lordi riducendo il denominatore su cui viene calcolata la quota target di FER.

Sebbene l’efficienza energetica sia oggetto del Pacchetto Clima-Energia, tuttavia, a differenza dei

target CO2 e rinnovabili, non è ancora soggetta ad alcun target vincolante. Inoltre, le analisi della

Commissione Europea dimostrano come, nonostante le relative virtù economiche e l’effetto

moltiplicatore per il perseguimento di tutti e tre gli obiettivi, il target di efficienza energetica sia ancora

il più distante e difficile da perseguire. Per raggiungere una riduzione del 20% rispetto allo scenario

“business as usual” elaborato con il modello Primes46 nel 2020 i consumi energetici dell’UE non

dovranno superare la soglia di 1.474 milioni di tep (pari ad una riduzione di 368 milioni di tep) mentre,

allo stato attuale la proiezione al 2020 dei consumi europei di energia primaria si posiziona a quota

1.678 milioni di tep, con un gap di 204 milioni di tep ancora da colmare. In assenza di nuove azioni

efficaci l’Europa potrà, quindi, raggiungere al massimo il 10% di riduzione: meno della metà

dell’obiettivo energetico prefissato.

Fig. 16 - Proiezioni consumi energetici e distanza dal target efficienza energetica in EU

Fonte: Commissione Europea, Energy Efficincy Direcitve Impact assessment

A fronte della discrasia tra potenzialità dell’efficienza energetica e risultati fino ad ora conseguiti, la

Commissione ha proposto l’adozione di una specifica Direttiva sull’efficienza energetica.47

45 “Analysis of options beyond 20% GHG emission reductions: Member State results” – Commission Staff Working Paper. 46 http://ec.europa.eu/environment/air/pollutants/models/primes.htm. 47 COM 370/2011 proposta di direttiva sull’efficienza energetica del 22 giugno 2011 che abroga le direttive 2004/8/CE e

2006/32/CE.


86

Box III - Contenuto e iter legislativo della Direttiva Efficienza Energetica L’iter legislativo della Direttiva sull’Efficienza Energetica ha avuto un cammino assai travagliato.

La bozza iniziale, presentata nel giugno del 2011, da un lato indicava la centralità di questo obiettivo nella strategia energetica europea di breve e lungo termine, dall’altro mancava nella definizione di obiettivi nazionali vincolanti, funzionali al raggiungimento dell’obiettivo globale europeo. La proposta infatti si limitava a definire delle “binding measures” per alcuni settori interessati, mentre lasciava agli stati membri la libertà di deciderne le modalità di applicazione. Si prevedeva per il settore pubblico l’obbligo di acquistare prodotti o servizi ad elevati standard

energetici, di presentare piani di efficienza energetica locali, di introdurre sistemi di gestione dell’energia e di un uso più sistematico dei contratti di rendimento energetico, nonché un obiettivo annuo di ristrutturare il 3% degli edifici pubblici con superficie superiore a 250 mq. Mentre per il settore energetico era presente l’obbligo di installare contatori individuali presso i consumatori finali per monitorare i reali consumi, di garantire una precisa e frequente fatturazione basata sui consumi effettivi, nonché un programma nazionale vincolante di efficienza energetica per gli operatori energetici (vendita e distribuzione) pari ad una riduzione

annua dei consumi finali di energia dell’1,5% rispetto alla media di vendita degli ultimi tre anni da realizzarsi tramite interventi presso gli utenti finali. Inoltre agli stati era richiesto di agevolare

il raggiungimento di questi obiettivi tramite l’introduzione di standard energetici, audit energetici, promozione dell’efficienza nel riscaldamento e nel raffrescamento, l’introduzione di agevolazioni finanziarie per l’efficienza energetica e di favorire lo sviluppo delle ESCo. Infine ai governi ara assegnato il compito di introdurre disposizioni per favorire lo sviluppo della cogenerazione ad alto rendimento (CAR) e l’obbligo di dotare tutti i nuovi impianti di

generazione termoelettrica con potenza termica superiore a 20 MW di un’unità CAR.. La discussione della Direttiva è proseguita per tutta la seconda metà del 2011 per arrivare a dicembre con una formulazione ancor più indebolita, in seguito alle pressanti richiese degli stati membri di limitare il numero degli edifici pubblici soggetti all’obbligo, di una maggiore flessibilità nella determinazione delle azioni da perseguire, di un riconoscimento dei miglioramenti pregressi e dell’inclusione dei trasporti nel conteggio dei risparmi. Quindi la Direttiva accompagnata da

circa 1.800 emendamenti è giunta prima alla Commissione Ambiente e poi alla Commissione Industria, Commercio Estero Ricerca ed Energia (ITRE) del Parlamento europeo, dove ne è uscita stravolta, con una nuova versione che la riavvicinava alla sua formulazione iniziale in cui erano riproposti obiettivi nazionali vincolanti da realizzarsi attraverso obiettivi intermedi fissati al 2014, al 2016 e al 2018 e una politica strutturata a livello comunitario e nazionale. La discussione, che vedeva da una parte Commissione ed Europarlamento, favorevoli a target vincolanti, dall’altra il Consiglio europeo, restio a nuovi programmi di investimento e contrario

ad ulteriori ingerenze comunitarie nelle politiche energetiche nazionali, ha vistro il raggiungimento di un accordo finale nel luglio 2012. Dopo quasi un anno di trattative, è stata presentata una bozza condivisa che prevede un approccio bottom-up in cui ogni stato membro dovrà fissare un proprio obiettivo nazionale sull’efficienza energetica (calcolato sui consumi primari o finali, i risparmi primari o finali o sull’intensità energetica) e solo nel giugno del 2014 la Commissione valuterà i progressi compiuti dall’Unione rispetto all’obiettivo al 2020. Rimangono, anche se in forma alleggerita, le misure vincolanti per enti pubblici e utilities

energetiche: l’obbligo di rinnovo annuale del 3% dell’edilizia pubblica, riguarda i soli edifici occupati e di proprietà diretta dei governi centrali (escludendo quindi le strutture di proprietà degli enti locali), accompagnato alla possibilità di introdurre meccanismi di regolazione e scambio della CO2 risparmiata a seguito di interventi di riqualificazione (una sorta di Emissions Trading, con quote, denominate AEA). Viene alleggerito anche l’onere di risparmio sui consumi dei clienti finali per le compagnie energetiche, fissato pari all’1,5% annuo da raggiungere entro il

2018, inserendo deroghe specifiche per quei paesi che hanno già avviato schemi di incentivazione al risparmio energetico (Danimarca, Francia, Italia e UK). Anche questo obiettivo potrà essere centrato attraverso “misure flessibili alternative” quali l’esclusione delle aziende incluse nel sistema ETS, la contabilizzazione dei risparmi energetici ottenuti nei settori di

trasformazione e distribuzione dell’elettricità e gas e attraverso le azioni anticipate avviate dal 31 dicembre 2008. In ogni caso, l’utilizzo delle misure flessibili non potrà assommare ad oltre il 25% dell’obiettivo stabilito.

Queste disposizioni dovrebbero consentire un miglioramento dell’efficienza energetica del 17% al 2020. La direttiva, che dovrà essere recepita negli ordinamenti nazionali entro la primavera del 2014, contiene inoltre una serie di indicazioni per l’audit energetico, la misura dei consumi (smart meter e bollette) e la promozione dell’efficienza nei settori riscaldamento/raffrescamento, trasformazione, trasmissione, distribuzione e servizi.


87

La precedente direttiva 2006/32/CE sull’efficienza energetica negli usi finali e sui servizi energetici ha

richiesto agli Stati Membri di adottare un obiettivo indicativo del 9% di risparmio energetico da

conseguire al 2016. In particolare l’Italia con il PAEE 2007 ha previsto programmi e misure di

efficientamento per un risparmio energetico annuale atteso al 2016 pari a 126.327 GWh/anno (pari al

9,6 % dell’ammontare medio annuo del consumo nazionale di riferimento), ribaditi nel PAEE 2011. Nel

PAEE, la valutazione quantitativa dei risparmi è stata effettuata con riferimento alle seguenti misure di

miglioramento dell’efficienza energetica:

1. Recepimento della Direttiva 2002/91/CE e attuazione del D.Lgs. 192/05 sull’efficienza in edilizia;

2. Riconoscimento delle detrazioni fiscali (55%) per la riqualificazione energetica degli edifici

esistenti;

3. Riconoscimento delle detrazioni fiscali (20%) per l’installazione di motori elettrici ad alta efficienza

e di regolatori di frequenza (inverter);

4. Misure di incentivazione al rinnovo ecosostenibile del parco autovetture ed autocarri fino a 3,5

tonnellate;

5. Meccanismo per il riconoscimento di Titoli di Efficienza Energetica (o Certificati Bianchi – C.B.) ai

sensi dei DD.MM. 20/07/04.

Il ruolo chiave dell’efficienza energetica è confermato anche a livello nazionale dal Piano di Azione per

l’Efficienza Energetica (PAEE 2011) che il Ministero dello Sviluppo Economico ha inviato alla

Commissione, in ottemperanza alla Direttiva 2006/32/CE, come strumento di informazione su

programmi e risultati degli Stati Membri in materia di efficienza energetica negli usi finali dell'energia.

Il PAEE afferma che solo con una forte riduzione dei consumi finali di energia rispetto allo scenario

tendenziale, sarà possibile raggiungere il target sulle rinnovabili e avvicinarsi significativamente a

quello sulle emissioni. Come evidenzia il PAEE, a fronte dell’attuale gap che ci separa dal target 2020,

una strategia specifica è necessaria per perseguire sia l’obiettivo di risparmio energetico al 2016

(126.540 GWh/anno, equivalenti a 10,88 Mtep/anno), sia per riuscire a risparmiare 15,88 Mtep/anno

al 2020 (tab. 1). Il Piano nazionale prevede che il 42% dell’obiettivo al 2020 venga conseguito nel

settore residenziale, il 27% nel settore dei trasporti, il 16% nel settore terziario e il 15% nel settore

industriale (pari a 2,47 Mtep/anno). Al settore civile (residenziale + terziario) viene dunque attribuita

la responsabilità di coprire il 60% dell’obiettivo complessivo, pur a fronte di consumi energetici non

superiori a un terzo di quelli totali nazionali.

Tab. 37 - Consumi finali lordi di energia in Italia nel 2020 (Mtep)

Scenario 2020 Consumi

Finali Lordi

Scenario tendenziale PRIMES pre-crisi 160,5

Scenario tendenziale PRIMES post-crisi con efficienza già conseguita 145,6

Contributo al 2016 delle misure di efficienza energetica (PAEE 2007) 10,9

Contributo al 2020 aggiuntivo delle nuove misure di efficienza energetica (PAEE 2011) 5,0

Totale consumi finali lordi al 2020 129,7

Fonte: PAEE 2011


88

Tab. 38 - Disaggregazione settoriale dei risparmi di energia in Italia nel 2020 (Mtep)

Settore Risparmio

Residenziale 6,63 42%

Terziario 2,55 16%

Industria 2,47 15%

Trasporti 4,23 27%

Totale 15,88 100%

Fonte: PAEE 2011

Oltre a evidenziare i risultati positivi conseguiti dall’Italia in termini di riduzione dei consumi, tali da

aver consentito il superamento dell’obiettivo fissato per il 2010 (pari a 35.658 GWh/anno previsti dal

PAEE 2007), il PAEE 2011 definisce le future strategie d’intervento che dovrebbero vertere sul

meccanismo dei TEE e detrazioni fiscali del 55% per la riqualificazione energetica degli edifici. Infatti,

anche il recente Rapporto sull’Efficienza Energetica, presentato dall’Enea nel gennaio 2012 in

attuazione di quanto previsto dal D.Lgs n. 115/08, ha evidenziato come il meccanismo dei certificati

bianchi e delle detrazioni fiscali del 55% siano gli strumenti di incentivazione che hanno dato il

maggiore contributo in termini di risparmi energetici conseguiti, e che i certificati bianchi siano risultati

il meccanismo di sostegno con il miglior rapporto costo-efficacia per il bilancio dello Stato.

Anche il Piano di Azione Nazionale per le Rinnovabili al 2020, che l’Italia ha presentato alla

Commissione Europea nel giugno del 2010, conteneva delle ipotesi di risparmio energetico, le stesse

esplicitate successivamente nel PAEE 2011, in cui, per conseguire l’obiettivo, si prevedeva come

condizione necessaria una significativa riduzione di consumi finali di energia rispetto allo scenario

tendenziale. Le iniziative identificate per coprire la differenza riguardavano la definizione di un piano di

riqualificazione energetica nell’edilizia pubblica, la stabilizzazione del quadro incentivante in una

prospettiva di medio periodo, il rafforzamento del Green Procurement, maggiore efficienza nei centri di

elaborazione dati ed interventi per lo sviluppo delle reti elettriche (Smart Grids) e per l’efficientamento

delle aree urbane.

Il Box successivo riassume le principali disposizioni legislative che si collocano all’interno del percorso

per il raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica prefissati.


89

Box IV – disposizioni legislative in materia di efficienza energetica

Decreto lgs. 115/2008 Attua la direttiva 2006/32/CE, intervenendo sull'efficienza negli usi finali

e sui servizi energetici. Il decreto prevede: l’armonizzazione delle funzioni fra Stato e Regioni

relativamente all'efficienza energetica; l’evoluzione del meccanismo dei certificati bianchi; una

serie di semplificazioni amministrative ed autorizzative; un ruolo più importante del settore

pubblico per promuovere l'efficienza energetica sul territorio; la qualificazione e la certificazione

delle competenze dei soggetti coinvolti nell'offerta di servizi energetici; il contratto servizio energia

e l'importanza per il settore pubblico dell'energy manager; i criteri per i soggetti abilitati alla

certificazione energetica degli edifici; l’assegnazione a ENEA-UTEE del ruolo di Agenzia Nazionale

per l’Efficienza Energetica; una chiara definizione delle ESCo.

Decreto n° 59 del 2 aprile 2011 Attua il decreto lgs. n. 192 (Direttiva 2002/91/CE) e contiene

le metodologie di calcolo ed i requisiti minimi per la prestazione energetica degli edifici e degli

impianti termici relativamente alla climatizzazione invernale ed estiva e alla produzione di acqua

calda per usi igienici sanitari. Il provvedimento disciplina anche l’installazione, l’esercizio, la

manutenzione e l’ispezione degli impianti termici.

Decreto Ministeriale del 26 giugno 2009 Contenente le Linee Guida Nazionali per la

Certificazione Energetica degli Edifici rendendo pienamente operativa la direttiva 2002/91/CE

riguardante la certificazione energetica nell'edilizia.

Legge 23 n° 99 del luglio 2009 Fornisce la base normativa per la formulazione di una nuova

politica energetica coerente con i principi che regolano un mercato energetico liberalizzato.

Decreto legislativo n° 28 del 3 marzo 2011 Il Decreto, volto all’attuazione della direttiva

2009/28/CE, integra le disposizioni sull’efficienza energetica e sull’uso delle rinnovabili. Il decreto

prevede:

la realizzazione di un portale informatico dedicato all’efficienza energetica (incentivi, benefici,

orientamenti, buone pratiche, ecc.);

la definizione dei “regimi di sostegno” per l'efficienza energetica attraverso il riordino ed il

potenziamento dei vigenti sistemi di incentivazione, mediante contributi sulle tariffe del gas per

gli interventi di piccole dimensioni e mediante il rilascio dei certificati bianchi per gli interventi di

grandi dimensioni;

per il meccanismo dei certificati bianchi, l’equiparazione dei risparmi realizzati nel settore dei

trasporti a quelli del gas naturale;

al fine del raggiungimento degli obblighi in capo alle imprese di distribuzione, la possibilità di

realizzare risparmi attraverso interventi di efficientamento delle reti elettriche e del gas (per tali

interventi non sono tuttavia rilasciabili certificati bianchi);

la predisposizione da parte ENEA, di almeno 15 nuove schede standardizzate7 per la

quantificazione dei risparmi nell'ambito del meccanismo dei certificati bianchi.

Decreti Ministeriali del 4 agosto 2011 e del 5 settembre 2011 Sono i provvedimenti di

attuazione del decreto legislativo n° 20 dell’8 febbraio 2007 e della legge n° 99/09 in merito al

sistema di incentivazione della cogenerazione ad alto rendimento (CAR), come definita dalla

Direttiva Europea 2004/8/CE. A citati decreti cui vanno aggiunti i provvedimenti contenuti nelle

leggi finanziarie 2007-2008-2010 per:

il riconoscimento delle detrazioni fiscali (50%) per la riqualificazione energetica degli edifici

esistenti;

il riconoscimento delle detrazioni fiscali (20%) per l’installazione di motori elettrici ad alta

efficienza e di regolatori di frequenza (inverter);

le misure di incentivazione al rinnovo ecosostenibile del parco autovetture ed autocarri

fino a 3,5 tonnellate.


90

2. Il ruolo dell’EE e degli strumenti rispetto ad altri strumenti nazionali ed europei

Con l’approvazione a fine 2008 del Pacchetto Clima-Energia, l’Unione Europea si è impegnata a

perseguire ambiziosi obiettivi di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e di incremento del

ruolo delle fonti rinnovabili. La recente direttiva sull’efficienza energetica, proposta dalla Commissione

Europea nel 2011 ed il cui iter legislativo è in corso di approvazione, intende inoltre imporre degli

obiettivi indicativi in materia di efficienza energetica sui distributori di energia e sull’edilizia pubblica.

Per perseguire tali obiettivi in maniera efficiente diventa indispensabile impiegare le risorse per

stimolare in primis quelle linee di azione che, a parità di costo, permettano un maggior avvicinamento

agli obiettivi. L’impiego efficiente delle risorse è una prerogativa quanto mai attuale per contenere la

spesa pubblica, per favorire un abbassamento dei prezzi energetici nel lungo periodo e accrescere la

competitività del sistema produttivo nazionale.

L’adozione di un approccio integrato, che garantisca un adeguato coordinamento tra le politiche

climatiche ed energetiche, è una strategia prioritaria per perseguire i target al 2020 in maniera

efficiente. Gli obiettivi fissati in ambito energetico comporteranno infatti oneri addizionali che dovranno

valutarsi congiuntamente a quelli imposti dalla politica climatica. Emerge quindi la necessità di

armonizzare le azioni sui versanti della politica ambientale e di quella energetica al fine di

minimizzarne i costi congiunti.

