Cogenerazione Italia: la situzione ad oggi

Il sistema della cogenerazione: tecnologie per il risparmio energetico 36

4. La situazione della cogenerazione in Italia

4.1. Breve storia e situazione attuale

La ricettività italiana rispetto alla diffusione della cogenerazione può nel complesso essere considerata abbastanza buona, soprattutto se si considera che la quota di produzione di energia elettrica tramite cogenerazione rispetto alla produzione totale era nel 1994 circa l’11% (Fonte: Eurostat) salita al 17% nel 1997 secondo dati di COGENA e Cogen Europe. Tale dato è abbastanza significativo se confrontato con le analoghe percentuali degli altri paesi europei: l’Italia si situa in questo quadro pressoché nella media europea che vede però alcune nazioni, come Danimarca e Olanda, arrivare al 40% e altre avere percentuali molto basse.

L’Italia, da sempre povera di risorse fossili, ha cominciato a privilegiare la produzione combinata di elettricità e calore a partire dal secondo dopoguerra. Il successo della cogenerazione ha subito da allora andamenti molto altalenanti a seconda dei prezzi dei combustibili fossili e dell’ambiente normativo nel quale operava. Negli anni ‘60 la nazionalizzazione del settore elettrico e la disponibilità di prodotti petroliferi a basso costo ha provocato un rallentamento della sua diffusione; la crisi petrolifera dei primi anni ‘70 ha invece riportato sulla cogenerazione un diffuso interesse, ostacolato però da una serie di provvedimenti normativi, tra cui l’introduzione del sovrapprezzo termico1 e delle tariffe multiorarie2.

Con la legge 29 maggio 1982, n. 308 (“Norme sul contenimento dei consumi energetici, lo sviluppo delle fonti rinnovabili di energia e l’esercizio di centrali elettriche alimentate con combustibili diversi dagli idrocarburi”) vennero introdotti incentivi in conto capitale per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili e un nuovo quadro giuridico per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione, esentando però dalla riserva dell’Enel solo la generazione elettrica in impianti di potenza inferiore a 3 MW. La legge mostrò alcuni limiti nella fase attuativa, con forti ritardi nell’elaborazione delle graduatorie per l’assegnazione degli incentivi, e un limite di potenza assegnato agli impianti troppo basso per stimolare una reale ripresa del settore.

Fu solo con il Piano Energetico Nazionale (PEN) del 1988 e le successive leggi attuative 9 gennaio 1991, n. 9 e 10 e il Provvedimento CIP 6/92 (vedi paragrafo successivo) che è stato possibile dare un nuovo impulso allo sfruttamento delle fonti di energia rinnovabile e alla cogenerazione.

La situazione attuale si presenta invece come molto incerta: finiti gli incentivi previsti dalla legislazione dei primi anni ‘90, manca al momento un quadro normativo certo che definisca in modo chiaro le prospettive derivanti dal riordino del sistema elettrico nazionale, come previsto dal recepimento della direttiva comunitaria 96/92/CE (vedi paragrafo).

Le potenzialità di ulteriore diffusione della cogenerazione in Italia sono molto alte, sia prendendo in considerazione le applicazioni industriali che quelle per il settore terziario e il tele-riscaldamento/condizionamento. L’aumento della produzione combinata di elettricità

1 Deciso con provvedimento CIP n. 34 del 1974, il meccanismo del sovrapprezzo termico serviva per riportare

gli eventuali aumenti dei prezzi del combustibile sugli utenti finali, salvaguardando il conto economico delle

imprese elettriche. Rimasto in vigore per circa 20 anni, questo sistema ha di fatto sfavorito la diversificazione

delle fonti e l’uso razionale dell’energia.

2 Introdotte con provvedimento CIP n. 44 del 1980, avevano lo scopo di ridurre la domanda nelle ore di punta.


e calore potrebbe inoltre contribuire a raggiungere gli obiettivi che il governo italiano si è fissato in seguito alla Conferenza di Kyoto per la riduzione delle emissioni.


4.2. La liberalizzazione del mercato dell’energia

4.2.1. La liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica

Con il D.lgs. n.79 del 16 marzo 1999 (noto come Decreto Bersani), che recepisce la Direttiva Comunitaria 96/92/CE circa le norme di regolamentazione del mercato interno dell’energia elettrica, il mercato elettrico ha subito una rivoluzione radicale i cui effetti saranno chiaramente visibili nei prossimi anni.