La necessità di coordinare le politiche climatiche ed energetiche deriva dal fatto che gli obiettivi

energetici e climatici definiti nel pacchetto 20-20-20 sono strettamente interrelati. Le emissioni di gas

serra possono essere ridotte grazie ad una sostituzione di fonti fossili con fonti rinnovabili, sia grazie

ad interventi di efficienza energetica. Un aumento dell’efficienza energetica permette inoltre di

accrescere indirettamente il peso percentuale delle FER (andando a ridurre i consumi, e quindi il

denominatore su cui si calcola la percentuale di FER).

L’efficienza energetica ha quindi un effetto moltiplicatore in quanto non è solo obiettivo in sé da

perseguirsi entro il 2020, ma è anche strumento che permette un contestuale avvicinamento agli

obiettivi di rinnovabili e riduzione emissiva. Come la politica comunitaria, anche la politica energetica

nazionale individua nell’efficienza energetica l’opportunità di raggiungere gli obiettivi di rinnovabili e di

riduzione delle emissioni in maniera ottimale garantendo, allo stesso tempo, la minimizzazione dei

costi di intervento, la tutela della competitività industriale e la creazione di nuovi posti di lavoro (green

jobs) attraverso lo sviluppo di nuovi mercati e il potenziamento delle filiere industriali

La forte interdipendenza tra i tre obiettivi del 20-20-20 fanno emergere la necessità di un’integrazione

e coordinamento tra le politiche energetiche e ambientali significa: a) favorire quelle azioni che

consentano di avvicinarsi simultaneamente a più di un obiettivo e b) evitare una inutile

sovrapposizione o duplicazione di strumenti di regolazione per perseguire un medesimo obiettivo.

Tale coordinamento deve essere garantito sia in una dimensione verticale, ossia tra politiche e

strumenti definiti su diversi livelli governativi –europeo e nazionale- sia in una dimensione orizzontale

tra strumenti e politiche energetiche e climatiche che potrebbero presentare aree di sovrapposizione e

interagire con effetti negativi.

In merito alla dimensione verticale, ricordiamo che per perseguire gli obiettivi climatici di riduzione

emissiva sono stati predisposti degli strumenti di intervento orientati al mercato sia a livello nazionale

che a livello europeo. In particolare, a livello europeo è stato definito un meccanismo di “Cap &Trade”

– il mercato dei permessi negoziabili Emissions Trading Scheme (ETS)- che regola le emissioni nei

settori dell’energia e dell’industria (settori ETS che coprono circa il 40% delle emissioni europee),

ponendo direttamente sui soggetti regolati la responsabilità di ottemperamento agli obblighi. La

riduzione delle emissioni nei settori esclusi dall’ETS (settori non-ETS, trasporti, residenziale, terziario,

PMI) è invece demandata nel rispetto del principio di sussidiarietà alle politiche nazionali. Spetta cioè

agli Stati definire a livello nazionale delle politiche per abbattere le emissioni non-ETS e, in caso di

inadempimento, sarà direttamente lo Stato a rispondere con le finanze pubbliche.


91

Le politiche climatiche nazionali sono state ufficialmente giudicate inefficienti e inadeguate nel

rispettare i target prestabiliti (EEA 2011). In merito alle politiche non-ETS, ricordiamo che mentre

alcuni paesi hanno attuato politiche specifiche in tal senso –ad esempio l’Irlanda si è dotata di una

carbon tax applicata sui trasporti, mentre il meccanismo dei TEE attuato in Gran Bretagna regola le

emissioni di CO2 evitate prevalentemente nei settori non-ETS- in Italia non è stata attuata nessuna

politica climatica specifica per i settori non-ETS che, pertanto, risultano ancora distanti dall’obiettivo di

Kyoto 2012, al punto da far ricadere sullo Stato una spesa per il mancato adempimento che è stata

stimata pari a 271-335 milioni annui nel quinquennio 2008-2012 (allegato IV DEF 2011).

In merito alla dimensione orizzontale, oltre agli strumenti economici definiti per ridurre le emissioni

nei settori ETS e non-ETS, per soddisfare i target energetici al 2020, molti paesi europei hanno

adottato a livello nazionale meccanismi finalizzati a incentivare rinnovabili ed efficienza energetica, tra

cui il meccanismo dei certificati verdi, sussidi diretti a fonti rinnovabili (Conto energia) oltre al

Meccanismo dei TEE oggetto di questo studio. Questi strumenti possono interagire indirettamente con

l’ETS. La mancanza di un’ appropriata integrazione e coordinamento tra gli strumenti ambientali ed

energetici definiti a livello nazionale e sovranazionale rischia di avere effetti controproducenti, creando

inefficienze sistemiche che possono aumentare il costo di perseguimento dei target al 2020 e limitare

la capacità di perseguire i target europei in maniera efficace (IEA 2011, Oikonomou and Jepma 2008).

La letteratura economica ha analizzato l’interazione tra strumenti di politica ambientale ed energetica.

È stato dimostrato che il mercato nazionale dei “certificati verdi” influenza negativamente il mercato

europeo dei permessi negoziabili, aumentato il costo sociale della riduzione delle emissioni (Abrell and

Weigt 2008;Unger and Ahlgren 2005). Nel dettaglio, Böhringer and Rosendahl (2010) dimostrano che

quando un meccanismo di “Cap & Trade” è già in vigore, le politiche a sostegno delle risorse

rinnovabili, come le feed-in tariffs, hanno un effetto depressivo sul prezzo del carbonio, favorendo

indirettamente le tecnologie che utilizzano combustibili fossili. Infatti incentivi diretti alle rinnovabili

aumentano il peso delle rinnovabili nel paese in cui i finanziamenti sono stati stanziati. Il conseguente

calo emissivo comporta una riduzione dei prezzi della CO2 nell’ETS che va a beneficiare maggiormente

le tecnologie più inquinanti e comporta un aumento delle emissioni nel resto dell’Europa (essendo il

tetto fisso, si verifica un gioco a somma zero in cui al calo emissivo nel paese con i sussidi alle

rinnovabili si contrappone un uguale e contrario aumento emissivo altrove).

Alla luce di questa sovrapposizione e delle risultanti inefficienze, diventa necessario promuovere un

coordinamento tra politiche evitando in futuro la permanenza di aree di sovrapposizione. Notevoli

guadagni di efficienza potranno infatti essere realizzati a livello sistemico qualora il target sulle fonti di

energia rinnovabile (FER) verrà raggiunto adottando quelle misure che al contempo consentiranno di

massimizzare la riduzione delle emissioni, differenziando, da un lato, quei settori come l’elettrico che,

essendo soggetti a regolazione europea ETS, hanno già un incentivo a ridurre le proprie emissioni e,

d’altro lato, i settori non-ETS che invece non sono soggetti ad alcuna regolazione climatica a livello

europeo. In altri termini, poiché l’industria elettrica e larga parte di quella manifatturiera sono già

regolate nel sistema ETS, la riduzione delle emissioni e l’avvicinamento al target rinnovabili dovrebbe

avvenire a mezzo di strumenti non rivolti al settore elettrico, ma bensì ai settori non-ETS: per il

settore civile (residenziale, servizi, pubblica amministrazione) e per quello dei trasporti.

Nonostante il PAN delle rinnovabili che il PAEE prevedano un ruolo chiave dell’efficienza energetica

nella strategia energetica nazionale, fissando ambiziosi obiettivi al 2020, e nonostante il suo ruolo

moltiplicatore nel permettere un contestuale avvicinamento ai target di riduzione emissiva nei settori

non-ETS e di aumento della percentuale di consumi coperta da FER, gli strumenti nazionali a supporto

di interventi in efficienza energetica appaiono sottodimensionati non solo rispetto ai relativi obiettivi

(come già accaduto all’interno del meccanismo dei TEE), ma soprattutto se rapportati agli incentivi

riservati alle FER elettriche che si vanno a sovrapporre all’ETS. Dati gli attuali vincoli di bilancio e la

necessità di contenere gli incrementi delle bollette energetiche, per perseguire i target al 2020 in

maniera efficiente è necessario allocare le risorse limitate laddove, a parità di euro spesi, si abbiano i

maggiori benefici energetici e ambientali. Al contrario, permane un elevato squilibrio nella definizione

degli incentivi.


92

In una audizione risalente al maggio 2011, l’AEEG sottolinea la disparità di incentivazione “In base a

calcoli molto conservativi, nel quinquennio 2005-2009 l’incentivo medio erogato per il risparmio di 1

kWh ‘addizionale’ non ha superato 1,7 c€, a fronte di incentivi per la produzione dello stesso kWh con

fonti rinnovabili che sono oggi compresi tra 8 e 44 c€, a seconda del meccanismo di incentivazione”

(AEEG maggio 2011). A fronte di un contributo tariffario di 100 € per tep evitata si contrappone un

finanziamento per rinnovabili elettriche che arriva fino a 3.500 € per tep rinnovabili prodotto da

fotovoltaico.

Alla luce del ruolo cardine dell’efficienza energetica, diventa quindi necessaria una futura operazione di

razionalizzazione e riequilibrio degli incentivi, al fine di premiare in una logica di neutralità tecnologica

gli interventi più efficienti evitando al contempo una lievitazione della bolletta energetica.

In conclusione, per garantire questo coordinamento gli attuali incentivi alle rinnovabili elettriche

dovrebbero quindi essere progressivamente razionalizzati per andare ad accrescere il contributo ai

meccanismi a sostegno dell’efficienza energetica. Inoltre, il meccanismo dei TEE dovrebbe essere

rivolto in misura minore al settore elettrico, essere potenziato il settore termico ed esteso anche al

settore dei trasporti. Ciò permetterebbe infatti di ridurre le emissioni non-ETS.

Inoltre, come descritto nelle sezioni successive, la sovrapposizione tra strumenti volti a promuovere

l’efficienza energetica rischia di minare l’efficienza sistemica della politica energetica nazionale,

erodendo gli ambiti di applicazione del meccanismo dei TEE e la capacità di questo strumento di

coprire i relativi obblighi imposti in via amministrativa. A fronte di tali sovrapposizioni è quindi

necessario definire i futuri obblighi di efficienza energetica in funzione dei risparmi effettivamente

conseguibili del meccanismo dei TEE, decurtando tali obblighi dei futuri risparmi energetici che

saranno conseguiti attraverso gli strumenti che analizzeremo di seguito: incentivi alla cogenerazione

ad alto rendimento (CAR) conto energia termico (CET) e detrazioni fiscali.

3. Gli effetti del nuovo regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento (CAR)

Il nuovo regime di sostegno della CAR, definito dal decreto Romani del 5 settembre 2011, prevede il

rilascio di certificati bianchi del tipo II (o CB-CAR) per l’elettricità o per il calore prodotto in regime di

cogenerazione ad alto rendimento. A differenza dei normali certificati bianchi, ai CB-CAR possono

accedere tutti i proprietari o i detentori degli impianti di cogenerazione, operatori diversi da quelli

previsti per il riconoscimento dei TEE48, ampliando quindi il numero di soggetti che possono usufruire

del meccanismo. La gestione dei certificati spetta al GSE che può rilasciare ai proprietari degli impianti

i CB-CAR o, in alternativa, acquistarli direttamente (senza emetterli) al prezzo del contributo tariffario

definito per l’anno di riferimento. Sono ammessi al riconoscimento dell’incentivo sia gli impianti nuovi

(entrati in esercizio dal 1/1/2011) che gli impianti esistenti e riconosciuti come cogenerativi a partire

dal 1/4/199949, previa rinuncia al godimento del diritto ai TEE (già maturati e futuri).

Gli effetti di questo nuovo decreto sul mercato dei TEE rimangono ancora incerti in quanto

l’ampliamento del meccanismo a nuovi operatori potrebbe accrescere l’offerta di titoli sul mercato, a

meno che i detentori degli impianti di cogenerazione decidano per il ritiro diretto dei titoli da parte del

GSE e non per la loro emissione, con il conseguente annullamento dei certificati bianchi generati.

Effetto, il secondo, che risulterebbe amplificato dalla possibilità di accesso al meccanismo per gli

impianti esistenti. Il testo del decreto non specifica nel dettaglio se possano optare per l’uno o l’atro

regime di sostegno (TEE o CB-CAR) i soli soggetti che abbiano già ottenuto l’emissione di TEE, oppure

tutti i proprietari degli impianti di cogenerazione che, alla data dell’entrata in vigore del decreto,

abbiano già presentato le proposte di progetto a consuntivo o richieste di verifica e certificazione dei

risparmi, ma che non abbiano ancora ottenuto i corrispondenti TEE. Rimane inoltre da definire se e

con quali modalità contribuiranno i CB-CAR ritirati dal GSE al conseguimento degli obiettivi nazionali di

restituzione imposti ai soggetto obbligati.

48 Definiti dai decreti del 20/7/2004 e 21/12/2007 e ai quali è stata prevista l’estensione con il d.Lgs. n° 115/08. 49 Hanno diritto all’incentivo anche gli impianti cogenerativi (riconosciuti tali ai sensi della delibera n. 42/02) oggetto di

rifacimento/potenziamento tra il 7/3/2007 e il 31/12/2010.


93

La normativa lascia ampi margini di incertezza anche sulla possibile evoluzione dei progetti futuri in

particolare per gli impianti integrati e quelli alimentati da fonti rinnovabili. Il primo punto riguarda

soprattutto gli impianti di teleriscaldamento che spesso abbinano al sistema cogenerativo un

tradizionale generatore di calore (quale può essere una caldaia), in questi casi risulta di difficile

applicazione o estremamente costoso l’isolamento del solo sistema cogenerativo dal resto

dell’impianto per il calcolo degli indici di prestazione (rendimento e PES), facendo venir meno la

condizione che il decreto definisce come necessaria per qualificare ad alto rendimento la

cogenerazione e accedere quindi ai CB-CAR. Nel caso di impianti cogenerativi alimentati da fonti

rinnovabili il nuovo decreto non prevede una tariffa premiante rispetto ai medesimi impianti alimentati

a combustibili fossili e impone al gestore la scelta tra CB-CAR per elettricità e calore prodotti in

cogenerazione e nuovo conto energia per la sola componente elettrica (che tuttavia prevede una

tariffa premiante per la produzione di elettricità prodotta in cogenerazione ad alto rendimento).

Questa si presenta come una modifica sostanziale rispetto al passato in cui invece era possibile

abbinare ai certificati verdi (o tariffa omnicomprensiva) riconosciuti per la parte elettrica i certificati

bianchi per la sola parte termica utile50. Il nuovo decreto, quindi, disincentiva l’adesione al regime di

sostegno CAR-CB per gli impianti cogenerativi alimentati da fonti rinnovabili, risultando più

conveniente l’incentivazione della sola componente elettrica offerta dal nuovo conto energia. Tale

situazione rischia, quindi, di non ampliare, o addirittura contrarre l’offerta di TEE sul mercato.

Nonostante la difficoltà di previsione della dinamica complessiva dei CB-CAR sull’offerta di TEE, per le

considerazioni riportate in precedenza, è, tuttavia, possibile fornirne una stima del possibile effetto, in

base al peso relativo che hanno avuto in passato i progetti di efficienza nei sistemi cogenerativi

(scenario conservativo).51 La tabella seguente riporta, infatti, il quantitativo, di TEE generati dall’avvio

del meccanismo al 31 dicembre 2011 da interventi riconducibili alla cogenerazione e che quindi

potrebbero rientrare nel decreto per gli anni a venire. Il settore economico che ha generato il maggior

numero dei TEE da cogenerazione è l’industria che si è avvalsa principalmente di progetti a

consuntivo, pari a 747.483 tep. A questi sono stati sommati i TEE riconducibili alla scheda 21 (che

riguarda piccoli progetti di cogenerazione principalmente nel settore civile), pari a 31.863 tep. Dal

computo complessivo risulta che i TEE imputabili alla cogenerazione dall’avvio del meccanismo al 31

dicembre 2011 sono stati 779.346 pari al 6,8% dei TEE complessivi generati.

Tab. 39 - TEE da progetti di cogenerazione dall’avvio del meccanismo a dicembre 2011 (tep)

TEE generati dall'avvio del meccanismo al 31 dicembre 2011 11.444.316

TEE da schede semplificate e analitiche 8.774.734

di cui da scheda 21 (piccola cogenerazione) 31.863

TEE da progetti a consuntivo 2.669.582

di cui da progetti di cogenerazione 747.483

TEE da cogenerazione da avvio meccanismo 779.346


Ipotizzando quindi che la dinamica futura dei progetti di cogenerazione segua l’andamento presentato

in passato e che ci sia un effetto di cannibalizzazione totale tra CB-CAR e TEE (quindi che tutti i

progetti di cogenerazione optino per l’adesione al sistema di incentivazione previsto dal Decreto

Romani), si prevede una contrazione dei TEE disponibili sul mercato pari a 6,8% dell’offerta

complessiva.

4. Il decreto 28/2011 e il “nuovo conto energia per le FER elettriche”

Nel luglio del 2012 è stato approvato il nuovo conto energia per l’incentivazione delle FER elettriche

non fotovoltaiche. Il decreto 28/2011, oltre a modificare l’attuale sistema di incentivazione (futura

50 Vedi articolo 18 del D.Lgs. 387/03. 51 Dall’avvio del meccanismo fino a fine 2011.


94

abolizione dei certificati verdi sostituiti da un meccanismo ad aste ed iscrizione a registri di potenza

contingentata per gli impianti di piccola dimensione) prevede una riduzione delle tariffe riconosciute al

fotovoltaico.

Il decreto introduce inoltre dei “premi” per alcune tipologie di impianti, tra cui quelli che producono

elettricità in cogenerazione ad alto rendimento. Ad esempio agli impianti alimentati a biomasse

provenienti da filiera corta (produzioni della materia prima localizzate entro un raggio di 70 Km

dall’impianto di produzione dell’energia elettrica) ed operanti in regime di cogenerazione ad alto

rendimento con la quota di calore cogenerato utilizzata per il teleriscaldamento spetta una

maggiorazione dell’incentivo pari a 40 €/MWh.

Al pari del precedente conto energia, le installazioni che aderiscono a questo nuovo sistema di

incentivazione possono continuare ad accedere al meccanismo dei certificati bianchi per la produzione

di calore, mentre non è possibile il cumulo degli incentivi tra nuovo conto energia elettrico e regime di

sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento (CB-CAR).

5. Gli effetti del futuro “conto energia termico” (CET)

Il nuovo conto energia termico, previsto dal capo III (art. 27-32) del d.lgs 28/2011, si presenta come

uno strumento per l’incentivazione dei piccoli interventi di produzione di energia termica e di risparmio

energetico. Il suo fine sarà quello di garantire un’adeguata remunerazione dei costi di investimento e

di esercizio nella produzione di energia termica da fonti rinnovabili o per l’incremento dell’efficienza

energetica a beneficio degli interventi realizzati a partire dal 2012 e la sua gestione sarà demandata al

GSE. Come il nuovo regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento anch’esso viene

definito come strumento sostitutivo ai certificati bianchi, non prevedendone, quindi, la cumulabilità

dell’incentivo con i TEE. Crescenti sono le aspettative da parte degli operatori e degli investitori di

mercato verso questa nuova forma di incentivazione, visto anche il grande successo riscosso

dall’analogo “Conto Energia Fotovoltaico”, tali per cui si ritiene che solo l’attesa sulla sua definizione

finale e sull’entità degli incentivi riconosciuti stiano già sottraendo progetti al mercato dei TEE e

l’impatto sull’offerta complessiva di TEE diventerà ancora più marcato quando il meccanismo diverrà

pienamente operativo. Risulta quindi fondamentale che il legislatore nel definire lo strumento di

incentivazione con apposito decreto attuativo limiti il campo di applicazione del CET ed eviti

sovrapposizioni con le schede semplificate e analitiche già previste per il riconoscimento dei TEE.

In data 6 giugno 2012 il Ministero dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministero dell’Ambiente

ed il Ministero delle politiche Agricole e Forestali ha reso pubblica una bozza del decreto. In base a

quanto contenuto nel presente documento si evince che l’erogazione annua complessiva non potrà

superare i 700 milioni di euro, ma è previsto un contingente di spesa aggiuntiva di 200 milioni di euro

per i soli interventi realizzati dalle amministrazioni pubbliche. Ai soggetti ammessi al sistema di

incentivazione è data facoltà di avvalersi del finanziamento tramite terzi o del contratto di rendimento

energetico anche tramite l’intervento di una ESCo. La durata dell’incentivo varia a seconda della

tipologia di intervento e va da un minimo di 2 anni fino ad un massimo di 5 anni. Gli interventi per

l’efficienza energetica da realizzarsi esclusivamente su edifici esistenti della pubblica amministrazione

incentivabili dal CET sono:

a) isolamento di superfici opache;

b) sostituzione di chiusure trasparenti comprensive di infissi;

c) sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con generatori di calore a condensazione;

d) installazione di sistemi di schermatura e/o ombreggiamento fissi o mobili, non trasportabili, in edifici esistenti.

Mentre gli interventi di produzione di energia termica da fonti rinnovabili ammissibili sono:

e) sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con pompe di calore elettriche o a gas, anche

geotermiche;

f) sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con generatori di calore alimentati da biomassa;

g) installazione di collettori solari termici, anche abbinati sistemi di solar cooling;

h) sostituzione di scaldacqua elettrici con scaldacqua a pompa di calore.


95

La soglia al di sotto della quale un intervento di produzione di energia termica da fonti rinnovabili può

definirsi di piccole dimensioni e quindi accedere al sistema di incentivazione viene fissata a 500 kW. Il valore economico del contributo, erogato tramite un contratto di diritto privato tra il GSE e il soggetto responsabile dell’impianto, è commisurato alla produzione di energia termica ed è determinato in base alla zona climatica del Comune in cui ricade l’edificio oggetto dell’intervento.

Vista l’incertezza riguardo la stesura finale del CET è impossibile prevederne a priori la dinamica futura

e l’entità degli effetti sul meccanismo dei certificati bianchi. Tuttavia, analogamente a quanto fatto per

il nuovo regime di sostegno CB-CAR, è possibile fornire una stima (anche in questo caso tramite uno

scenario conservativo) del quantitativo di TEE potenzialmente “cannibalizzabili” dal nuovo conto

energia termico in base alla produzione passata di TEE. Sono stati considerati nel computo i TEE

generati dall’avvio del meccanismo fino a dicembre 2011 da progetti con metodologia di valutazione a

consuntivo rientrante nella categoria T-CIV (riduzione dei fabbisogni termici nel settore civile:

sostituzione di caldaie e scaldabagno con modelli ad alto rendimento, interventi sull’involucro edilizio,

ecc.) e i TEE generati dai progetti che utilizzano le schede tecniche di valutazione analitiche o

standardizzate 2,3,4,5,6,8,15,20. La tabella evidenzia che i TEE generati dall’avvio del meccanismo al

31 dicembre 2011 da progetti che potrebbero rientrare nel futuro CET sono 810.164, pari al 7,1% dei

TEE complessivi generati.

Tab. 40 - TEE da progetti potenzialmente sovrapponibili al CET al dicembre 2011 (tep)

TEE generati dall'avvio del meccanismo al 31 12 2011 11.444.316

TEE cannibalizzabili dal CET da schede semplificate e analitiche 238.211

TEE cannibalizzabili dal CET da schede a consuntivo 571.953

TEE da piccoli interventi nel settore termico e e.e. 810.164


Ipotizzando quindi che la dinamica futura dei piccoli interventi di produzione di energia termica e di

efficienza energetica segua l’andamento presentato in passato e che ci sia un effetto di

cannibalizzazione totale tra CET e TEE (quindi che tutti i piccoli progetti optino per l’adesione al

sistema di incentivazione previsto dal futuro CET), si prevede una contrazione dei TEE disponibili

sul mercato pari al 7,1% dell’offerta complessiva.

Complessivamente quindi i due nuovi strumenti di incentivazione avranno come effetto la

potenziale “cannibalizzzione” di 227.073 TEE all’anno, pari al 13,9% dei risparmi annui

mediamente certificati. Lo scenario analizzato fa riferimento ai dati storici e non considera gli effetti

migliorativi introdotti dalla delibera dell’Autorità EEN 09/11 che ha aumentato la redditività dei

progetti (rapportando tra l’altro la vita tecnica degli investimenti alla vita utile con la correzione del

coefficiente moltiplicativo “tau”).

6. TEE e Detrazioni fiscali: Prospettive per gli anni successivi al 2011

Con l’approvazione della Delibera 9/11 l’AEEG ha previsto l’introduzione di un coefficiente

moltiplicativo “tau” che rapporta la vita tecnica dell’investimento con la vita utile che da accesso ai

certificati bianchi. Tale coefficiente moltiplicativo, differenziato per tipologia di intervento, incrementa

quindi la redditività del progetto aumentando il numero dei TEE riconosciuti annualmente. Possiamo

quindi ricalcolare l’incentivazione futura offerta dai certificati bianchi, in base al contributo tariffario

previsto, pari a 86,98 €/tep, e considerando l’effetto dei “tau” per la varie tipologie di investimento e

paragonarla con l’incentivazione garantita dal sistema di detrazione. Il contributo totale è stato

calcolato moltiplicando i valori riportati sulle schede standard per ciascuna tipologia di intervento, per

il contributo tariffario riconosciuto dall’AEEG, per il tau di riferimento e per la vita utile dell’intervento.


96

Tab. 41 – Incentivazione offerta dai TEE – anno 2012

Tep/anno per unità

Contributo

tarrifario

(€/tep)

tau Contributo

annuo (€/unità)

Contributo Totale

(€/unità)

Contributo % sulla spesa

post-2011

Contributo % sulla spesa

pre-2011

Tipologia di intervento

Min. Max. Min. Min. Min. Max. Min. Max. Min. Max.

Riqualificazione energetica (schede 6, 20)

0,0003 0,0127 86,98 2,91 0,08 3,21 0,61 25,72 1,2% 51,4% 0,4% 18,7%

Infissi (scheda 5) 0,002 0,026 86,98 2,91 0,51 6,58 4,05 52,65 0,8% 10,5% 0,3% 3,8%

Pannelli solari termici (scheda 8)

0,061 0,229 86,98 2,65 14,06 52,78 70,30 263,92 10,0% 37,7% 4,0% 15,1%

Caldaie (scheda 3,4)

0,014 0,117 86,98 2,65 3,23 26,97 16,13 134,84 0,4% 3,4% 0,2% 1,3%


Dall’analisi emerge come l’introduzione del TAU abbia un effetto importante nell’accrescere l’incentivo

riconosciuto dal meccanismo dei CB. Grazie al TAU infatti, la percentuali di costi di investimento

coperti dal meccanismo dei TEE aumenterà significativamente. Ad esempio, guardando i valori

massimi, il contributo tariffario dovrebbe coprire non più il 19%, ma il 51% dei costi di investimento

per gli interventi di riqualificazione energetica degli edifici, per gli infissi la percentuale di copertura dei

costi aumenterà dal 4 al 10,5%, per i pannelli solari termici dal 15 al 38%. Ovviamente le percentuali

diminuiscono guardando il valore minore.

Nella tabella successiva, mettiamo a confronto la nuova redditività offerta dai CB, in seguito

all’introduzione del coefficiente moltiplicativo “tau”, con quella offerta dalle detrazioni fiscali del 55%.

Appare evidente il miglioramento del contributo riconosciuto dai TEE rispetto al 2010: per la

riqualificazione energetica degli edifici nelle zone climatiche più fredde ad esempio le due forme di

incentivazione risultano molto vicine (93,5%). Tuttavia per la maggior parte degli interventi l’incentivo

offerto dai TEE risulta ancora sensibilmente inferiore alle detrazioni fiscali.

Non possiamo quindi escludere che anche in futuro parte dell’offerta potenzialmente generabile

ricorrendo al meccanismo dei TEE venga erosa dalla coesistenza del sistema delle detrazioni fiscali.

Tab. 42 – Confronto incentivazione TEE vs. detrazioni fiscali 55% – anno 2012

Tipologia di intervento Confronto TEE / detrazione 55%

Min. Max.

Riqualificazione energetica (schede 6, 20) 2,2% 93,5%

Infissi (scheda 5) 1,5% 19,1%

Pannelli solari termici (scheda 8) 18,3% 68,6%

Caldaie (scheda 3,4) 0,7% 6,1%

Fonte: elaborazioni RIE su dati PAEE 2011, ENEA e AEEG.

Con l’approvazione del Decreto Sviluppo (n° 83 del 22 giugno 2012) dal primo gennaio 2013 al 30

giugno 2013 le detrazioni fiscali per gli interventi di efficientamento energetico scenderanno dal 55%

al 50% della spesa con una ripartizione della detrazione in 10 rate annuali. Tuttavia le nuove

agevolazioni verranno applicate a una classe più ampia di interventi che si può riassumere secondo

due tipologie: gli interventi rientranti nel precedente bonus del 55% e quelli rientranti nella

precedente detrazione del 36%. I primi riguardano gli interventi di riqualificazione energetica degli

edifici esistenti che garantiscano un risparmio annuo di energia primaria per la climatizzazione


97

invernale pari almeno al 20%; gli interventi sull'involucro degli edifici con rispetto di definiti valori di

trasmittanza; l’installazione di pannelli solari termici e la sostituzione di impianti di climatizzazione

invernale. (art. 344 - 347, legge 296/2006). I secondi riguardano invece tutte le spese per la

realizzazione di opere finalizzate al conseguimento di risparmi energetici con particolare riguardo

all'installazione di impianti basati sull'impiego di rinnovabili, rappresentando una categoria più ampia

della precedente perché non vincolata alla quota di risparmio energetico del 20%, né a specifici valori

di trasmittanza da rispettare. Il decreto innalza inoltre il tetto di spesa agevolabile che passa da

48.000 € a 98.000 € per unità immobiliare. Successivamente al 30 giugno 2013, se non vi saranno

variazioni legislative, esisterà una sola tipologia di detrazione del 36% per le spese finalizzate al

conseguimento di risparmi energetici nell’edilizia, questa diverrà strutturale ed il limite massimo di

spesa per unità immobiliare sarà di 48.000 €.

7. Conclusioni sull’adeguamento tra obiettivi e strumenti per l’efficienza energetica

Il ruolo dell’efficienza energetica e del relativo meccanismo dei TEE deve essere contestualizzato in

una dimensione energetica e ambientale, non solo nazionale, ma anche europea. Ciò ha richiesto un

ampliamento dell’analisi per prendere in considerazione i target energetici ed ambientali da perseguirsi

entro il 2020 e delle relative politiche europee e nazionali.

Tale contestualizzazione rivela come l’efficienza energetica sia lo strumento cardine del Pacchetto

Clima-Energia. Interventi in efficienza energetica hanno infatti un effetto moltiplicatore, riuscendo ad

accrescere simultaneamente il peso percentuale di copertura dei consumi a mezzo di rinnovabili ed a

ridurre le emissioni di anidride carbonica. Efficienza energetica non è quindi solo obiettivo e target in

sé, ma anche strumento propedeutico al perseguimento degli altri due target, come confermano anche

la strategia energetica nazionale.

Già nell’Allegato IV al DEF 2012 il MATT è indicato chiaramente che per perseguire gli obiettivi di

riduzione emissiva nei settori non-ETS al 2020 sarà necessario promuovere l’efficienza energetica e, in

particolare, riformare il meccanismo dei titoli di efficienza energetica, estendendo gli obiettivi a una

terza fase 2013-2020 e a nuovi settori (quali i trasporti). Tali misure dovrebbero infatti promuovere

l’ulteriore riduzione di 32 Mton CO2 nei settori non-ETS, in particolare grazie alla promozione di

rinnovabili termiche (17,4 Mton), ad ulteriori riduzioni emissive nel residenziale e terziario (11,4 Mton)

e nei trasporti (3,5 Mton).

Tuttavia, l’efficienza energetica si è mostrata la variabile più lontana dal relativo obiettivo al 2020, tale

da richiedere una direttiva per rendere vincolanti gli obiettivi e per promuovere maggiori strumenti e

interventi in merito. Nonostante il ruolo chiave dell’efficienza energetica, l’analisi dei risultati

conseguiti dal meccanismo dei TEE e delle criticità riscontrate conferma come questo strumento non

risulti pienamente adeguato a promuovere gli interventi necessari a coprire i relativi obblighi, nonché

fortemente sottodimensionato rispetto ad altri strumenti adottati in Italia per promuovere tecnologie e

interventi con effetti indiretti (sul perseguimento dei target, ma anche su risvolti occupazioni e di

bilancia commerciale) non altrettanto positivi.

L’inefficienza sistemica della pluralità di incentivi creati per perseguire i target al 2020 è aggravata

dalla mancanza di coordinamento tra politiche energetiche e climatiche definite a livello nazionale ed

europeo che ha portato alla sovrapposizione di strumenti su aree e settori che risultano a tutti gli


intervenire (trasporti, residenziale, edilizia pubblica). È stato infatti mostrato come la definizione a

livello nazionale di meccanismi a sostegno del settore elettrico, già soggetto dell’ETS, abbia un effetto

depressivo sul prezzo dei permessi emissivi, quindi con un impatto negativo sul funzionamento del

mercato europeo dei permessi di emissione.

A fronte del progressivo esaurirsi di interventi attuabili a basso costo e dell’incapacità finora rilevata di

sostenere interventi maggiormente strutturali, per migliorare l’efficacia della strategia energetica e

ambientale nazionale sarà necessario: 1) assicurare un maggiore coordinamento tra strumenti

http://www.normattiva.it/uri-res/N2Ls?urn:nir:stato:legge:2006-12-27;296


98

di politica economica definiti per perseguire target per loro natura strettamente correlati,

evitando inutili sovrapposizioni e assicurando una copertura delle aree attualmente non

propriamente regolate; 2) promuovere un’allocazione efficiente delle risorse investendo in

quei settori che, a parità di incentivo, assicurino i maggiori benefici energetici ed

ambientali.

L’applicazione di questi criteri fondamentali per garantire l’efficienza della strategia energetica

nazionale richiedono di fissare i relativi obiettivi futuri nell’ambito del meccanismo dei CB

(tep/evitate) e le relative aree di copertura tenendo presente le seguenti indicazioni:

Come avviene nel caso britannico, il meccanismo dei TEE potrebbe essere utilizzato come uno

strumento complementare all’ETS e promuovere la riduzione di emissioni nei settori non-ETS, la cui

responsabilità giuridica e finanziaria di adempimento ai relativi target ricade direttamente sui governi

nazionali. I futuri obblighi TEE potrebbero essere quindi incentrati sui settori non-ETS, con una

maggiore focalizzazione sui consumi termici nel residenziale e nell’edilizia pubblica, e un’estensione al

settore dei trasporti e all’extra-rete, come già avviene nello schema francese. Si potrebbe inoltre

valutare l’opportunità di incentivare la riduzione di gas a effetto serra in quelle aree non-ETS tuttora

non soggette a specifiche politiche climatiche nazionali. L’inclusione di queste aree scoperte nel

meccanismo dei TEE, attraverso la definizione di schede che riconoscano certificati bianchi pari alla

riduzione emissiva conseguita tramite specifici interventi, quali la sostituzione nell’autotrazione di

combustibili liquidi con il gas o la riduzione delle perdite di gas nelle reti, favorirebbe l’abbattimento

emissivo in quei settori non-ETS che presentano potenzialità di riduzione ancora non sfruttate a causa

della mancanza di una adeguata valorizzazione economica o internalizzazione dei costi. L’estensione

del meccanismo dei TEE ad aree non-ETS ancora scoperte richiederebbe di ampliare l’obiettivo futuro

al 2020, estendendolo a nuovi settori e in funzione delle potenzialità di abbattimento emissivo o di

risparmio energetico presenti in queste nuove aree di intervento.

Gli obiettivi e soprattutto i futuri interventi di efficienza energetica dovrebbero essere invece

ridimensionati per il settore elettrico, già soggetto ad ETS. Dovendo pagare un prezzo per le emissioni

prodotte, l’ETS comporta già un aumento dei costi di produzione (e dei prezzi finali), generando già un

incentivo all’efficienza energetica. Come visto, la sovrapposizione tra ETS e strumenti nazionali rivolti

al settore elettrico genererà inefficienze sistemiche. Per evitare una situazione di doppia

contabilizzazione in cui a un tep evitato corrisponda un CB generato a valle nel sistema nazionale e un

permesso emissivo a monte, l’eventuale futura inclusione dell’elettrico nel meccanismo dei TEE

richiede una revisione del tetto europeo delle emissioni ETS, che dovrebbe essere proporzionalmente

ridotto.

Nell’ambito dell’efficienza energetica, per evitare una sovrapposizione tra strumenti è necessario che

gli obiettivi al 2020 vengano decurtati di un ammontare proporzionale alle riduzioni dei consumi

energetici che saranno sottratti dal meccanismo dei TEE da strumenti concorrenti, quali il conto

energia termico (CET) o l’incentivo diretto alla cogenerazione ad alto rendimento (CAR), o da

strumenti potenzialmente cumulabili, come le detrazioni fiscali del 55%, ma il cui potenziale di

generazione di TEE in passato è andato perso a causa della frammentazione degli interventi effettuati

presso soggetti non accreditati a ricevere TEE.