Il decreto definisce le seguenti attività inerenti il settore elettrico: produzione, trasmissione (attività di trasporto e trasformazione dell’energia elettrica lungo la rete ad alta tensione), distribuzione (come sopra per reti a media e bassa tensione) e dispacciamento.

In linea con la direttiva che prevede entro il 2003 una quota di mercato libero di circa il 30% dei consumi interni il Decreto Bersani realizza un doppio mercato dell’energia definendo due tipi di utenti: i clienti vincolati (utenti caratterizzati da bassi consumi) e i clienti idonei. Questi ultimi sono coloro che possono stipulare contratti di fornitura di energia elettrica con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all’estero.

Sono clienti idonei i clienti finali che consumano una quantità di energia (la soglia prevista per il 1999 era di 30 GWh, il progressivo allargamenti del mercato abbassa tale soglia a 9 GWh nel 2002). Inoltre sono considerati clienti idonei, anche i gruppi di imprese, le società consortili e i consorzi con prelievi annui complessivi superiori alle soglie prima descritte con un consumo per singolo consorziato di almeno1 GWh a partire dal 2000.

Nel Decreto all’art.2 definizioni punto 8 la cogenerazione, considerata fino all’entrata in vigore del decreto assimilabile a fonte rinnovabile (legge n. 10 del 9 gennaio 1991), viene distinta dalle fonti rinnovabili è sarà regolamentata dalle condizioni definite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

Infine il decreto prevede che ogni produttore o importatore che gestisca oltre 100 GWh per la quota eccedente, dovrà immettere in rete (o acquistare), a partire dal gennaio 2001, nell’anno successivo, almeno il 2% di elettricità prodotta da fonti rinnovabili con nuovi impianti, realizzati dopo l’entrata in vigore del decreto.

E’ opportuno considerare che l’introduzione della carbon tax (L 488/1998 art.8) segna un profondo divario tra il metano impiegato nelle caldaie “tradizionali” e quello impiegato nella produzione di energia elettrica. L’allegato 1 (all’art.8 sopradetto) prevede una tassazione sul gas metano a partire dal 01-01-2005 da £ 40 a £ 349 a mc a seconda degli utilizzi, con l’eccezione per la produzione di energia elettrica (£ 8,7 a mc). La convergenza verso tali valori avverrà nei prossimi 5 anni sulla base di decreti attuativi di definizione delle aliquote. Sulla base dei dati ad oggi disponibili è prevedibile che nei prossimi anni crescerà la convenienza verso la cogenerazione.


4.2.2 Evoluzione del settore elettrico

(Il presente documento è stato integralmente tratto dal sito di FIRE Italia - www.fire-italia.it - al quale si rimanda per gli eventuali aggiornamenti. Esso rappresenta la situazione del mercato dell’energia in Italia al maggio 2001).

Il settore dell'energia elettrica è caratterizzato da una forte evoluzione dovuta al passaggio dall'assetto monopolistico alla liberalizzazione del mercato: l'avvio dell'apertura del settore elettrico ha determinato, come conseguenza immediata, la segmentazione delle fasi di produzione, di trasmissione, di distribuzione, il cambiamento delle strutture tariffarie e la creazione di nuove modalità di accesso al servizio elettrico e all'acquisto di energia elettrica.

A seguito della nazionalizzazione, avvenuta nel 1963, solo l'Enel e le Aziende municipalizzate avevano il diritto di produrre, distribuire e vendere elettricità, gli altri operatori potevano generare elettricità unicamente per i propri consumi: operando così come autoproduttori. Nel 1991, la legge n.9, ha liberalizzato la produzione dell'elettricità purché legata ad impianti di cogenerazione, fonti rinnovabili e utilizzo di rifiuti o residui con la possibilità di autoconsumare o di cedere alla rete nazionale.

Le competenze e le funzioni di determinazione delle tariffe elettriche passarono nel 1994, per effetto del D.P.R. n.373, dal Comitato Interministeriale Prezzi -CIP- al Ministero dell'industria artigianato e commercio -MICA- congiuntamente furono trasferite le competenze dei soppressi comitati provinciali prezzi agli Uffici Provinciali dell'industria - UPICA-. Successivamente con la legge 481 del 1995, queste funzioni sono diventate di competenza dell'Autorità per l'energia elettrica e per il gas, incaricata di regolare il settore secondo le indicazioni del Governo.