In particolare, oltre alla definizione ex-ante di un target coerente con i diversi sistemi incentivanti, si

ritiene opportuno che i CB ritirati direttamente (CAR) e che quindi non si rendono disponibili per

l’annullamento degli obblighi vengano utilizzati per abbassare gli obiettivi dei Distributori in maniera

proporzionale. La ricalibrazione degli obiettivi annuali dovrebbe essere fatta contestualmente al ritiro

dei permessi.

Sempre in una logica di coordinamento tra politiche climatiche rivolte ai settori ETS e non-ETS,

sosteniamo che anche l’Italia, seguendo il modello britannico e la decisione già adottata in Germania,

dovrebbe al più presto sottrarre dall’ETS i piccoli impianti, assoggettandoli a delle misure di efficienza

energetica che potrebbero essere certificate tramite il meccanismo dei TEE già in vigore, quindi senza

eccessivi costi amministrativi derivanti dall’adozione di una nuova misura in merito. Infatti, L’Italia è


99

caratterizzata da una distribuzione fortemente polarizzata degli operatori ETS: tanti impianti di piccole

dimensioni sono responsabili di un bassissima percentuale di emissioni regolate. In Italia gli impianti

che annualmente hanno emesso meno di 25.000 tonnellate rappresentano il 48% degli operatori ETS,

risultando complessivamente di fatto responsabili del 2% delle emissioni ETS. Viceversa, l’11% degli

impianti operanti nell’ETS, è stato responsabile dell’80% delle emissioni regolate. Per questi operatori,

l’opportunità di sottrazione dall’ETS e inclusione nel meccanismo dei TEE è supportata dalla

constatazione che, a causa delle limitate possibilità di abbattimento a basso costo che questi operatori

apportano nell’ETS, i costi pubblici e privati derivanti da una loro inclusione nell’ETS superano i relativi

benefici.

Nel caso di adozione della calusola opt-out, gli obiettivi di efficienza energetica definiti al 2020

dovrebbero includere anche i risparmi energetici conseguibili negli impianti che verranno esclusi

dall’ETS.

Tab. 43 – Impianti potenzialmente opt-out in Italia per settore economico di appartenenza

N° impianti opt-out Emissioni 2008 (ton CO2)

Produzione e distribuzione energia 75 561.592 Trasporti 10 29.026 Altri servizi (porti, aeroporti, università) 11 53.743 Ospedali 24 161.435 Siderurgia 8 89.689 Cemento e calce 5 65.320 Vetro 13 180.316

Ceramica e laterizi 17 146.182 Carta 92 868.590 Alimentare 66 592.191 Chimica 37 429.899 Tessile 27 192.193 Altro manifatturiero 36 300.836

TOTALE 421 3.671.012 Fonte: Archivio CITL

8. Livello di incentivazione: riequilibrio e razionalizzazione rispetto ad altre forme

incentivanti

Per ridare centralità all’efficienza energetica quale motore fondamentale di sviluppo del settore

energetico, sarà necessario adeguare il meccanismo dei TEE ai relativi obiettivi attraverso un

appropriato livello di incentivazione in un’ottica di coordinamento e armonizzazione delle politiche

energetiche e climatiche, tenendo conto dell’effetto moltiplicatore dell’efficienza energetica, ossia della

sua capacità di favorire una contestuale riduzione delle emissioni di anidride carbonica e un aumento

percentuale dei consumi finali coperti da fonti rinnovabili.

A fronte della maggiore efficacia e rilevanza dell’efficienza energetica per adempiere agli obblighi

europei del 20-20-20 la disparità dei finanziamenti rivolti ad efficienza energetica e fonti rinnovabili

non sembra essere giustificata. Come riporta la consultazione pubblica dell’Autorità “In base a calcoli

molto conservativi, nel quinquennio 2005-2009 l’incentivo medio erogato per il risparmio di 1 kWh

‘addizionale’ non ha superato 1,7 c€, a fronte di incentivi per la produzione dello stesso kWh con fonti

rinnovabili che sono oggi compresi tra 8 e 44 c€, a seconda del meccanismo di incentivazione” (AEEG

maggio 2011). In altri termini, mentre 1 tep evitato è stato finanziato in media con 100€, la

produzione di 1 tep da FER termiche ha ricevuto un incentivo di 350€ che è cresciuto fino a 930€ per

FER elettriche diverse dal fotovoltaico e fino a 3.500€ per il fotovoltaico. Sebbene il V conto energia

abbia cercato di ridurre questa disparità, il divario di incentivazione tra efficienza energetica e

fotovoltaico rimane tuttora ingiustificato.

A fronte della maggiore efficacia dell’efficienza energetica e delle limitate possibilità finanziarie

(tramite spesa pubblica o addebitamento in bolletta) in una fase di recessione economica, si ritiene


100

opportuno indirizzare i finanziamenti in quelle attività più efficaci che, a parità di euro investiti,

permettano i migliori rendimenti energetici ed ambientali. Per evitare un aumento della bolletta,

all’adeguamento dell’incentivo all’efficacia dell’intervento deve corrispondere una razionalizzazione

degli incentivi rivolti all’elettrico favorendo una convergenza in un’ottica di neutralità tecnologica.

Questo non richiede solo un adeguamento del contributo tariffario al prezzo dei TEE di borsa, ma

anche una razionalizzazione tra i livelli di incentivazione dei diversi strumenti, che tuttora presentano

diversità troppo significative, così da limitare un’eccessiva lievitazione della bolletta energetica.

L’allocazione efficiente delle risorse pubbliche o para-fiscali in interventi necessari a perseguire i target

al 2020 richiede la promozione di un approccio di neutralità tecnologica in cui, a fronte di un

incentivo neutrale per le diverse tecnologie, sarà il mercato a dirigere i fondi verso quelle soluzioni

che, a parità di investimento, garantiscano la migliore performance energetica e ambientale. Per

tenere conto del diverso impatto energetico e ambientale derivante dall’incentivazione della

produzione di rinnovabili, che generano un risparmio di energia primaria a monte attraverso un minore

consumo di fonti fossili, o dall’incentivazione di un migliore consumo attraverso efficienza energetica,

che genera un risparmio di energia termica o secondaria, attraverso un minore consumo di energia

elettrica, proponiamo che gli incentivi vengano elargiti in funzione dell’ammontare di anidride

carbonica evitata (€/Ton Co2), come avviene nello schema britannico. A parità di incentivo, sarà

quindi il mercato a scegliere l’investimento che, a parità di costo, generi la maggiore riduzione

emissiva e quindi il maggiore rientro economico da incentivazione.

La progressiva convergenza tra diversi strumenti di incentivazione avrebbe un impatto redistributivo

rilevante in quanto mentre le forme di incentivo come il conto di energia sono a carico dei consumatori

e supportano la produzione, il costo del meccanismo dei TEE ricade sempre sulle bollette, e quindi sui

consumatori, ma promuove interventi nel consumo e quindi comporta un beneficio per i consumatori

stessi.

Per concludere si fa presente che, in generale se si stabiliscono target da raggiungere con una rigidità

della domanda e obblighi su soggetti regolati si aprono inevitabilmente spazi per interventi

amministrativi pervasivi sulle restanti variabili reali (offerta e prezzi). Nel momento in cui l’incentivo

diventa un onere collettivo occorrerebbe probabilmente optare per meccanismi di incentivazione che

risultassero neutri rispetto alla libera attività d’impresa e alla ridistribuzione del reddito tra categorie

produttive, come potrebbe rappresentare l’incentivo a CO2 evitata. Questo sarà fissato in via

amministrativa dalle istituzioni in base alle possibilità e disponibilità del sistema ma avrà come

destinatari tutti i soggetti operanti sul mercato senza privilegiare una categoria piuttosto che un’altra,

stabilendo regole rigide, di massima trasparenza e non discriminatorie per l’accesso ai fondi, per la

presentazione e approvazione dei progetti, con erogazione annuale in modo da finanziare progetti di

sostituzione reali e monitorati nel loro sviluppo. Avendo sotto controllo l’esborso da parte

dell’amministrazione e permettendo ai proponenti l’accesso al credito su valori certi e stabili.

9. Criticità connesse agli investimenti in efficienza energetica come elemento di

valutazione delle offerte in tema di gare per l’affidamento del servizio di distribuzione

gas naturale.

Il DM 26 novembre 2011 n. 226 (c.d “Regolamento criteri”) ha definito criteri e tempistiche per lo

svolgimento delle nuove gare dirette all’affidamento del servizio distribuzione del gas naturale da

effettuarsi per ambito territoriale (Atem). Tra le condizioni economiche oggetto di valutazione delle

offerte vengono compresi interventi di efficienza energetica da parte del gestore (art. 8 comma 6 e

art. 13 comma 1 lett. e).

In particolare: in sede di offerta l’azienda di distribuzione partecipante alla gara si impegna ad

effettuare nel territorio dell’ambito investimenti di efficienza energetica addizionali rispetto agli

obiettivi annuali previsti dal DM 21 dicembre 2007 (art. 5 comma 1). Gli interventi addizionali sono

quelli sugli usi finali del gas ammissibili ai sensi del predetto DM del 2007 e del DM 20 luglio 2004 per

il settore gas.


101

Gli interventi danno luogo all’emissione di TEE il cui valore è riconosciuto agli Enti locali concedenti52

secondo il seguente criterio: ciascun anno il gestore anticipa agli Enti locali una somma pari al valore

dei TEE degli interventi su cui si è impegnato in sede di gara per l’anno in corso, valutati secondo il

prezzo unitario previsto dall’AEEG nell’anno precedente. Qualora l’anno successivo, quando i TEE

diventano negoziabili, il prezzo unitario stabilito da AEEG aumenti, il gestore versa il conguaglio agli

Enti locali, mentre nessun aggiustamento è dovuto nel caso in cui il prezzo unitario diminuisca. A

fronte di questi versamenti i titoli diventano di proprietà del gestore.

Le specifiche modalità operative devono essere stabilite da AEEG entro 120 giorni dall’entrata in vigore

del Decreto (in vigore dal 13 febbraio 2012). Con delibera n. 202/2012/EFR del 18 maggio AEEG ha

dato il via al procedimento per la definizione delle predette modalità.

Il punteggio massimo attribuibile all’impresa concorrente è di 5 punti (il massimo complessivo

derivante dalla somma di tutte le condizioni di offerta è di 100 punti) nel caso in cui i TEE che

l’impresa si impegna ad ottenere siano del 20% addizionali all’obbligo previsto dai DM. Il parametro da

considerare per il calcolo è la percentuale di TEE addizionali che l’impresa si impegna ad ottenere

rispetto all’obbligo che avrebbe un distributore che distribuisca una quantità di gas naturale pari a

quella effettivamente distribuita dal concessionario nell’ambito oggetto di gara, due anni antecedenti

l’anno considerato. Il valore assoluto annuo dell’obbligo cambia anche a causa del progressivo

affidamento degli impianti e della evoluzione degli obiettivi nazionali.

Nel caso di non raggiungimento del numero di TEE connessi agli investimenti cui si è impegnato in

sede di gara, il gestore:

versa comunque agli enti locali un ammontare pari al valore dei TEE che si è impegnato ad ottenere;

versa una penale per mancato rispetto del parametro di gara offerto. Viene previsto un anno di

tolleranza entro cui il gestore, senza oneri addizionali, può completare gli investimenti previsti

nell’anno precedente

La norma contiene diversi aspetti critici:

a) in una situazione di complessiva difficoltà a generare TEE e di loro scarsa diponibilità, in cui

esiste il rischio nei prossimi anni di non garantire la copertura degli obblighi base stabiliti dai

decreti ministeriali, è lecito avanzare perplessità sulla reale possibilità di offrire e promuovere

da parte dei gestori gas interventi addizionali di efficienza energetica. Ciò tanto più se si

considera che gli interventi aggiuntivi: 1) devono riguardare i soli usi finali del gas; 2) devono

essere relativi all’ambito territoriale di gara.

b) Il punto 1) esclude la possibilità da parte del distributore gas di riferire gli interventi anche alle

altre tipologie ammissibili ai sensi dei decreti ministeriali del 2004 e del 2007 in termini di usi

finali o ad efficientamenti delle reti gas53

dal punto 2) consegue la necessità di definire anticipatamente le scelte di investimento da

effettuare e le schede tecniche con cui intervenire. Ne derivano rischi di incompatibilità tra

tempistiche contenute nel “Regolamento criteri” - che assume vengano fatti interventi già dal

primo anno di concessione - e i tempi necessari per un’adeguata conoscenza da parte del

nuovo gestore della situazione dell’ambito in tema di efficienza nonché quelle derivanti

dall’approvazione da parte di ENEA/AEEG di proposte di intervento.

c) si tenga conto inoltre che il D. lsgvo n. 28/11 ha previsto l’introduzione di incentivazioni agli

interventi di piccole dimensioni sia per la produzione di energia termica sia per miglioramento

dell’efficienza energetica realizzati successivamente al 31 dicembre 2012. Il Decreto legislativo

fissa alcuni criteri generali e rimanda a successivi decreti ministeriali l’avvio del sistema con la

definizione dei requisiti tecnici e del valore degli incentivi. Nel sesto Rapporto Annuale sui TEE,

52 L’attribuzione ai singoli Comuni avviene in misura proporzionale al gas distribuito in ciascun Comune dell’ambito nell’anno

precedente. 53 Vd DM n.28/11, art. 20 comma 3.


102

la stessa AEEG rileva come la norma abbia generato inevitabili aspettative negli operatori e

negli investitori e come possa impattare negativamente sul sistema dei TEE: “in attesa della

definizione delle modalità e dell’ammontare degli incentivi, le interazioni con il sistema dei TEE

e l’impossibilità di confrontare le convenienze economiche relative rispetto ai TEE potrebbe

sottrarre interventi a quest’ultimo meccanismo. (….) L’effetto di erosione dell’offerta di TEE

sarà inevitabilmente amplificato quando il meccanismo sarà entrato in vigore”. Infatti tale

meccanismo è concepito come sostitutivo e non come alternativo (con relativa possibilità di

scelta da parte degli operatori) rispetto ai TEE. AEEG raccomanda che nel definire l’ambito del

c.d. CET (Conto Energia Termica) andrebbe considerata la necessità di limitare il più possibile

le sovrapposizioni con gli ambiti di intervento dei distributori di gas al fine di accedere al

punteggio di gara riconosciuto dal DM 12 novembre 2011 n. 226. In termini più generali, ogni

intervento di erosione dell’ambito di applicazione del meccanismo dei TEE in materia di

miglioramento dell’efficienza sugli usi finali del gas impatta sulla possibilità per i distributori di

offrire interventi in sede di offerta di gara.

d) Il meccanismo contenuto nel DM 226/11 presenta elementi di indeterminatezza riguardo il

trattamento economico dei certificati addizionali che devono essere soggetti, come gli altri, al

rimborso tariffario.

e) Infine può nascere un problema di conciliabilità tra impegno annuale da assumersi per tutta la

durata della concessione e conoscenza del valore assoluto dell’impegno base, in un contesto

normativo che potrebbe non determinare per un adeguato periodo gli impegni annuali di

riferimento e che nel lungo termine potrebbe essere profondamente modificato.


103

SEZIONE VII

-

PROPOSTE DI REVISIONE ED ESTENSIONE DEL MERCATO DEI TEE

Alla luce dell’andamento del mercato, dei risultati conseguiti e delle criticità emerse, diventa

opportuno rivedere l’architettura che governa il meccanismo dei TEE. La precedente analisi delle

barriere esistenti e la descrizione dei modelli di successo stranieri costituiranno le basi per avanzare

delle proposte di policy che, attraverso il miglioramento della normativa che regola il meccanismo dei

TEE, ne favoriscano un aumento dell’efficacia, favorendo un aumento dell’offerta di titoli. Ciò diventa

indispensabile alla luce del futuro aumento degli obblighi e del progressivo aumento dei costi marginali

di intervento, facente seguito il progressivo esaurirsi degli interventi più economici e di più immediata

realizzazione.

Questa sezione presenta inizialmente due possibili soluzione alternative -di “prezzo” o di “quantità”-

che favoriscono un aumento dell’offerta di TEE per garantire che in futuro si ripresentino situazioni

critiche di scarsità dell’offerta. Le proposte qui presentate sono state sviluppate anche tenendo in

considerazione le risposte ai questionari compilati dai distributori.

1. Soluzione di prezzo e adeguamento del contributo tariffario

Per analizzare questa soluzione ci dotiamo di un’analisi grafica. La prima figura descrive il mercato per

interventi di efficienza energetica in cui, prima dell’avvio di un meccanismo che imponga un obbligo di

riduzione nei consumi energetici, l’ammontare di tep evitate (Q0) è la risultante dell’incrocio tra

domanda e offerta di servizi energetici, che ne stabiliscono anche il prezzo di riferimento (p0).

Fig. 17- Domanda e offerta di interventi in efficienza energetica (pre-meccanismo TEE)

D0 senza CB

S

Tep evitate

P

P0

Q0

L’imposizione di un obbligo di riduzione energetica causa un aumento della domanda di servizi

energetici che, come mostra il grafico, diventa rigida e ruota verso destra da D0 a D1, corrispondendo

al target fissato per legge. Diversamente dagli altri mercati, la domanda di permessi è ora fissata in

via amministrativa, mentre l’offerta varierà in base agli incentivi inviati dal prezzo di mercato. Infatti, i

produttori valuteranno nei propri business plan quali interventi in efficienza energetica risultino

remunerativi in funzione del prezzo. A seguito dell’imposizione degli obblighi, il prezzo dovrà quindi

aumentare fino al nuovo equilibrio Ptarget capace di sostenere un’offerta di certificati sufficiente a

coprire gli obblighi imposti sul lato della domanda.


104

Fig. 18 - Domanda e offerta di efficienza energetica a seguito dell’introduzione di un target

vincolante

D0 senza CB S

Tep evitate

P

P0

Q0 Qtarget

Obbligo

target

D1 con CB

Tuttavia, l’aumento dell’offerta e l’aggiustamento dei prezzi indotto dall’imposizione di obblighi

stringenti è un processo graduale che non avviene in tempi rapidi. Non solo a causa della rigidità di

una domanda anelastica; a causa dei tempi di individuazione, presentazione e approvazione di un

progetto, e a causa del rilascio dilazionato nel tempo dei CB, anche l’offerta dei titoli risulta poco

elastica al prezzo e il mercato presenta dei lunghi tempi di aggiustamento.

È pertanto verosimile che nel breve periodo, di fronte a un aumento della domanda indotta da obblighi

stringenti, ed a causa della relativa rigidità del mercato, il prezzo di borsa non risulti sufficiente a

sostenere un’offerta di titoli adeguata a coprire la domanda fissata per legge. A causa di un

aggiustamento graduale del mercato, è possibile che parte degli interventi necessari a coprire la

domanda non vengano effettuati in tempi rapidi, generando una situazione di scarsità strutturale

dell’offerta. Questa situazione di squilibrio è rappresentata nella figura seguente in cui, a fronte di un

prezzo di mercato P1 inferiore al prezzo Ptarget necessario a promuovere un’offerta adeguata a garantire

il rispetto dell’obbligo, la quantità domandata di permessi Q1D eccede la quantità offerta Q1S che a sua

volta risulta inferiore al target, non riuscendo quindi a garantire l’adempimento.

Fig. 19 - Squilibrio tra domanda e offerta di efficienza energetica

D0 senza CB S

Tep evitate

P

P0

Q0

target

D1 con CB

Ptarget

P1

Q1S Q1D

Una situazione di scarsità dell’offerta può essere quindi risolta in una logica di mercato semplicemente

lasciando che i meccanismi di mercato favoriscano un aggiustamento graduale dei prezzi (nella figura


105

un passaggio da P1 a Ptarget) che, aumentando la redditività dell’efficienza energetica, renderà

conveniente anche quegli interventi che ai prezzi correnti non risultano ancora sufficientemente

remunerativi. In quest’ottica, i prezzi continueranno ad aumentare finché il mercato sarà corto,

assicurando una futura maggiore generazione di permessi e quindi un progressivo bilanciamento tra

domanda e offerta fino al nuovo equilibrio in cui il nuovo prezzo (Ptarget) consentirà un pieno rispetto

degli obblighi.

Il riequilibrio del mercato può essere quindi conseguito senza un intervento diretto della regolazione

attraverso un naturale aggiustamento dei prezzi secondo le logiche di domanda e offerta. Tuttavia, se

escludiamo i casi di trattenuta strategica dei permessi, la crescita dei prezzi non assicura un aumento

istantaneo dell’offerta. Pertanto, non riuscendo a garantire un riequilibrio del mercato nel breve

periodo, è possibile che una soluzione di prezzo limiti la possibilità di adempiere ai propri obblighi a

causa di una mancanza strutturale di permessi. Per essere operativa, la soluzione di prezzo deve

quindi essere accompagnata da due decisioni accessorie.

In primis, è necessario allineare il contributo tariffario ai prezzi dei titoli scambiati in borsa,

onde evitare che un eccessivo scostamento tra queste due variabili generi proventi ingiustificati per i

distributori o, al contrario, imponga un costo derivante da un problema strutturale di scarsità

dell’offerta a cui i distributori hanno limitate possibilità di porvi rimedio (a causa del progressivo

esaurirsi delle potenzialità di generazione “interna” di TEE e del conseguente ricorso al mercato per la

copertura dell’obbligo assegnato). Infatti, a fronte delle limitate opportunità di intervento diretto per i

distributori, un prezzo dei TEE superiore al rimborso tariffario comporta che il sovvenzionamento degli

interventi di efficienza energetica, di cui beneficiano i consumatori e le SSE che li realizzano, è a carico

dei distributori.

L’allineamento tra prezzo e contributo tariffario comporta come effetto di primo ordine l’aumento della

disponibilità a pagare dei distributori, che si vedrebbero coperti dal contributo tariffario i costi di

acquisto dei permessi. Tale copertura potrebbe generare indirettamente atteggiamenti opportunistici

sul lato dell’offerta, incentivando le SSE ad accrescere artificialmente i prezzi di vendita dei permessi.

Per evitare che l’adeguamento del contributo tariffario al prezzo dei TEE causi una lievitazione della

bolletta, portando i consumatori a finanziare dei guadagni ingiustificati a beneficio delle SSE, è

opportuno che il mercato sia sufficientemente liquido e che non siano presenti operatori con una

posizione dominante o un’elevata concentrazione dell’offerta. I meccanismi di generazione automatica

dei TEE e di borrowing analizzati successivamente possono soddisfare tali esigenze, rivelandosi

un’azione efficace a prevenire questo rischio.

Inoltre, come anticipato, questa misura deve essere sostenuta da altri interventi amministrativi che,

attraverso la rimozione delle barriere finanziarie e procedurali, permettano di ridurre i costi di

intervento in efficienza energetica ed il relativo prezzo dei TEE.

In secondo luogo, è opportuno controbilanciare la rigidità del mercato e la lenta reattività di

aggiustamento dell’offerta rispetto alle variazioni di prezzo, concedendo una maggiore

elasticità nelle tempistiche di adempimento, che secondo la normativa attuale, consentono di

trasferire all’anno successivo la possibilità di compensare il 40% dell’obbligo.54

54 Mentre nel meccanismo francese, l’adozione del CUMAC come metodo di contabilizzazione e rilascio dei TEE

consente una maggiore disponibilità di permessi, e quindi una maggiore elasticità di mercato, in Italia il rilascio rateizzato dei TEE, oltre a ridurre la disponibilità di permessi nel breve rischia di limitare le possibilità di adempimento agli obblighi. A causa della discrasia tra le tempistiche di adempimento e quelle di rilascio dei permessi, è infatti possibile che i titoli generati dal meccanismo non possano essere utilizzati per coprire i relativi obblighi. Ad esempio, vista l’attuale incertezza sugli obblighi post-2012, nel caso ipotetico in cui il meccanismo dei TEE terminasse nel 2012 (anno n), i distributori avranno tempo fino al maggio 2013 (anno n+1) per coprire il 40% dell’obbligo relativo al 2012 mentre, a decorrere dal 1° gennaio 2013, spetterà all’Autorità acquistare, ad un prezzo pari alla media decurtata del 5%, delle transazioni di mercato registrate nel triennio 2010-2012, tutti i TEE generati dai progetti realizzati in precedenza e che devono ancora maturare TEE (dall’anno n-3 all’anno n). Considerato che, in un regime di pieno funzionamento del meccanismo dei TEE, i progetti approvati nel 2012 dovrebbero generare TEE con cadenza trimestrale fino al 2017 (n+4), è quindi possibile che i titoli con una maturazione successiva all’ultimo anno d’obbligo non possano essere acquistati dai distributori per coprire i propri obblighi.


106

Date le rigidità del mercato e i tempi di reazione dell’offerta di certificati agli aggiustamenti di prezzo si

ritiene desiderabili accrescere la flessibilità del meccanismo, attraverso un maggiore allineamento tra

le tempistiche di rilascio dei permessi con le tempistiche per l’adempimento, che dovrebbero essere

allungate da un anno a più anni oltre l’anno d’obbligo. Una maggiore elasticità nei tempi di consegna è

opportuna per controbilanciare la rigidità nei tempi di rilascio dei permessi ed eviterebbe di generare

una situazione in cui i distributori rischiano di essere sanzionati per una mancata consegna dei

permessi, e quindi per una scarsità strutturale di permessi che tuttavia non è sempre imputabile

direttamente ad una loro inadempienza, ma al funzionamento generalizzato del meccanismo dei TEE.

Pertanto, a fronte delle possibili difficoltà di adempimento all'obbligo da parte degli operatori,

proponiamo che si riaffermi la possibilità di poter recuperare il 40% della quota di obiettivo non

conseguito nell’anno di riferimento in un arco temporale più esteso rispetto a quello attuale, in linea

con quanto previsto della nuova direttiva UE all’art 6.5.c che afferma la possibilità di impiegare i

risparmi energetici conseguiti in un dato anno in ciascuno dei quattro anni precedenti o nei tre

successivi55. L’onere di perseguire il 60% dell’obbligo nel medesimo anno in cui è stato imposto

dovrebbe invece essere mantenuto al fine di sostenere la domanda di TEE anche nel breve periodo,

riducendo il rischio di un incremento della volatilità dei prezzi nel mercato.

2. Introduzione di un price floor e di un price cap

Per far fronte alle possibilità di squilibrio di mercato e per ridurre l’incertezza relativa al futuro

andamento dei prezzi, è stato proposto di definire un corridoio all’interno del quale il prezzo dei TEE

dovrebbe essere fatto variare. Il pregio di questa proposta di policy sarebbe inoltre quello di garantire

che il prezzo di mercato non si scosti eccessivamente dal contributo tariffario generando o un

guadagno netto per i distributori, come avvenuto nei primi anni di funzionamento del meccanismo

quando il prezzo di borsa risultò inferiore al contributo, o un eccessivo costo per i distributori nel caso

opposto in cui il prezzo di equilibrio sia superiore al contributo, come riscontrato di recente.

La fluttuazione del prezzo all’interno di un corridoio potrebbe essere assicurata dalla definizione di un

price cap e un price floor come estremi di un intervallo comprendente il livello del contributo tariffario.

Dal momento che, in base ai fondamentali di domanda e offerta, il prezzo di borsa potrebbe non

essere compreso nel range definito dal price cap e price floor, è necessario un intervento della

regolazione finalizzato a riportare il prezzo nel corridoio definito amministrativamente. Questa

convergenza può essere attuata adottando una forma di conguaglio di pagamento al momento della

consegna dei titoli.

Meccanismo di conguaglio questa opzione non interviene direttamente sulle quantità di certificati

domandate o offerte nel mercato, pertanto il prezzo di borsa continuerà a variare secondo i

fondamentali di mercato. L’adeguamento del prezzo di mercato al corridoio cap-floor può essere

invece attuato ex-post, al momento della consegna dei titoli, sotto forma di conguaglio diretto tra

autorità e distributori. Nel caso il prezzo a cui il TEE acquistato risulti inferiore al corridoio definito, il

distributore dovrà pagare all’autorità la differenza tra il prezzo di mercato e il price floor. Se al

contrario, il TEE consegnato è stato acquistato ad un prezzo superiore al price cap, il distributore avrà

diritto ad un rimborso pari alla differenza56.

Si noti inoltre che, al ridursi del corridoio attraverso una progressiva convergenza tra price floor e cap

si tenderà ad un prezzo fisso, che potrebbe corrispondere proprio al contributo tariffario. In questo

caso il meccanismo tenderà ad una soluzione paragonabile al modello “carbon tax” in cui il prezzo dei

titoli è certo perché definito in via amministrativa.

55 Dando la possibilità di contabilizzare il risparmio conseguito in un anno nei 4 anni precedenti, l’articolo della Direttiva sembra in

effetti dare la possibilità ai soggetti obbligati di adempiere ai propri obblighi in un dato anno nei 4 anni successivi all’anno di

riferimento. 56 Questa proposta è attuabile in tempi rapidi, come mostra il modello britannico che, a fronte di un prezzo delle emissioni di gas

serra troppo basse nell’ambito ETS, ha deciso di imporre un national price floor (attuabile proprio come pagamento ex-post della

differenza tra prezzo di mercato e floor) che diventerà operativo dall’aprile 2013


107

Sebbene il conguaglio avvenga ex-post al di fuori del mercato, il prezzo dei TEE che i distributori

pagheranno effettivamente ex-post diventa un benchmark di riferimento e favorirà, da un lato, la

stabilità dei prezzi nel range e, dall’altro, l’adeguamento dell’offerta di certificati al livello di prezzo

circoscritto dal corridoio.

Osserviamo che l’introduzione di un corridoio di prezzo rischia di generare un disallineamento tra

prezzi di mercato e prezzo effettivamente pagato dai distributori. Il primo continuerebbe infatti a

rispondere alle dinamiche di domanda e offerta, mentre il secondo sarebbe definito in via

amministrativa attraverso dei meccanismi di conguaglio. Anche in questo caso, per evitare che questo

sdoppiamento generi indirettamente atteggiamenti opportunistici sul lato dell’offerta e induca un

ingiustificato incremento dei prezzi di borsa è opportuno assicurare liquidità di titoli nel mercato e una

bassa concentrazione dell’offerta.

Questa soluzione diverge da quella precedente. Infatti, sebbene entrambe le proposte garantiscano

una convergenza tra prezzo e contributo tariffario, nel primo caso è il contributo tariffario ad allinearsi

al prezzo che, lasciato variare secondo le logiche di mercato, crescerà fino a rendere conveniente una

generazione di permessi sufficiente a coprire gli obblighi. In questo caso invece, le variazioni del

prezzo vengono limitate in un intervallo e, tramite il meccanismo di conguaglio, è il prezzo che tenderà

al contributo tariffario, che quindi rimane fisso. In questo caso, la generazione di titoli aumenterà in

funzione del range definito dal cap e dal floor, e pertanto la copertura degli obblighi non è assicurata.

Infatti, a causa dell’informazione imperfetta del regolatore in merito alla domanda e offerta di titoli

(costi di generazione, elasticità dell’offerta etc.) il livello di prezzo Ptarget che assicura un equilibrio di

mercato coerente con gli obblighi non è conosciuto a priori. Questa carenza informativa solleva il

problema riguardo a quale sia il livello corretto del price floor e del price cap, cioè adeguato a

incentivare un’offerta di titoli sufficiente a coprire la domanda.

Il grafico seguente illustra una situazione in cui il range è definito a un livello inferiore rispetto al

prezzo di equilibrio che garantisce un rispetto degli obblighi. Dato il corridoio di prezzo definito in via

amministrativa, sarà conveniente generare una quantità di permessi variabile nell’intervallo (Qfloor e Q

cap) che non è sufficiente a garantire il pieno adempimento degli obblighi. È quindi possibile che questo

meccanismo richieda un periodico aggiornamento dell’intervallo, a seguito dell’osservazione della

differenza tra obblighi e generazione di titoli, creando però quindi un problema di incertezza riguardo il

livello dei prezzi. Infatti, per essere efficace, il corridoio dovrebbe essere fissato secondo logiche chiare

e regole predefinite ed anche la sua variazione nel tempo dovrebbe essere specificata con anticipo.

Fig. 20 - Possibile squilibrio di mercato derivante da imposizione di price cap e price floor

D0 senza CB S

Tep evitate

P

P0

D1 con CB

Ptarget

target

Pcap

Pfloor

Qfloor Qcap


108

In conclusione, sia la soluzione di prezzo che l’introduzione di un corridoio di prezzo garantiscono una

convergenza tra prezzo e contributo, ma nel primo caso è il contributo che si adegua al prezzo, in

questo è il prezzo che si adegua al contributo, rischiando di allinearsi a un livello non sufficiente a

garantire la copertura dell’offerta. Perciò si ritiene che la soluzione di prezzo, combinata con un

adeguamento del prezzo al contributo e ad un allungamento dei tempi di adempimento, sia la

soluzione più efficace.

La creazione di un corridoio di prezzo tramite la fissazione di un price floor e di un price cap può avere

effetti positivi sia dal lato del monitoraggio dei costi (CAP) sia dal lato di promozione degli investimenti

(FLOOR). Tale corridoio non assicura che la remunerazione dell’intervento sia adeguata a promuovere

una offerta di TEE sufficiente a coprire i relativi obblighi. Per bypassare questo problema si potrebbe

introdurre un meccanismo di revisione biennale dei valori di CAP & FLOOR per garantire che il prezzo

dei CB si posizioni presso il costo degli interventi marginali. Tuttavia, tale soluzione richiede un

maggiore intervento regolatorio, da cui potrebbe seguire incertezza sui valori di lungo periodo e

lunghe tempistiche di adeguamento.

In ultima istanza, dal momento che questo rischio deriva dalla fissazione di un price cap inferiore al

prezzo di equilibrio, una soluzione intermedia potrebbe consistere nel limitarsi a definire un

price floor, ossia una soglia minima, evitando di porre un limite superiore all’andamento dei

prezzi. Questa soluzione andrebbe combinata con l’integrazione dei prezzi al contributo tariffario e

assicurerebbe un livello minimo di remunerazione dell’investimento, condizione importante per

promuovere investimenti in efficienza energetica

3. Soluzioni di quantità

Mentre una soluzione di prezzo assicura un ribilanciamento tra domanda e offerta senza bisogno di un

intervento intrusivo della regolazione, ma con lunghi tempi di aggiustamento, la soluzione di quantità

può riequilibrare il mercato in tempi più brevi ma, d’altro lato, necessita un diretto intervento della

regolazione. Analizziamo di seguito tre possibili soluzioni di quantità finalizzate a riequilibrare

domanda e offerta di permessi:

1. Generazione automatica di titoli

2. Riduzione del banking

3. Ampliamento del borrowing e vendita di ultima istanza

3.1 Generazione automatica di titoli

L’analisi dei risultati conseguiti dal meccanismo dei TEE ha evidenziato un problema di sovrapposizione

tra strumenti alternativi ideati per incentivare interventi di efficienza energetica. Nel caso delle

detrazioni fiscali è stato mostrato come, nonostante la normativa preveda la cumulabilità con il

meccanismo dei TEE, un’elevata percentuale di risparmi energetici effettivamente conseguiti tramite

detrazioni fiscali non abbia dato origine ad un corrispondente ammontare di TEE. La mancata

generazione di CB è imputabile alla frammentazione dei progetti realizzati negli usi termici del civile,

alle limitazioni sui soggetti abilitati alla presentazione dei progetti, e al diverso peso degli incentivi.

Inoltre si è mostrato come in futuro la potenzialità di generazione di TEE rischi di essere erosa da

strumenti alternativi a cui gli operatori privati potrebbero trovare più conveniente fare ricorso (CAR,

CET, etc.).

Tali sovrapposizioni rischiano di limitare l’efficienza sistemica della strategia energetica nazionale e, in

particolare, rischiano di limitare la futura capacità per gli operatori privati di generare un ammontare

di CB sufficiente a coprire i relativi obblighi.

Si è precedentemente sostenuto che un appropriato coordinamento tra strumenti possa essere

perseguito in maniera più efficace, e limitando l’intervento regolatorio nei meccanismi di mercato,


109

attraverso una decurtazione dei futuri obblighi di efficienza energetica proporzionalmente ai

risparmi generabili da meccanismi alternativi e corrosivi.

Tuttavia, qualora la futura definizione degli obiettivi post-2012 non tenga effettivamente conto della

sovrapposizione tra strumenti che rischia di limitare la futura generazione di TEE, per risolvere una

possibile situazione strutturale di scarsità dell’offerta, si propone di attribuire a un istituto centrale, la

possibilità di generare automaticamente TEE fino ad un ammontare massimo pari ai

risparmi aggiuntivi effettivamente conseguiti nel periodo pregresso non rendicontati nel

meccanismo dei TEE perché perseguiti attraverso altri strumenti incentivati, e quindi non considerati

dal PAEE 2011 in sede di determinazione degli obiettivi raggiunti.