Il Parlamento italiano ha delegato il Governo ad attuare il processo di trasformazione del settore elettrico in attuazione della direttiva comunitaria 96/92/CE recante "norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica" e delle indicazioni della Unione Europea in merito alla liberalizzazione del settore dell'energia, per la promozione dell'efficienza del settore attraverso la gestione imprenditoriale e la concorrenza della generazione e nelle importazioni, la creazione di un mercato europeo e il rafforzamento del servizio pubblico.

Il decreto legislativo n.79/99 (decreto Bersani) ha dato il via alla riforma del settore elettrico attraverso la separazione delle attività di generazione, importazione, acquisto e vendita, da quelli di trasmissione e distribuzione e ha definito le attività e i ruoli dei vari operatori nel nuovo assetto di mercato.

In merito alla liberalizzazione della produzione il decreto Bersani ha stabilito la fissazione di una quota massima pari al 50% dell'energia prodotta e importata che nessun soggetto potrà produrre o importare e l'obbligo di produrre da fonti rinnovabili una quota annua pari al 2% sulla produzione totale.


Le imprese produttrici di elettricità sono circa un centinaio: la più importante è l'ENEL che nel 1999 ha prodotto il 66% dell'energia consumata in Italia, segue per entità di produzione il gruppo Edison-Sondel. I produttori indipendenti industriali sono organizzati nella UNAPACE e hanno prodotto nel 1999 circa il 21% dei consumi nazionali di energia. Questa è stata in parte autoconsumata in parte ceduta alla rete. Le imprese municipalizzate, riunite nella Federelettrica, hanno prodotto nel corso dello stesso anno circa il 4% del consumo nazionale. I produttori del settore civile autoconsumano quasi la totalità della loro produzione. Nella fase attuale l'attività di produzione è possibile per l'autoconsumo, la vendita ai distributori ed ai clienti idonei, tramite il vettoriamento sulle reti, nel prossimo futuro si potrà produsse energia anche da destinare alla Borsa o vendere all'Acquirente Unico. I permessi di importazione sono in parte assegnati con meccanismi di gara competitiva. (Tema sotto valutazione degli organi giudicanti).

In attuazione a quanto sopra il MICA ha avuto l'incarico di predisporre numerosi provvedimenti attuativi tra cui ricordiamo quello relativo all'emissione di Certificati verdi riconosciuti all'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (Decreto 11.11.1999) e l'avvio della vendita di una parte delle centrali Enel per una capacita generativa di 15.000 MW.

Le disposizioni inerenti le strutture di trasporto di energia elettrica hanno individuato due differenti segmenti:

• la rete di trasmissione (alta tensione) resta dei possessori originari . L'attività di gestione della rete è riservata alla Stato e viene affidata ad una società per azioni Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) di proprietà del Ministero del tesoro;

• le reti di distribuzione (media e bassa tensione) sono affidate in concessioni dal MICA ai distributori, una per ciascuna area territoriale.

Le reti di trasmissione e di distribuzione sono a disposizione degli operatori commerciali che abbiano stipulato contratti bilaterali i quali sono tenuti al pagamento del corrispettivo per il servizio di vettoriamento al GRTN.


Relativamente all'organizzazione del mercato dell'energia, è stata costituita, in seno al GRTN, una società per azioni denominata Gestore del Mercato Elettrico. Il Gestore del Mercato ha il compito di organizzare il mercato, di promuovere la concorrenza tra i produttori, di disciplinare gli obblighi degli importatori e dei produttori e di bilanciare le offerte di acquisto e di vendita attraverso l'istituzione della Borsa. In questa prima fase questa società è impegnata nella definizione della disciplina del mercato, disciplina che dovrà essere accettata dal MICA sentito il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. La quotazione dell'energia elettrica in Borsa sarà di tipo monomio -£/kWh- definita su base oraria e determinata dal meccanismo di contrattazioni come punto di incontro tra l'andamento della domanda e l'andamento dell'offerta.