Per assicurare che alla generazione automatica di TEE corrispondano dei risparmi energetici

effettivamente conseguiti si propone di recuperare TEE solamente da quegli interventi che, accedendo

ad altri meccanismi incentivanti (come le detrazioni fiscali), hanno generato risparmi facilmente

misurabili. Proponiamo quindi che la generazione automatica di TEE faccia riferimento ai risparmi

energetici conseguiti attraverso:

1. Meccanismo delle detrazioni fiscali del 55% per interventi di efficienza energetica che non abbiano

generato i corrispondenti TEE;

2. Meccanismo delle detrazioni fiscali del 20% per la sostituzione di elettrodomestici a maggiore

efficienza che non abbiano generato i corrispondenti TEE;

3. Installazione di motori elettrici ad alta efficienza e di regolatori di frequenza (inverter) che non

abbiano generato i corrispondenti TEE;

4. Acquisto di edifici nuovi di classe uguale o superiore a B (Recepimento della Direttiva

2002/91/CE, attuazione del D.Lgs. 192/05 e del D.Lgs. 40/2010);

5. Incentivi alla sostituzione di televisori analogici con nuovi apparecchi digitali (Finanziaria 2007);

6. Cogenerazione ad alto rendimento (CB-CAR);

7. Cogenerazione da FER per impianti che rientrano nel meccanismo dei Certificati Verdi o nella

Tariffa Omnicomprensiva;

8. Conto energia termico;

Si ritiene infatti che tali risparmi, effettivamente conseguiti, non si siano tramutati in corrispondenti

TEE in quanto in parte dispersi, a causa della frammentazione degli interventi (soglie minime e

restrizioni sui soggetti che accedono al meccanismo) già evidenziata nel presente studio, ed in parte

cannibalizzati da altri strumenti che si sovrappongono al meccanismo dei TEE e per cui non è

ammessa la cumulabilità dell’incentivo.

Qualora i TEE presenti nel mercato risultino insufficienti al rispetto della domanda l’istituto pubblico

potrà quindi collocare nel mercato i TEE generati automaticamente a cui corrispondono risparmi

precedentemente conseguiti ma non contabilizzati nel meccanismo dei TEE. Tale collocazione diretta

può essere effettuata ad un prezzo pari al contributo tariffario o, nel caso di adeguamento del

contributo al prezzo di mercato, attraverso una procedura d’asta in cui il prezzo di borsa

funzionerebbe da naturale prezzo di riserva dell’asta.

Questo meccanismo può inoltre favorire il superamento di alcune barriere finanziarie che, a causa di

problemi di accesso al credito, limitano le opportunità di investimento in efficienza energetica, e quindi

può promuovere interventi in efficienza energetica che altrimenti non sarebbero effettuati. La vendita

diretta di TEE permette infatti di raccogliere del capitale che dovrebbe andare a costituire un fondo

rotativo per l’efficienza energetica. Considerato l’obbligo annuo di ristrutturazione del 3% degli

edifici pubblici richiesto dalla Direttiva Efficienza Energetica ed alla luce dei problemi finanziari che, a

causa della attuale crisi dei debiti sovrani e del patto di stabilità, limitano la disponibilità per gli enti

locali della liquidità necessaria a promuovere un efficientamento del patrimonio edilizio pubblico,


110

proponiamo che il fondo rotativo efficienza energetica sia riservato a finanziare progetti nell’edilizia

pubblica (scuole, ospedali, strutture sportive, edifici amministrativi, musei etc.).

Questo meccanismo può quindi favorire, oltre all’avvicinamento agli obiettivi di efficienza energetica al

2020, anche una riduzione della spesa pubblica, attraverso un contenimento dei consumi energetici

nelle strutture pubbliche e senza alcun costo ed esborso diretto per lo Stato. Come sostiene uno studio

condotto dall’ENEA,57 l’edilizia pubblica, in particolare scuole ed edifici adibiti alla pubblica

amministrazione, presentano significative potenzialità di efficientamento che consentirebbero di

risparmiare fino al 20% dell’energia consumata, con un risparmio economico di circa 400 milioni di

euro all’anno. Per conseguire questi risparmi sarebbe però necessario un investimento stimato

nell’ordine di 8 miliardi che gli enti pubblici non sono attualmente in grado di sostenere e che

nemmeno le SSE hanno saputo promuovere (gli interventi nel pubblico delle SSE sono infatti stati

assai limitati).

Per evitare distorsioni e garantire un utilizzo efficiente del fondo rotativo per efficienza energetica, le

finanze ricavate dalla vendita diretta dei TEE dovrebbero essere allocate tramite procedura d’asta a

quei progetti che, sulla base delle schede standard che certificano già i risparmi conseguibili per

diverse tipologie di intervento, riescono a promuovere il maggiore risparmio energetico per unità di

investimento, garantendo una realizzazione dei risparmi energetici nei minori tempi.

la generazione automatica di TEE e l’emissione diretta tramite asta può considerarsi una soluzione di

second best con due benefici principali. L’aumento di liquidità nel mercato e la riduzione di

concentrazione nell’offerta di titoli, accompagnata dalla possibilità di accrescere le finanze raccoglibili

nel fondo rotativo per l’efficienza energetica attraverso cui andare a finanziare ulteriori interventi

nell’edilizia pubblica.

3.2 Riduzione del banking

Alcuni stakeholders hanno suggerito che per accrescere l’offerta dei titoli bisognerebbe ridurre le

possibilità di stoccare i certificati (banking). Se i titoli hanno una validità non superiore a 2-3 anni, si

sostiene, i venditori saranno obbligati a immettere nel mercato i titoli prima che questi perdano di

validità, impedendo quindi atteggiamenti strategici di trattenimento dell’offerta per far crescere i

prezzi. Un’alternativa meno invasiva consiste nel disincentivare il banking dei TEE applicando un

“corrispettivo di giacenza dei TEE” imponendo a chi dovesse ancora possedere sul proprio conto

proprietà TEE in data 1 giugno il pagamento di un corrispettivo compreso tra il 5 e 15% del contributo

tariffario fissato per l’anno precedente per ogni TEE bancato.

L’annullamento o la disincentivazione del banking rischierebbe però di ridurre flessibilità al mercato,

impedendo agli operatori di gestire una situazione opposta di over-supply come quella riscontrata nei

primi anni del meccanismo dei TEE in cui l’eccesso di permessi inutilizzati e stoccati tra il 2005 e il

2008 è diventato indispensabile per assicurare il rispetto degli obblighi negli anni successivi. Una

lezione importante in merito può essere appresa dal caso dell’ETS che in due occasioni si è trovato a

fronteggiare una situazione di over-supply. Nel 2006-2007, un eccesso di permessi ha causato il crollo

del prezzo della CO2 proprio perché non era ammessa la possibilità di fare banking e l’eccesso di

permessi è stato cancellato con il termine della prima fase di trading 2005-2007. Nel secondo periodo

di trading, invece, quando la crisi ha causato un crollo delle emissioni, con un conseguente surplus di

permessi emissivi, la possibilità di fare banking ha consentito agli operatori di gestire una situazione di

over-supply, impedendo un crollo a zero dei prezzi della CO2. La possibilità di fare banking aumenta

quindi la flessibilità del mercato e, permettendo un bilanciamento intertemporale dell’offerta di

permessi tra i diversi anni, riduce la volatilità dei prezzi.

Ovviamente il banking non è lo strumento adeguato per gestire situazioni di under-supply, in cui

possono emergere comportamenti strategici di trattenuta dell’offerta, ma l’abolizione del banking non

57 Indagine sui consumi degli edifici pubblici (direzionale e scuole) e potenzialità degli interventi di efficienza energetica,

http://www.enea.it/attivita_ricerca/energia/sistema_elettrico/Condizionamento/RSE165.pdf

http://www.enea.it/attivita_ricerca/energia/sistema_elettrico/Condizionamento/RSE165.pdf


111

è sicuramente la soluzione a questo problema strutturale. Oltre a limitare qualche atteggiamento

speculativo di breve periodo, reso possibile dalla scarsità di TEE, l’abolizione del banking non favorirà

l’aumento dell’offerta e, tuttavia, accrescerà le rigidità nel mercato amplificando la volatilità di prezzo

ed il rischio di squilibrio nel mercato.

3.3 Borrowing e vendita di ultima istanza

Al contrario, una situazione di scarsità di titoli può essere risolta aumentando ulteriormente la

flessibilità nel mercato, obiettivo che si può perseguire affiancando al banking la opzione simmetrica di

borrowing. Così come il banking consente agli operatori di gestire casi di over-supply, grazie allo

stoccaggio di permessi e al loro impiego in situazione di maggiore scarsità, il borrowing permette di

gestire casi di under-supply, offrendo agli operatori la possibilità di prendere a prestito dal futuro

certificati per un loro impiego nel presente. La combinazione del banking con il borrowing massimizza

la flessibilità del mercato e accresce l’elasticità dell’offerta dei certificati alle variazioni di prezzo.

Questa combinazione consente di gestire situazioni di over e under-supply, mantenendo i prezzi stabili

all’interno di un range e riducendone la volatilità.

Seppure in linea teorica risulti equivalente e simmetrico al banking, nella pratica il borrowing può

risultare di più difficile implementazione. Mentre il banking consente di posticipare l’utilizzo di un bene

che è già disponibile, il borrowing consiste nell’utilizzo anticipato di un bene che non è ancora stato

reso disponibile, e quindi solleva un problema di misurazione, onde evitare che dal futuro venga preso

a prestito un ammontare di certificati superiore a quello che sarà effettivamente disponibile. Per

essere effettivo e non distorsivo, è quindi necessario porre un limite superiore al borrowing, in modo

tale che a un permesso preso a prestito corrisponda effettivamente una futura riduzione di un

equivalente ammontare di tep. In altri termini, è necessario che la sommatoria dell’offerta annuale di

permessi al netto di banking e borrowing sia uguale all’offerta cumulata di permessi nel periodo di vita

del meccanismo.

Strumento: Lo strumento più adeguato alla realizzazione del borrowing è la creazione di TEE

finanziari (TEEF), dove un TEEF corrisponde a una futura riduzione di 1 tep ed equivale a un TEE

reale ai fini della consegna per adempimento.

Soggetto: la gestione dei TEEF deve essere affidata a un’istituzione pubblica con una posizione

centrale tale da poter gestire in maniera più efficiente la messa in circolazione di TEEF, evitando rischi

di speculazione e garantendo che all’ ammontare di TEEF anticipati corrisponda un’equivalente

riduzione futura di tep.

Funzionamento del meccanismo: al momento della consegna dei TEE per adempimento, in caso si

riscontri una situazione di mercato corto, l’istituzione pubblica può assumere in prima persona il ruolo

di venditore di ultima istanza e immettere nel mercato un ammontare di TEEF necessario a

riequilibrare la domanda e l’offerta di certificati, quindi il numero TEEF necessario a garantire il pieno

adempimento ai distributori. Il collocamento sul mercato di ulteriori titoli allo scoperto sarebbero

portati in aumento dell’obiettivo dell’anno successivo.

L’immissione di TEEF, diretta esclusivamente ai distributori, può avvenire al momento della consegna

dei TEE per ottemperamento degli obblighi. Verificata la mancanza di titoli sufficienti a garantire il

pieno adempimento (e l’assenza di riserve nei conti delle società), l’autorità centrale può vendere

all’asta l’ammontare di titoli necessari a garantire un pieno adempimento degli obblighi.

Questa operazione avrebbe diversi benefici: evitare comportamenti strategici di trattenimento

dell’offerta nel mercato dei TEE. La possibilità di acquistare direttamente dall’ Autorità i TEEF necessari

all’adempimento disincentiverà i venditori dal creazione artificiale di un mercato corto e quindi

permetterà di gestire situazioni di under-supply, mentre il banking consente la gestione di casi opposti

di over-supply. Nel caso di adeguamento del prezzo di acquisto dei TEEF al contributo tariffario, o nel

caso di vendita diretta dei TEEF al valore del contributo tariffario, questa soluzione garantirebbe ai

distributori la possibilità di adempiere agli obblighi senza il rischio di creare guadagni o eccessivi costi.


112

Anche i proventi derivanti dalla vendita di TEEF dovrebbero andare a incrementare il fondo rotativo

per l’efficienza energetica. Per assicurare che all’emissione di TEEF corrisponda un’effettiva

riduzione dei consumi, è necessario infatti che i fondi ricavati siano vincolati al finanziamento di

progetti di efficienza energetica. Le finanze ricavate dalla vendita dei TEEF dovrebbero essere allocate

tramite procedura d’asta a quei progetti che, sulla base delle schede standard, certificano già i

risparmi conseguibili per diverse tipologie di intervento. I progetti approvati andranno così a generare

dei TEE nelle quantità previste dalle schede standard, e questi TEE saranno direttamente consegnati

all’autorità e serviranno all’annullamento progressivo dei TEEF consegnati dai distributori per

adempimento, in modo da garantire un’equivalenza tra i TEEF immessi nel mercato ed i TEE

successivamente generati.

Il meccanismo di borrowing oltre a favorire la gestione di situazioni di mercato corto, consentendo ai

distributori l’adempimento, può quindi promuovere un ciclo positivo di investimenti grazie

all’anticipazione di capitali che permettono di bypassare le barriere finanziarie riscontrate nel mercato

dei capitali.

Tuttavia, la creazione artificiale di TEEF a cui corrispondono risparmi energetici futuri e virtuali può

creare problemi di contabilizzazione dell’efficienza e rischia di indurre un incremento artificiale

dell’offerta che potrebbe ridurre il valore di mercato dei TEE. Per questo il borrowing dovrebbe essere

attuato attraverso un intervento centralizzato del regolatore e dovrebbe essere considerato una

soluzione una tantum finalizzata a bilanciare il mercato solamente in situazioni limite di

scarsità strutturale dell’offerta, e potrebbe essere applicato nei casi in cui l’AEEG certifichi la

manifesta impossibilità ad adempiere all’obbligo di annullamento al 31 maggio di un determinato

anno. Questo meccanismo non dovrebbe invece sostituirsi al mercato, fondato sul principio di

contrattazione di CB generati dalla realizzazione effettiva, e non presunta e futura, di riduzione dei

consumi energetici attraverso miglioramenti tecnologici.

Pertanto, considerati i possibili problemi di contabilizzazione di CB di natura finanziaria, prima di

ricorrere alla soluzione limite del borrowing di TEEF bisognerebbe adottare altre possibili strade

finalizzate ad accrescere la disponibilità di titoli nel mercato.

4. Proposte di governance del sistema: certezza, trasparenza e coordinamento

Alla luce dell'analisi sopra proposta si rilevano nel presente capitolo alcune proposte per migliorare

l'efficienza ed efficacia del meccanismo di governance del sistema.

Gli elementi di seguito riportati sono la sintesi dei principi di analisi affrontati e circostanziati nei

paragrafi precedenti.

In particolare si rilevano alcuni elementi che non sembrano favorire i principi di chiarezza, trasparenza

e coordinamento tra i soggetti coinvolti che dovrebbero essere alla base di un meccanismo di settore

che funzioni, in assenza di discriminazione dei soggetti partecipanti, nella maniera più efficiente

possibile e che eliminando la discrezionalità permetta un bilanciamento delle decisioni e dei poteri di

intervento che permettano uno sviluppo armonico delle forze sane e attive nel settore.

Nell'ottica di una maggiore chiarezza e trasparenza da parte del decisore pubblico si ritiene necessario

proporre la creazione di un database pubblico che permetta a tutti i soggetti di conoscere i criteri di

approvazione e di rendicontazione dei progetti presentati in modo da sviluppare un effetto volano sulle

decisioni di tutti gli operatori del settore.

Minimizzare i tempi burocratici di approvazione dei progetti, assumendo non solo un unico soggetto

decisore in materia, ma anche tempi definiti e compatibili con le richieste di implementazione degli

operatori.

Semplificare o quanto meno regolarizzare il quadro degli interventi di incentivazione che possano

sovrapporsi o limitare il meccanismo dei TEE rendendo difficoltoso quantificare l'efficacia degli obiettivi

effettivamente conseguiti.


113

Al fine di non introdurre ulteriori elementi di instabilità al sistema, eventuali modifiche delle

fondamenta del meccanismo dovrebbero intervenire solo dopo ampio dibattito ed analisi

delle conseguenze delle nuove decisioni sul mercato e comunque con tempi adeguati e non

inferiori a quelli richiesti agli operatori per uniformarsi al meccanismo attualmente in

funzione.

Esplicitazione delle scelte di indirizzo future relativa alla conferma, rivisitazione o fintanto eliminazione

del meccanismo dei TEE, secondo un percorso già delineato con il meccanismo dei CV.

5. Proposte di policy per la rimozione di barriere finanziarie e regolatorie

I meccanismi precedentemente descritti rappresentano delle soluzioni alternative necessarie ad

assicurare un riequilibrio del mercato a fronte del rischio di mercato corto con una situazione di

scarsità di permessi. Tuttavia, in caso di permanenza delle barriere finanziarie e regolatorie, l’aumento

dei prezzi necessario a promuovere gli investimenti dovrà incorporare anche le attuali inefficienze di

mercato, che hanno finora limitato la generazione di permessi e l’attuazione di investimenti

maggiormente strutturali in efficienza energetica. In altri termini, in presenza di barriere, l’aumento

dei prezzi necessario a promuovere l’offerta dei titoli dovrà essere maggiore di quello richiesto qualora

le barriere vengano rimosse.