L'accesso al mercato libero per l'acquisto di elettricità è consentito ai clienti idonei e all'Acquirente unico, soggetti definiti come segue:

• i clienti finali con elevati consumi di energia elettrica costituiscono la categoria dei clienti idonei. E' previsto il progressivo allargamento del mercato alla categoria degli idonei secondo cadenze temporali: il primo gruppo di clienti riconosciuti idonei riguardava gli utenti finali il cui consumo dell'anno 1998 fosse stato


superiore a 30 GWh, valore che è sceso a 20 GWh nel 2000; clausole simili valgono anche per i consorzi di acquisto. I clienti idonei, in attesa dell'entrata in funzione della Borsa prevista per il 2001, sono liberi di stipulare contratti di acquisto di energia direttamente sia con i vari produttori sia con i grossisti, previo il pagamento degli oneri di vettoriamento da riconoscere al GRTN;

• l'Acquirente unico, società per azioni costituita in seno al GRTN; ha la funzione di acquistare energia elettrica destinata ai consumi del mercato vincolato, ovvero l'insieme dei clienti finali che usufruiscono di un trattamento tariffario regolamentato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas e si approvvigionano dalle società distributrici le quali esercitano su concessione il servizio in ambito comunale.

Una consistente parte dell'attuazione dei provvedimenti per rendere operativa la liberalizzazione è di competenza dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas a cui spetta l'emanazione di direttive in merito ai seguenti aspetti:

• regole per la separazione amministrativa e contabile delle società che operano nel settore energetico -delibera 61/99 e delibera 149/99

• ruoli e competenze degli operatori del mercato;

• regolazione della trasmissione: le condizioni tecnico economiche di accesso alla rete e di vettoriamento. Esse sono state definite dalla delibera 133/99, le regole tecniche di connessione alla rete sono attualmente in fase di definizione;

• organizzazione dei clienti idonei. I consumatori con le caratteristiche richieste possono passare al mercato libero -delibera 78/99, effettuare l'autocertificazione per essere identificati idonei ed essere inseriti nell'apposito elenco -delibera 91/99, avere la facoltà di recesso -delibera 78/99 e delibera 158/99

• disciplina delle importazioni

• disciplina della generazione

• regolazione tariffaria agli utenti finali

• nuovo sistema tariffario per i clienti vincolati. Gli aspetti generali sono definiti dalla delibera 13/99, le tariffe dei clienti vincolati dalla delibera 204/99 e le tariffe alle imprese distributrici dalla delibera 205/99.

• qualità del servizio. La delibera 201/99 e la delibera 47/00 hanno trattato i livelli minimi obbligatori e unici su tutto il territorio nazionale per la bassa e media tensione, la continuità del servizio elettrico è trattata dalla delibera 202/99

• tutela dei consumatori definita dalla delibera 200/99.

Gli organi e gli operatori nel nuovo assetto del settore elettrico


Autorità per l'energia elettrica e il gas

E' una struttura indipendente incaricata di produrre e gestire le regole per tutto il settore dell'energia secondo gli indirizzi previsti dalle leggi. L'Autorità in particolare regolamenta la struttura delle tariffe di fornitura ai clienti vincolati e la tariffa di vettoriamento nei contratti bilaterali.

Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale

E' una S.p.A. del Ministero del tesoro bilancio e programmazione economica alla quale sono attribuite le funzioni amministrative relative alla trasmissione, al dispacciamento e alla gestione della rete di trasmissione nazionale. Il GRTN assicura la libertà di accesso al servizio di trasmissione, garantisce la sicurezza e delibera gli interventi di manutenzione e sviluppo della rete la cui proprietà è rimasta dei vecchi proprietari. Il GRTN amministra il dispacciamento (autorizzazione alle centrali di immettere elettricità in rete) in funzione alla continuità dell'approvvigionamento elettrico per assicurare la copetrura alla domanda elettrica dei consumatori.

Il Gestore del Mercato Elettrico

E' una S.p.A. costituita dal GRTN, che si occupa della gestione del mercato secondo criteri di neutralità e trasparenza permettendo la concorrenza tra i produttori e l'incontro tra la domanda e l'offerta di energia. E' prevista l'inaugurazione della Borsa dal gennaio 2001 per la contrattazione dell'elettricità. Potranno accedere alla Borsa i produttori , i grandi consumatori ed i grossisti: le quotazioni dell'energia verranno definite prima a preventivo poi a consuntivo per ogni ora in funzione all'andamento della domanda e dell'offerta e verrà autorizzato il dispacciamento dei produttori. Le proposte dei produttori saranno ordinate, dopo una prima fase di esercizio della


Borsa, secondo il merito economico salvo la precedenza accordata alle fonti rinnovabili e assimilate e alla cogenerazione.

Acquirente unico E' una S.p.A. costituita dal GRTN che ha la funzione di provvedere all'acquisto di energia necessaria a coprire il fabbisogno dei consumatori vincolati. L'Acquirente unico stipula contratti di vendita ai distributori a condizioni tali da garantire ai clienti vincolati parità di trattamento in termini quantitativi ed economici.

Cliente idoneo E' un consumatore che per quantità di consumi ha il diritto di approvvigionamento diretto, attualmente attraverso un contratto bilaterale con un fornitore, in futuro attraverso la Borsa o un grossista. L'idoneità è definita dalla delibera 81/91 dell'autoirtà.

Consorzi I consumatori potranno consorziarsi per raggiungere i consumi necessari per divenire clienti idonei e per razionalizzare i propri consumi. Nella fase attuale di carenza dell'offerta, il secondo obiettivo appare più promettente permettenendo minori prezzi rispetto alle tariffe vincolate.

Clienti vincolati I clienti esclusi dall'acquisto diretto, definiti clienti vincolati, si riforniscono dal distributore concessionario locale attraverso contratti di fornitura. Questi clienti accedono al servizio fornito dal distributore attraverso la possibilità di scelta tra lo schema delle tariffare base, uniche sul territorio nazionale amministrate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas e le tariffarie speciali, qualora il distributore locale abbia provveduto a definire le opzioni.

4.2.3 La liberalizzazione del mercato del gas naturale

Gli effetti prodotti dal D. Lgs 23 maggio 2000, n. 164, “Attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale a norma dell’art. 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144”, sono già presenti nel mercato del gas e produrranno, con gradualità, modifiche rilevanti nel settore del gas naturale in Italia.

L’Autorità per l’energia ed il gas, in data 19 ottobre 2000, ha definito le modalità sia per l’individuazione dei clienti idonei da parte delle imprese del gas, sia per il monitoraggio del mercato, allo scopo di contribuire all’avvio di un di un corretto funzionamento dell’intero sistema del gas e alla trasparenza di tale mercato.

Il decreto definisce le seguenti attività, inerenti il settore del gas naturale: approvvigionamento (importazione e coltivazione), trasporto e dispacciamento, stoccaggio, distribuzione e vendita, nonché norme per la tutela e lo sviluppo della concorrenza e le modalità di accesso al sistema.

In linea con la direttiva comunitaria che prevede una quota del mercato libero gradualmente sempre maggiore il decreto definisce la figura del cliente idoneo. Sono definiti rispettivamente:


"cliente idoneo": la persona fisica o giuridica che ha la capacita di stipulare contratti di fornitura, acquisto e vendita con qualsiasi produttore, importatore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero, ed ha diritto di accesso al sistema.

"sistema": le reti di trasporto, di distribuzione, gli stoccaggi e gli impianti di GNL ubicati nel territorio nazionale e nelle zone marine soggette al diritto italiano in base ad atti internazionali di proprietà o gestiti dalle imprese di gas naturale, compresi gli impianti che forniscono servizi accessori, nonché quelli di imprese collegate necessari per dare accesso al trasporto e alla distribuzione.

La qualifica di cliente idoneo e' attribuita alla seguenti categorie, secondo l’art.22 comma 1 del decreto legislativo n. 164/00:

a) imprese che acquistano il gas per la produzione di energia elettrica, indipendentemente dal livello di consumo annuale, e limitatamente alla quota di gas destinata a tale utilizzo;

b) imprese che acquistano il gas per la cogenerazione di energia elettrica e calore, indipendentemente dal livello di consumo annuale, e limitatamente alla quota di gas destinata a tale utilizzo;

c) clienti finali il cui consumo sia superiore a 200.000 Smc all'anno;

d) consorzi e società consortili il cui consumo, anche come somma dei consumi dei singoli componenti la persona giuridica interessata, sia superiore a 200.000 Smc annui, purché il consumo annuo di ciascun componente sia superiore a 50.000 Smc;

e) clienti che utilizzano il gas prodotto nel territorio nazionale, nel mare territoriale e nella piattaforma continentale italiana da loro stessi o da società' controllate o controllanti o da società sottoposte al controllo di queste ultime;

f) i clienti grossisti e le imprese di distribuzione del gas per il volume di gas naturale consumato dai loro clienti nell'ambito del loro sistema di distribuzione.