Quasi superfluo scriverlo e ripeterlo, parlare di certezza della regolazione è pressoché inutile finchè

non saranno definiti in nuovi obiettivi post-2012. Il fatto che, al luglio 2012, gli operatori di mercato

non conoscano ancora se gli obiettivi saranno estesi in futuro –fino a che livello e fino a che anno-

costituisce il maggiore deterrente ad investimenti in efficienza energetica. La logica conclusione è che

risulta quanto mai urgente l’estensione degli obblighi sui risparmi per gli anni successivi al 2013, fino

al 2020, in modo da garantire agli investitori la domanda di TEE per almeno 5 anni seguenti

l’investimento, prevedendo un indennizzo modulato sugli anni residui di diritto dei TEE per tutti gli

interventi che abbiano ottenuto TEE per almeno un anno e meno di cinque, nel caso in cui il mercato

dovesse essere sospeso nell’arco del quinquennio

Inoltre, un miglioramento della regolazione capace di rimuovere le barriere esistenti favorirà una

crescita nella generazione di permessi ad un minor prezzo di mercato. Pertanto, nelle sezioni

successive presenteremo una pluralità di proposte di policy che favoriranno una crescita dell’offerta

attraverso la rimozione delle barriere esistenti. L’analisi delle barriere finanziarie ha evidenziato un

problema di accesso al credito riconducibile ad almeno tre problematiche: la rateizzazione nella

consegna dei CB, il cui valore futuro non è noto; le modalità e tempistiche di rimborso, e un livello di

incentivazione non sempre adeguato a sostenere investimenti strutturali

Queste barriere possono quindi essere rimosse rispettivamente: mutuando dal modello francese il

metodo CUMAC di consegna dei permessi; accrescendo le occasioni per la consegna dei certificati e

relativo rimborso; aumentando il livello di incentivazione attraverso un adeguamento del contributo

tariffario al prezzo di borsa

6. Cumulabilità e attualizzazione dei TEE

La liquidità di certificati nel mercato può aumentare anche grazie alla rimozione delle barriere

finanziare, ad esempio, mutuando dal modello francese il meccanismo di contabilizzazione e rilascio

dei certificati. Il rilascio al momento dell’approvazione del progetto di un ammontare cumulato e

attualizzato di TEEF in misura equivalente al numero di CB che sarebbero rilasciati nel corso della vita

utile del progetto è un’operazione attuabile senza un eccessivo intervento della regolazione, che

permetterebbe di far convergere il meccanismo italiano verso quello francese dei CUMAC. Infatti gli

operatori, in caso di scarsità dei permessi nel mercato possono decidere di avvalersi subito dei TEEF,

utilizzando in anticipo i permessi finanziari corrispondenti alle riduzioni energetiche reali e future,


114

mentre in caso di eccesso di permessi possono decidere di stoccarli e utilizzarli in un secondo

momento.

La maggiore disponibilità di permessi al momento di approvazione del progetto consente non solo una

più realistica possibilità di adempimento agli obblighi imposti, facendo quindi venire meno l’attuale

bisogno di allungare in più anni i tempi di adempimento, ma favorirebbe anche la rimozione di barriere

finanziare che, attualmente, limitano investimenti in efficienza energetica maggiormente strutturali. Si

ritiene infatti che la consegna immediata di permessi possa costituire una maggiore garanzia circa il

controvalore economico di un progetto in efficienza energetica facilitando quindi l’accesso al credito.

Per assicurare che al rilascio anticipato di TEE corrisponda un effettivo risparmio energetico futuro, la

metodologia del CUMAC potrebbe essere applicata solo a interventi strutturali nell’ambito residenziale,

escludendo invece il settore industriale per cui non si conosce la futura attività produttiva.

Bisogna infine ricordare che, dal momento che il coefficiente TAU incorpora già il tasso di decadimento

annuo dei progetti, l’attualizzazione dei permessi andrebbe fatta ad un tasso di sconto inferiore a

quello applicato in Francia (4%), che invece incorpora il tasso di decadimento.

7. Semplificazione amministrativa: modalità e tempi di rimborso e di approvazione

Barriere finanziarie possono essere in parte ridotte tramite azioni che accrescano la disponibilità di

capitale. Attualmente il meccanismo dei TEE prevede una sola data annuale per la consegna dei TEE al

fine ottemperamento obblighi, a cui fa fronte il contro-pagamento del rispettivo contributo tariffario.

Queste modalità e tempistiche per il rimborso tariffario implicano uno sfasamento finanziario (entrate

e uscite) superiore a 16 mesi che potrebbe essere facilmente ridotto attraverso la definizione di una

pluralità si scadenze intermedie e infra-annuali per l’annullamento dei titoli e il pagamento del

contributo.

Una maggiore frequenza di consegna dei TEE e relativa monetizzazione dei certificati tramite rimborso

tariffario permetterebbe di ridurre la immobilizzazione finanziaria, liberando capitale investibile di

interventi incrementali in EE.

Una maggiore periodicità nel sistema di rendicontazione dei TEE consegnati dai distributori

permetterebbe inoltre di evitare il rischio di comportamenti speculativi e strategici di trattenimento

dell’offerta che possono verificarsi all’avvicinarsi dell’attuale unica scadenza per la consegna dei TEE;

inoltre sarebbe possibile offrire maggiori informazioni sulla relativa percentuale di obbligo soddisfatto.

La maggiore periodicità dei tempi di consegna dovrebbe essere accompagnata con una riduzione delle

tempistiche dei TEE annullati ai soggetti obbligati in un tempo conosciuto e ragionevole, ad esempio

entro 30-60 giorni. Consentire l’annullamento dei TEE ai soggetti obbligati almeno 2-3 volte l’anno

renderebbe meno manipolabile il mercato stesso, rendendolo attivo durante l’intero anno e non solo

nei 40-60 giorni antecedenti al 31 maggio.

Altri interventi certamente salutari per il mercato dei TEE sono la riduzione del tempo e degli

adempimenti formali necessari al riconoscimento dei TEE.

8. Adeguamento del criterio addizionalità

Precedentemente sono state analizzate le inefficienze derivanti dall’applicazione del criterio di

addizionalità: incertezza della normativa derivante da una non sempre chiara definizione della soglia di

addizionalità che ha ridotto la propensione ad intraprendere investimenti di cui non si conosceva né

l’ammontare di tep evitate riconosciute né i relativi tempi procedurali per l’approvazione dei progetti a

consuntivo.

Inoltre, sebbene l’applicazione di questo criterio non sia stata sufficiente a garantire che tutti gli

investimenti in efficienza energetica fossero effettivamente addizionali (nonostante l’esistenza di


115

questo criterio, non è chiaro fino a che punto gli investimenti attuati nell’ambito dei TEE si debbano

ritenere effettivamente addizionali, cioè che non si sarebbero intrapresi in assenza del meccanismo

incentivante), d’altro lato, tale criterio ha portato alla mancata contabilizzazione, e quindi perdita e

mancata incentivazione, di potenziali risparmi energetici. In sintesi, la definizione di addizionalità ha

molti casi limitato la diffusione degli interventi strutturali.

È inoltre opportuno ricordare che tale criterio non è stato applicato in maniera uniforme tra i diversi

meccanismi di incentivazione per efficienza energetica e rinnovabili. A fronte di una applicazione rigida

del criterio di addizionalità nel contesto dell’efficienza energetica si è contrapposto un sistema di

incentivi eccessivamente generoso nell’ambito delle rinnovabili elettriche, creando numerose rendite di

posizione.

Alla luce della discrasia degli incentivi economici riconosciuti agli investimenti nel fotovoltaico e in

efficienza energetica, a favore dei primi nonostante i maggiori benefici energetici ed ambientali

derivanti dai secondi, l’applicazione del criterio di addizionalità da parte dell’AEEG ha avuto un effetto

penalizzante sugli investimenti in EE, causando in molti casi la posticipazione degli interventi al fine

della vita utile di una tecnologia già in dotazione. A causa di questa rigidità, il meccanismo dei TEE non

è risultato sufficientemente premiante, non riuscendo a promuovere investimenti incrementali

(rispetto a quelli che si sarebbero attuati a prescindere), o a favorire l’acceleramento dei processi di

sostituzione delle tecnologie esistenti.

Come già anticipato, questa disparità di trattamento esige un riequilibrio e una forma di

razionalizzazione. Diventa quindi opportuno valutare se i benefici generati dall’applicazione del criterio

di addizionalità, pensabili come costi evitati per finanziare progetti che si sarebbero comunque

effettuati, siano finora risultati superiori ai relativi costi, pensabili in termini di mancati risparmi

energetici a causa di un’applicazione troppo rigida o non sempre chiara di questo criterio.

Per migliorare l’efficacia del meccanismo dei TEE, si ritiene che sia innanzitutto necessario procedere

ad una uniformazione dell’applicazione del criterio di addizionalità tra i vari meccanismi di TEE

esistenti in Europa, anche alla luce della necessità di una loro uniformazione nell’ambito della Direttiva

Efficienza Energetica. Nella versione emendate nel febbraio 2012, fa esplicito riferimento a un principio

di addizionalità all’articolo 6, comma 1:”Each Member State shall ensure that the 1.5% savings

achieved each year are new and additional to the savings achieved in each previous year”. Tuttavia,

l’addizionalità intesa nel contesto comunitario –risparmi energetici addizionali rispetto a quelli

conseguiti precedentemente- si diversifica dall’interpretazione data nell’ambito del meccanismo dei

TEE e non richiede l’imposizione di alcuna soglia che riconosca solo una parte ritenuta addizionale dei

risparmi energetici ottenibili tramite interventi di efficienza energetica. Questo crea un problema di

compatibilità tra obiettivi europei, che richiedono un risparmio “pieno”, e gli obiettivi nazionali che fino

ad adesso hanno richiesto un risparmio addizionale. Il fatto che in Italia, a parità di intervento, si

riconosca un ammontare di risparmi inferiore a quanto si tende invece a riconoscere in ambito europeo

aumenta di fatto il valore dei target nazionali e il relativo onere per i soggetti obbligati. È pertanto

opportuno adeguare l’interpretazione del criterio di addizionalità -definizione degli obiettivi e

contabilizzazione dei risparmi in Italia- a quanto prevede la Direttiva Europea, rendendo l’applicazione

di questo criterio meno rigida.

In primis, sarebbe opportuno definire criteri chiari per le procedure, tempistiche e risparmi energetici

riconoscibili, ad esempio attraverso la pubblicazione di linee guida e benchmark di riferimento presi da

interventi già approvati a consuntivo. Infatti, diversamente dal caso delle schede standard, che

costituiscono un importante database dell’efficienza energetica, per gli interventi a consuntivo l’AEEG

non riporta dati relativi ai risparmi energetici conseguiti per tipologia di intervento. La pubblicazione da

parte dell’AEEG di linee guida per i progetti a consuntivo con la definizione delle baseline già approvate

su progetti presentati dagli operatori, rendendo "generalizzabile" e riproducibile l'intervento da parte di

tutti i soggetti interessati ridurrebbe l’incertezza relativa a questa modalità di valutazione, aiuterebbe

nuovi operatori che, nel decidere se attuare un investimento, avrebbero maggiori informazioni relative

ai progetti più premianti, ai CB generabili e alle tempistiche di approvazione.


116

Qualora non si riesca ad accrescere la trasparenza e il livello di informazione relativo alle modalità di

applicazione del criterio di addizionalità, bisognerebbe in ultima istanza valutare se non sia opportuno

optare per una eliminazione di tale criterio.

In sintesi, si ritiene desiderabile una revisione del principio stesso, con una riduzione dei consumi di

riferimento per le schede tecniche standard. Nei progetti a consuntivo, invece, dove la quota di

risparmio addizionale è difficilmente calcolabile per la mancanza di pubblicazioni che raccolgano i

valori di riferimento tecnologici, si ritiene che l’eliminazione dell’addizionalità sia una scelta con un

rapporto costi/benefici favorevole. I costi sono rappresentati dall’incentivazione di interventi che si

sarebbero fatti comunque. I benefici derivano dalla possibilità di “sbloccare” quegli investimenti che

non sono stati intrapresi proprio perché resi poco convenienti dal punto di vista di ottenimento dei TEE

a causa dell’addizionalità. Il riferimento per il calcolo del risparmio riconosciuto ai fini

dell’incentivazione sarebbe la baseline, ovvero la situazione pre intervento. Ovvero per i progetti a

consuntivo si propone di riconoscere l’intero risparmio conseguito.

Dal momento che l’applicazione dell’addizionalità ha creato incertezza soprattutto relativamente alle

procedure a consuntivo, un’alternativa per ovviare a questo problema consiste nell’ampliamento del

numero di schede standard.

9. Ampliamento delle schede standard

Le schede standard attive sono attualmente 24, non molte se si pensa alla specificità di molti

interventi possibili. Certamente si possono pensare schede specifiche più mirate e puntuali, capaci di

cogliere misure che oggi faticano a trovare una collocazione tra gli interventi standard. L’ampliamento

delle schede standard assicura certezza riguardo le procedure, le tempistiche e l’ammontare di titoli

generabili da un intervento. Questa modalità di valutazione permette di bypassare le barriere e le

incertezze che si sono finora riscontrate nelle procedure a consuntivo, favorendo quindi una maggiore

propensione ad investire. Un’ ampliamento immediato del numero di schede standard è fattibile

mutuando dall’esperienza inglese e francese le schede che negli altri paesi hanno promosso i maggiori

risparmi. In particolare riportiamo 32 schede non presenti in Italia che in Francia hanno permesso di

conseguire il 14% dei risparmi nei settori civile, terziario e industriale.


117

Tab. 44 – Schede Standard mutuabili dal meccanismo francese e relativi risparmi (%)

Schede % RISPARMI in Francia

Impianto autonomo di riscaldamento a legna 2,60% Caldaia condominiale a condensazione 1,70% Programmatore di intermittenza per riscaldamento autonomo a combustibile 1,30% Ottimizzatore di rilancio per riscaldamento condominiale 1,00% Caldaia autonoma a biomassa 1,00% Regolazione attraverso una sonda esterna 0,70% Recuperatore di calore a condensazione 0,70% Serbatoio di stoccaggio di acqua calda 0,50%

Caldaia condominiale di tipo a bassa temperatura 0,40%

Economizzatore sugli effluenti gassosi di una caldaia per la produzione di vapore 0,40% Programmatore di intermittenza per riscaldamento condominiale a combustibile. 0,30% Programmatore di intermittenza centralizzato per riscaldamento elettrico 0,30% Recuperatore di calore su compressore per il riscaldamento dei locali 0,30% Ventilazione meccanica controllata, semplice flusso, autoregolante 0,20% Valvola termostatica 0,20% Corpo illuminante per lampada ceramica a ioduri metallici con ballast elettronico 0,20% Ottimizzatore di rilancio per riscaldamento condominiale 0,20% Radiatore a bassa temperatura per riscaldamento centrale a combustibile 0,20% Recuperatore di calore su aria compressa per industria 0,20% Elaboratore climatico con modulo di integrazione di temperatura 0,20% Dispositivo di gestione oraria per una installazione di illuminazione d'interni 0,20%

Bruciatore ad alto rendimento micro-modulante su caldaia per produzione di vapore 0,20%

Tende notturne per frigoriferi verticali 0,10% Mobile frigorifero verticale con sola illuminazione frontale 0,10% Corpo illuminante con ballast elettronico per tubi T8 0,10%

Caldaia condominiale a biomassa 0,10%

Ventilazione meccanica controllata, semplice flusso idro-regolabile 0,10% Corpo illuminante per tubi fluorescenti T5 0,10% Orologio su dispositivo di illuminazione 0,10% Programmatore di intermittenza per riscaldamento centrale a combustibile. 0,10% Corpo illuminante T5 per dispositivo di illuminazione d'interni 0,10% Corpo illuminante con ballast elettronico 0,10%

Totale 14%

In un’ottica europea di uniformazione tra i diversi meccanismi nell’ambito della direttiva per l’efficienza

energetica, riteniamo che queste schede potrebbero essere direttamente mutuate e tradotte dal

meccanismo francese.

È inoltre possibile ampliare ulteriormente il loro numero, con schede più specifiche per gli interventi

già inclusi e con l’inclusione di altre misure oggi non contemplate. È il caso ad esempio di:

o Monitor, PC e stampanti a elevata efficienza ed utilizzo di server/servizi remoti;

o Cloud computing

o Pompe di calore geotermiche con coefficienti di riferimento differenziati in funzione di macro-aree

geografiche (ad esempio Nord Italia e Sud Italia) per tenere conto dei rendimenti differenziati

derivanti dalle diverse condizioni climatiche;

o Efficientamento del settore della distribuzione idrica.

Inoltre si propone di estendere la scheda 15T, riguardante l’installazione di pompe di calore per il

riscaldamento dei locali, anche alla zona climatica E poiché oggi sono disponibili macchine che

lavorano con ottima efficienza anche a temperature sotto lo zero termico.

Infine, si ritiene opportuno aprire la possibilità di riconoscere i TEE a quei settori industriali ad alta

intensità di consumo che negli ultimi anni hanno conseguito importanti risparmi grazie ad innovazioni

tecnologiche di processo e di prodotto, tali da ridurre i consumi energetici per unità di prodotto. Tale

riconoscimento può essere utile sia per aumentare l’offerta di TEE sul mercato, sia per stimolare i

settori industriali a maggiore intensità energetica a investire sull’efficienza energetica, replicando gli

interventi più efficienti proposti dalle imprese del settore. È il caso ad esempio dell’industria del vetro,


118

che ha conseguito importanti miglioramenti nei processi produttivi grazie all’utilizzo di vetro riciclato e

alla riduzione degli spessori del vetro a parità di prestazioni, con risparmi di materia prima e di energia

assolutamente rilevanti.

Oltre a una maggiore numerosità di schede, si ritiene inoltre opportuno mutuare dal meccanismo

francese anche le procedure di definizione delle schede, che avviene tramite una concertazione di

soggetti pubblici e privati. In Italia l’ENEA, a cui sono attribuiti una pluralità di compiti (dalla

definizione delle schede, alla valutazione dei progetti a consuntivo fino alle indagini ispettive),

potrebbe essere affiancata da altri istituti, come quelli universitari, con le competenze per individuare

le aree di intervento e definire le relative schede (modello francese, britannico o proposto con

consultazione DCO43/10 dall’AEEG).

10. Cumulabilità e contabilizzazione: proposte per la generazione TEE dei progetti

frammentati tuttora non aventi diritto a TEE

Per accrescere la futura offerta di permessi è anche possibile pensare a dei meccanismi che,

attraverso il coinvolgimento di soggetti catalizzatori come gli enti locali, favoriscano la

contabilizzazione e l’accumulazione di TEE generati da progetti che, presi singolarmente, non

avrebbero diritto a ricevere TEE, in quanto non rispettanti le soglie minime di accesso al meccanismo o

perché avviati da soggetti diversi da SSE e Energy manager quindi impossibilitati a ricevere

direttamente i titoli.

In base alle nuove linee guida dell’AEEG 99/11 per accedere al riconoscimento dei certificati bianchi le

proposte inviate devono garantire il raggiungimento di una soglia minima pari a 20 tep/anno per i

progetti che utilizzano come metodologia di valutazione le schede standardizzate, 40 tep/anno per i

progetti che utilizzano le schede analitiche e 60 tep/anno per i progetti a consuntivo58. L’articolo 10

delle Linee Guida indica, inoltre, che la dimensione minima deve essere raggiunta a livello di risparmio

netto integrale, ossia includendo nel computo l’effetto moltiplicativo del “tau”. Le modifiche introdotte

dall’AEEG sono, quindi, orientate ad aumentare il quantitativo di interventi che possono accedere al

meccanismo dei certificati bianchi, diminuendo la soglia minima dei progetti ammissibili ed

incrementando l’offerta di TEE disponibili sul mercato.