I clienti finali che alla data di entrata in vigore del decreto legislativo n. 164/00 presentano i requisiti richiesti dall’art.22, comma 1, costituiscono circa il 65% dei consumi di gas in Italia.

I clienti idonei hanno la libertà di scegliersi il fornitore e di richiedere ai proprietari delle reti di distribuzione di far transitare il gas acquistato. A partire dal 1 gennaio 2003 il mercato sarà completamente aperto, con il riconoscimento dell’idoneità a tutti i clienti.

Nella tabella seguente è riportata una stima dei clienti idonei, elaborata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

N° Miliardi di metri

cubi/anno Clienti industriali allacciati a Snam, Edison, Sgm

3.200 17,0

Clienti industriali e ospedalieri allacciati a reti di distribuzione

6.148 6,0

Clienti civili con consumi maggiori di 200.000 mc/anno

1.680 0,8

Generatori di elettricità 25 19

Aziende di distribuzione 750

Totale 11.803 42,8

Totale consumi Italia al netto delle perdite 1999

67,0


Quota di apertura mercato Italia 64%

Fonte: Autorità per energia elettrica e gas

L’Autorità per energia, cosi come definito dal D. Lgs n. 164/00, regola il regime di accesso alla rete e ai servizi di rete.

Per quanto attiene l’offerta, nonostante i limiti alle immissioni e alle vendite per singolo operatore, la Snam Spa resta ancora l’operatore dominante. L’ingresso di nuovi operatori, la realizzazione di nuovi impianti di rigassificazione (per il gas naturale liquefatto), può portare a maggior concorrenza senza recare un indebolimento della posizione contrattuale di Eni Spa sul mercato internazionale degli approvvigionamenti.

Particolarmente rilevante ai fini dello sviluppo del mercato è la separazione contabile e societaria per le imprese del gas naturale, disciplinata dall’art.21 del D.Lgs 164/00. In particolare, a decorrere dal 1° gennaio 2002 l’attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale è oggetto di separazione societaria, da tutte le altre attività del settore gas, ad eccezione dell’attività di stoccaggio, che è comunque oggetto di separazione contabile e gestionale dall’attività di trasporto e dispacciamento e di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas.

Entro lo stesso termine l’attività di distribuzione del gas naturale e oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas.

Entro lo stesso termine la vendita di gas naturale può essere effettuata unicamente da società che non svolgano alcuna altra attività nel settore del gas naturale, salvo l’importazione, l’esportazione, la coltivazione e l’attività di cliente grossista.

4.2.4. Confronto tra il mercato del gas e quello elettrico

La liberalizzazione del mercato del gas presenta sostanziali differenze rispetto alle novità introdotte dalla liberalizzazione del mercato elettrico. In particolare il decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79, emanato in attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per la liberalizzazione del mercato interno dell’energia elettrica, individua i clienti idonei ma limita tale diritto a circa il 30% (non considera gli effetti derivanti dalla creazione di consorzi tra clienti) del mercato elettrico, non prevedendo inoltre alcun termine per la completa liberalizzazione.

Per quanto attiene al mercato del gas il decreto legislativo n. 164/00 riconosce l’idoneità ad un più ampio numero di categorie di clienti rispetto a quelli sino ad oggi ricadenti sotto il regime di sorveglianza previsto dalle delibere del CIPE, tale soglia di consumo inoltre non è più limitata agli usi industriali o ospedalieri ma si applica indipendentemente dalla tipologia di consumo (in particolare, la soglia di passaggio delle utenze da prezzi amministrati, o tariffe, a prezzi sorvegliati era fissata dal provvedimento CIP n. 22/87 a 200.000 mc; nell’ambito del regime di sorveglianza, Snam Spa, Confindustria e le associazioni delle aziende di distribuzione del gas naturale hanno stipulato accordi quadro nei quali sono state definite modalità di accertamento di consumo annuo di gas naturale limitatamente ai clienti industriali e ospedalieri).

4.2.5. Il gas naturale in Italia

Nel 1999 il gas naturale ha coperto il 31% (56 milioni di TEP, ovvero 67,9 miliardi di mc) dell’intero fabbisogno energetico nazionale (181,4 milioni di TEP). La domanda di gas naturale è stata soddisfatta per circa 1/3 dalla produzione nazionale, garantita per l’89% dall’ENI.


Fabbisogno energetico nazionale

Fonte %

Gas naturale 31

Fonti rinnovabili 7

Prodotti petroliferi 51

Combustibili solidi 6

Altro 5

Fonte Snam

I fabbisogni di gas naturale sono così ripartiti:

Settori Consumi

Miliardi di mc

%

Industria 19,3 28,4

Termoelettrico 20,2 29,8

Usi non energetici 1,2 1,8

Trasporti 0,4 0,6

Residenziale e

terziario

26,2 38,6

Altro 0,6 0,8

Totale 67,9 100

Fonte Snam

La diffusione dell’impiego del gas naturale ha conosciuto negli ultimi anni un notevole sviluppo nell’ambito dei paesi comunitari.

Il mercato europeo del gas presenta un tasso di crescita stimato per il 2005 oltre il 3% in conseguenza degli sviluppi tecnologici (cicli combinati a rendimenti sempre più alti e costi sempre minori) e dei maggiori vincoli ambientali in tutti i paesi europei. L’Italia rappresenta il terzo mercato europeo dopo il Regno Unito e la Germania. La crescita è guidata dallo sviluppo del impiego del gas negli usi termoelettrici (+5,4% nel 2005).

In Italia nei primi 9 mesi dell’anno 2000 si è registrata una forte espansione del gas naturale in particolare per gli usi termoelettrici (+20,9%); significativi anche gli incrementi relativi agli usi industriali (+5,5%) e agli usi domestici (+2,7%).

Il trasporto del gas naturale è realizzato da una rete di metanodotti lunga oltre 30.000 km. (Al 31 dicembre 1999, 29.000 km appartenevano alla SNAM) che copre l’intero territorio nazionale. La Snam si occupa di approvvigionamento, trasporto e distribuzione del gas.

La riforma dell’accise dei prodotti energetici che determina le aliquote applicate in funzione della quantità di CO2 emessa dal combustibile (Carbon Tax), proprio con l’intenzione di penalizzare in modo progressivo l’uso delle fonti energetiche a maggior impatto ambientale, contribuisce ad incrementare queste stime a favore del gas naturale, per sua stessa natura considerato un combustibile pulito. Inoltre la liberalizzazione del


mercato elettrico determinerà una crescita del consumo di gas nella fase di produzione, determinando una crescita dei consumi.

I recenti impieghi del gas naturale nella micro cogenerazione per usi di piccola e taglia, e nelle celle a combustibile fanno prevedere un incremento di tale fonte.

In Italia, la quasi totalità del gas naturale viene trasportato dalla Snam fino agli utilizzatori. Successivamente, il servizio di distribuzione urbana del gas naturale è riservato ai Comuni, con gestione diretta, attraverso le aziende municipalizzate o ad aziende private in regime di concessione. La consegna del gas alle grandi utenze industriali ed ospedaliere viene effettuata dalla SNAM che provvede direttamente all’approvvigionamento degli utenti allacciati alla propria rete.

I prezzi di fornitura e le condizioni contrattuali utilizzati dalle grandi utenze industriali sono oggetto di contrattazioni tra SNAM, Confindustria e Confapi. I prezzi di fornitura per le Aziende Distributrici sono regolati da accordi validi su scala nazionale stipulati tra la SNAM e le associazioni rappresentative dei comuni (ANCI), delle aziende a partecipazione pubblica e dei concessionari privati.

4.2.6. Fornitura per produzione di energia elettrica

La fornitura di gas naturale ai produttori di energia elettrica per cessione a terzi sono regolate da accordi sottoscritti tra SNAM e UNAPACE (Unione Nazionale Aziende Produttrici e Consumatrici di Energia Elettrica) in data 1-06-1998 con validità fino al 31-12-2006.

Con la delibera n. 16 dell’11 marzo 1998, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha stabilito che agli utenti dotati di impianto di cogenerazione si applicano le aliquote dell’imposta di consumo e dell’addizionale regionale previste per la produzione di energia elettrica ma solo per 0,250 mc ogni kWh autoprodotto.