Dall’introduzione del meccanismo ad oggi sono numerosi gli interventi, anche di piccola dimensione,

per cui sono riconosciuti i TEE in quanto è prevista la possibilità di accorpare più interventi in un unico

progetto. Le soglie sopra specificate infatti non riguardano la dimensione del singolo intervento, ma

del progetto complessivo che può racchiudere al suo interno più interventi di efficienza energetica

realizzati anche presso molteplici clienti finali.

Tab. 45 – Dimensione minima dei progetti ammissibili al riconoscimento dei TEE

Tipologia di progetto Dimensione minima di progetto

Senza tau Con tau (es. 2,65)

Standardizzato 20 7,559

Analitico 40 15

A consuntivo 60 23

Fonte: elaborazione RIE su dati ENEA e AEEG

58 Precedentemente i limiti, definiti dalle Linee Guida 103/03 erano i seguenti: 25 tep/anno per i progetti che utilizzano le schede

standardizzate, 50 tep/anno per i progetti che utilizzano le schede analitiche (con un innalzamento a 100 tep/anno per i soggetti

obbligati e le società con energy manager), 100 tep/anno per i progetti a consuntivo (200 tep/anno per i soggetti obbligati e le società con energy manager). 59 Considerando il valore del tau pari a 2,65 la soglia minima di 20 tep è raggiunta da un progetto di dimensione pari a 7,5

tep/anno: 7,5 x 2,65 = 20 tep.


119

Nella tabella successiva si riportano a titolo di esempio gli incentivi riconosciuti per alcune schede

significative, con associati i risparmi annui e il numero minimo di UFR da installare per rispettare la

dimensione minima. Riportiamo l’esempio dell’installazione di una nuova caldaia unifamiliare a 4 stelle

ad elevata efficienza alimentata a metano. Come modalità di valutazione si utilizza la scheda tecnica

standardizzata n°3. Dalla scheda associata si rilevano i valori di risparmio specifico lordo (RSL) in

funzione della zona climatica, variabili da 14 x 10-3 (caldaia per solo riscaldamento in zona climatica

A+B) a 117 x 10-3 tep/UFR/anno (caldaia per riscaldamento + acqua calda sanitaria in zona climatica

F). Considerando un prezzo di mercato dei TEE di tipo II pari a 100 € e una vita utile di 5 anni (tau di

2,65), si deduce che ogni UFR riceverà un incentivo globale (non attualizzato) variabile tra 19 € e 155

€ a fronte di un costo (complessivo della sostituzione della caldaia tradizionale con una caldaia a

condensazione, incluse le opere di sostituzione delle canne fumarie e di adeguamento dell’impianto,

dell’installazione delle valvole termostatiche, della progettazione intervento e relativa certificazione

energetica) valutato in circa 4.000 € IVA inclusa. Considerando l’effetto moltiplicativo del “tau”, la

dimensione minima di progetto per interventi standardizzati è di 7,5 tep. Nel caso in esame, il numero

minimo di UFR da installare per raggiungere la dimensione minima va da 534 in zona A+B ai 64 in

zona F. In entrambi i casi il ritorno complessivo non attualizzato è di 10.000 € (20 x 100 x 5 = 10.000

€).

Tab. 46 – Incentivazione da TEE per diverse schede tecniche

Tecnologia Scheda n° UFR Tau Risparmio

annuo (tep/UFR/)

Incentivo totale non attualizzato

(€/UFR)

N° minimo di UFR da

installare

Caldaie 4 stelle 3 Appartamento 2,65 0,014 - 0,117 18,6 - 155,0 64 - 536

Doppi vetri 5 mq 2,91 0,002 - 0,026 2,9 - 37,8 288 - 3750

Isolamento pareti 6 mq 2,91 0,0003 - 0,0127 0,4 - 18,5 591 - 25.000

Solare termico 8 mq 2,65 0,061 - 0,229 80,8 - 303,4 33 - 123

Pompa calore 15 Appartamento 2,65 0,017 - 0,308 22,5 - 408,1 24 - 441

Condizionatore 19 kWf 2,65 0,002 - 0,004 2,7 - 5,3 1.875 - 3.750

Fonte: elaborazioni RIE su dati ENEA

Il problema della frammentazione degli interventi è particolarmente presente nell’edilizia, settore

(includendo residenziale e terziario) in cui risiedono circa il 58% delle potenzialità di risparmio previste

per l’Italia al 202060. Gli interventi sugli edifici, infatti, sono caratterizzati da una modesta dimensione

dei soggetti inclusi nella filiera e da una scarsa integrazione fra gli attori del processo edilizio. Inoltre,

a causa della dimensione minima di risparmio energetico da dover garantire, lo strumento dei TEE non

è sempre immediatamente attingibile, quando gli interventi sono di natura parcellizzata e, presi

singolarmente, di piccole dimensioni. Il loro accorpamento per raggiungere il valore minimo di

risparmio energetico coinvolge un numero elevato di utenti finali, e la gestione del progetto pone delle

difficoltà di tipo gestionale ed organizzativo.

Molte potenzialità di risparmio e quindi di generazione di TEE a livello locale non vengono catturate

principalmente per un’inerzia degli attori coinvolti. Un’indagine di FIRE61 indica come l’amministrazione

pubblica sia il settore economico con la minor percentuale di energy manager rispetto agli obblighi

imposti dalla legge 10/91. Un ruolo più attivo dell’ente pubblico in sinergia con il distributore

energetico locale e con le SSE presenti nel territorio risulta quindi fondamentale per promuovere da un

lato l’efficienza energetica e contestualmente raccogliere e coordinare gli interventi frammentati sul

territorio per accrescere l’offerta di TEE sul mercato.

60 Il PAEE 2011 indica 77.121 GWh (pari a 6,63 Mtep) il potenziale di risparmio annuale nel settore residenziale e di 29.698 GWh (pari a 2,55 Mtep) il potenziale di risparmio annuale nel terziario a fronte di un potenziale di risparmi complessivo pari a 184.672

GWh (pari a 15,88 Mtep). 61 “Indagine su formazione e competenze dell’energy manager.” – FIRE workshop 13 marzo 2012 Roma.


120

La frammentazione degli interventi e la fissazione di una soglia sulla dimensione minima dei progetti

potrebbe quindi ridurre l’offerta dei TEE sul mercato, nel caso manchi un assetto organizzativo capace

di promuovere e progetti diffusi nel territorio per accorpare i risparmi complessivamente conseguibili.

Per superare questa barriera è opportuno ripensare l’assetto organizzativo su scala locale. Gli enti

locali, che ricoprono il doppio ruolo di consumatore di energia nell’edilizia pubblica, ma anche di

regolatore e organizzatore del territorio, sono nella posizione adatta a svolgere un ruolo di

catalizzatore, promuovendo una pluralità di iniziative che contribuiscano a raggiungere le soglie

minime di progetto previste dalle Linee Guida e che consentano di accedere al meccanismo dei

certificati bianchi.

Regioni ed Enti Locali possono assumere un ruolo fondamentale per accrescere l’offerta di TEE sul

mercato svolgendo un ruolo catalizzatore finalizzato all’aggregazione di progetti di efficienza

energetica frammentati sul territorio direttamente nel settore pubblico ma anche nel

privato62. Gli enti locali sono infatti nella posizione di poter esigere esplicitamente che i distributori

operino nel rispetto degli obiettivi di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili determinati

per mezzo di opportuni interventi di programmazione regionale. Va aggiunto che le concessioni ai

distributori del gas naturale sono rilasciate dagli Enti Locali e che può essere presente un rapporto

privilegiato in quei contesti in cui il distributore è l’ex-municipalizzata del Comune. Nel caso degli

impianti di riscaldamento si possono creare inoltre delle sinergie fra l’Ente Locale e il distributore del

gas, a conoscenza dei consumi dei clienti (il che consente di verificare in modo semplice dove si sia in

presenza di impianti sovradimensionati e quindi passibili di interventi di sostituzione delle caldaie

particolarmente favorevoli).

A fronte delle numerose potenzialità, resta tuttavia, da definire quali potrebbero essere le modalità per

rendere gli enti locali catalizzatori dei certificati bianchi generabili da più progetti. Una prima proposta

riguarda la possibilità che gli enti locali (ad esempio i comuni) si configurino come utenti finali e quindi

fruitori degli investimenti in efficienza energetica, accedendo ad esempio direttamente ai finanziamenti

che potrebbero essere resi disponibili attraverso la vendita dei TEEF e la creazione di un fondo rotativo

per l’efficienza energetica. Enti locali potrebbero inoltre favorire delle sinergie con i distributori locali di

gas ed elettricità (spesso di società loro partecipate) per realizzare interventi di miglioramento degli

impianti di proprietà dell’amministrazione comunale e catturare risparmi che altrimenti andrebbero

persi perché chi realizza l'investimento non ha accesso al meccanismo dei TEE.

Al tempo stesso potrebbero creare un polo informativo tra cittadini residenti ed aziende distributrici,

per individuare e proporre interventi ad hoc su tutti gli edifici privati che ricadono all’interno del

comune. La legge 10/91 obbliga infatti gli enti pubblici con consumi energetici superiori a 1.000 tep

all’anno di dotarsi della figura dell’energy manager che, una volta nominato, può accedere al

meccanismo richiedendo l’emissione dei TEE per gli interventi realizzati. In tal modo verrebbero

riconosciuti tutti i risparmi energetici opportunamente contabilizzati.

Una seconda proposta prevede che i comuni stessi si configurino come Società di Servizi Energetici,

eventualmente in partecipazione con le associazioni di categoria o i distributori energetici, in modo da

poter accedere al mercato dei TEE. Visto il ruolo di raccoglitori e contabilizzatori di risparmi realizzati

sul territorio che stanno svolgendo negli ultimi anni le ESCo private, gli enti pubblici, quali organi

istituzionali, potrebbero promuovere campagne informative e di sensibilizzazione che si tramutino in

62 la sostituzione delle caldaie, la coibentazione degli edifici, la sostituzione degli infissi, la realizzazione di mini-reti di

teleriscaldamento, l’introduzione delle pompe di calore per il riscaldamento ed il rafffrescamento con acqua di falda, la sostituzione

dei corpi luminosi con lampade ad alta efficienza (si pensi all’illuminazione stradale, ai semafori a led). Sempre su scala locale

potrebbero essere realizzati interventi sulle strutture sportive (mino-cogenerazione, illuminazione efficiente, caldaie a biomasse,

sistemi di recupero del calore, ecc.) o sulle strutture ospedaliere, nei centri direzionali e negli edifici scolastici. Inoltre si potrebbero

realizzare interventi di efficientamento presso le società che gestiscono gli acquedotti o che distribuiscono l’acqua a livel lo locale

(società spesso collegate alle amministrazioni comunali) tramite sostituzione dei motori elettrici con nuovi ad alta efficienza,

utilizzando gli inverter per le variazioni di velocità, oppure i sistemi di telecontrollo per l’ottimizzazione del carico da pompaggio.

Ulteriori interventi potrebbero essere realizzati presso i grandi mercati ortofrutticoli, o i magazzini frigoriferi sui sistemi di refrigerazione e di illuminazione. Infine potrebbe essere coinvolto il settore del trasporto pubblico locale tramite la sostituzione dei

mezzi tradizionali con nuovi ad alimentazione elettrica o a metano, o efficientando i sistemi di illuminazione e i pannelli di

segnalazione nei punti di fermata.


121

progetti a livello locale, con il coordinamento (che dovrebbe essere caratterizzante proprio delle ESCo)

delle fasi di promozione, finanziamento e realizzazione degli interventi di risparmio energetico per poi

chiedere il riconoscimento dei TEE generati63.

Ulteriori possibilità per accrescere l’offerta dei TEE disponibili sul mercato cumulando più interventi

frammentati sul territorio possono derivare anche dal settore industriale privato. Spesso, infatti, i

piccoli interveti nel settore industriale vengono dispersi e non accedono al meccanismo dei TEE.

Tuttavia le aziende medio-grandi che abbiano nominato l’energy manager (per il settore privato la

soglia minima di consumi prevista dalla legge 10/91 è di 10.000 tep/anno) possono accedere

direttamente al meccanismo, mentre quelle più piccole, che quindi non dispongono di energy

manager, possono comunque entrare nel meccanismo ad esempio realizzando una diagnosi

energetica, individuando i principali interventi di efficientamento e negoziando con il distributore

energetico di riferimento (elettricità o gas), i TEE producibili, per l’ottenimento dei quali il distributore

dovrà assumere l’iniziativa. Gli interventi possono essere finanziati da una delle due parti, oppure in

regime di cofinanziamento. Un’alternativa consiste nell’affidare ad una SSE l’incarico di realizzare la

diagnosi energetica per poi presentare una proposta di intervento per l’ottenimento dei TEE; la

ripartizione dei titoli, una volta concessi, sarà concordata tra le parti.

Infine, un ruolo attivo potrebbe essere svolto direttamente dal regolatore centrale che, in virtù delle

possibilità di cumulabilità tra TEE e detrazioni fiscali, potrebbe stimare in prima persona (con il

supporto dell’ENEA) la quantità di tep evitate grazie alle detrazioni per cui non c’è stata richiesta di

TEE così da poter generare automaticamente il corrispettivo ammontare di TEE e venderle

direttamente nel mercato. Così come il meccanismo dei TEEF anche questo meccanismo potrebbe

finanziare ulteriori interventi nell’edilizia pubblica.

11. Aggregazione tra soggetti

L’analisi delle schede riguardanti l’installazione di pompe di calore ha mostrato come il raggiungimento

della soglia minima di progetto per l’ottenimento dei TEE spesso risulti critico. Per favorire la diffusione

di questi interventi è opportuno favorire l’aggregazione di più soggetti per la presentazione di progetti

di risparmio energetico condivisi, nel rispetto di un principio di semplificazione amministrativa del

processo di rilascio dei TEE. Ad esempio, può essere efficace il riconoscimento del ruolo di aggregatori

di:

venditori di componentistica per l’efficienza, ad esempio venditori di pompe di calore, di motori

elettrici, di caldaie, di frigoriferi ecc.. Essi possono essere facilmente controllati e hanno una clientela

molto frammentata, oggi certamente esclusa dall’ottenimento dei TEE; prevedere che una quantità di

elettrodomestici venduti da essi possano richiedere un TEE fa si che essi siano stimolati a vendere

prodotti di maggior qualità e al tempo stesso rende visibile una quota di risparmio oggi non

contabilizzata nel mercato;

amministratori di condominio, anche tramite le loro associazioni di categoria. Il cambio delle caldaie, la

realizzazione dei cappotti, il solare termico, sono tutti ambiti di investimento che oggi non partecipano

al mercato dei TEE per il segmento degli impianti domestici. Consentire agli amministratori di

aggregare gli interventi realizzati in immobili diversi può portare nel mercato interventi oggi

impossibilitati a parteciparvi, dando un incentivo agli amministratori a promuovere l’efficienza.

certificatori energetici. La certificazione energetica degli edifici è resa obbligatoria per le

compravendite immobiliari dalla Legge Finanziaria 2007. Nel caso della regione Lombardia gli obblighi

normativi sono disciplinati dalla DGR VIII/8745. L'elenco regionale conta ad oggi oltre 15.700

63 Configurare gli enti pubblici come SSE non sarà sufficiente a bypassare le presenti barriere se non si risolve il problema del

finanziamento dell’intervento. La limitazione del ruolo attivo degli enti locali è finora fortemente dipeso dalle relative limitazioni alla

spesa. Per rimuovere tali barriere, oltre a creare un apposito fondo rotativo sarebbe opportuno prevedere delle esenzioni al patto di

stabilità in caso di investimenti in efficienza energetica che favoriscano una riduzione futura delle spese correnti comunali.


122

certificatori (per lo più ingegneri, architetti, geometri e periti) e 900.000 certificazioni effettuate. La

possibilità di aggregazione di tali soggetti, per il raggiungimento della soglia minima di progetto,

creerà un circolo virtuoso in cui i certificatori saranno promotori degli investimenti in efficienza

energetica presso i loro clienti. Dunque gli stessi certificatori si impegneranno a trovare settori di

intervento favorendo la generazione di titoli di efficienza energetica.

Rimane da valutare se sia più opportuno che tali soggetti creino in associazione una nuova SSE che

gestisca il portfolio titoli o se, di fronte alle possibili difficoltà di gestione del meccanismo con il rischio

di comprometterne il corretto funzionamento, sia più opportuno propendere per l’affidamento

gestionale ad SSE già attive che li accompagni nell’ottenimento dei TEE. La decisione sarà fortemente

legata alle logiche di mercato. Inoltre tale opportunità potrà portare al diffondersi di corsi di

formazione che preparino i soggetti aggregati alla creazione e gestione di una SSE, promuovendo la

diffusione della cultura del risparmio energetico.

12. Il rating delle SSE

Uno degli aspetti più critici per la diffusione di SSE attive sul mercato è l’acquisizione dei finanziamenti

necessari a realizzare l’investimento senza oneri per i clienti, remunerandosi poi con il risparmio

conseguito. Tale operazione richiede un’importante capacità di ottenere finanziamenti dal settore del

credito, che oggi sono appannaggio solo delle SSE più strutturate, grazie a garanzie fornite dagli asset

di cui dispongono e non alla qualità dell’intervento proposto. Per favorire le SSE a finanziare i propri

interventi si potrebbe introdurre un sistema di rating delle SSE basato sui feedback dei lavori

precedentemente svolti, creando un sistema on line in cui i clienti delle SSE debbano rilasciare un

feedback, opportunamente strutturato, sull’operato della SSE stessa perché essa possa ottenere i TEE.

Il rilascio del certificato è subordinato alla compilazione da parte del cliente del questionario sulla SSE.

In tal modo le banche avrebbero una garanzia ulteriore sull’affidabilità e serietà della società

interessata. Tale rating è indicativo e fornisce agli istituti di credito uno strumento ulteriore per

l’individuazione dei soggetti meritocraticamente più affidabili.

Inoltre si propone di sostenere e premiare le SSE virtuose che presentano progetti coerenti con le

linee guida (ad esempio massimo due revisioni per singolo progetto) e che presentino un numero di

progetti approvati e consuntivati superiore ad una certa soglia; d’altra parte le SSE accreditate che

non abbiamo presentato protgetti e/io che non siano operatori attivi del meccanismo da almeno tre

anni dovrebbero essere eliminate dalle liste dell’AEEG. In tal modo le banche avrebbero una garanzia

ulteriore sull’affidabilità e serietà della società interessata.

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