4.3. La produzione di energia elettrica in Italia da impianti di cogenerazione – Panorama degli impianti di autoproduzione

Di seguito vengono riportate alcune tavole descrittive della situazione della cogenerazione in Italia nell’anno 1999. I dati riportati sono tratti dalla pubblicazione statistica “I produttori industriali di energia elettrica in Italia – edizione 1999”. La pubblicazione è realizzata a cura di UNAPACE, società legata a Confindustria, che associa circa 200 imprese che complessivamente garantiscono la copertura di circa ¼ del fabbisogno elettrico del paese.

I dati riportati comprendono indistintamente sia i valori riguardanti gli autoproduttori, sia quelli relativi ai produttori autonomi di seguito accomunati con il termine di “produttori industriali”.

Circa 20 delle imprese associate sono classificate nella categoria dei produttori (comprendenti gli operatori che cedono in misura prevalente l’energia elettrica alla rete o a terzi), oltre 100 in quella degli autoproduttori (soggetti che destinano l’energia elettrica da loro prodotta a prevalete utilizzo proprio o di imprese consociate), circa 50 sono i produttori da fonti rinnovabili e 10 gli acquirenti grossisti.

Nella pubblicazione è illustrato il quadro della produzione di energia elettrica in Italia con particolare riferimento al settore dell’autoproduzione e della produzione autonoma.

4.3.1. Inquadramento storico

A seguito della nazionalizzazione, avvenuta nel 1963, solo l’ENEL e le Aziende municipalizzate avevano il diritto di produrre, distribuire e vendere elettricità, mentre gli altri operatori potevano generare elettricità unicamente per i propri consumi (operando come autoproduttori). Nel 1991, la legge n. 9, ha liberalizzato la produzione dell’elettricità purchè legata ad impianti di cogenerazione, fonti rinnovabili e utilizzo di rifiuti o residui, con possibilità di autoconsumare o di cedere alla rete nazionale.

4.3.2. La cogenerazione nella produzione termoelettrica

Il 94 % della produzione termoelettrica lorda (52,2 TWh su 55,5 TWh) è effettuata dai produttori industriali utilizzando fonti rinnovabili o assimilate. In particolare:

a) 42.372 GWh sono prodotti in cogenerazione con combustibili commerciali;

b) 7.221 Gwh sono prodotti in cogenerazione con combustibili di recupero;

c) 2.560 Gwh sono prodotti utilizzando combustibili o energia di recupero.

Tale suddivisione è evidenziata in fig. 5-1 .

I risultati indicano che il contributo dei produttori industriali rappresenta circa il 94% della produzione di energia elettrica in cogenerazione e circa il 97% del calore utile (attualmente nessun impianto ENEL funziona in cogenerazione). Nella tabella xx si riportano i valori relativi alla produzione lorda, al calore introdotto ed al calore utile, disaggregati per tipologia di impianto di cogenerazione.

Nel 1999 si è registrata l’entrata in servizio di un numero significativo di impianti di piccola taglia (fino a 1500 kW) che utilizzano motori a combustione interna, prevalentemente in cogenerazione


IMPIANTI NON COMBINATI CONCOMBUSTIBILI COMMERCIALI

33235,99%

IMPIANTI NON COMBINATI CONCOMBUSTIBILI O ENERGIA DI

RECUPERO2560

4,61%

IMPIANTI COMBINATICALORE – ENERGIA

4959289,4%

IMPIANTI COMBINATICON COMBUSTIBILI O

ENERGIA DI RECUPERO(7221)

(13,02%)

Produzione industriale termoelettrica in Italia nel 1999

(valori in GWh)

Fig. 5 - Suddivisione della produzione termoelettrica da parte dei produttori industriali.

Alcuni dati di sintesi della situazione energetica nazionale relativamente alla cogenerazione in Italia

Tab.1 - BILANCIO DELL’ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA

(Valori in GWh)

1999 1998 Variazione %

Produzione totale lorda 265.657 259.789 +2,3

Servizi ausiliari della produzione (-) 12.920 12.843 +0,6

Produzione totale netta 252.737 246.943 +2,3

Saldo importazioni (+) 42.010 40.732 +3,1

Pompaggi (-) 8.903 8.358 +6,5

Energia sulla rete italiana per il consumo 285.844 279.317 +2,3

Perdite di rete (-) 18.560 18.508 +0,3

Consumi 267.284 260.809 +2,5

Fonte: GRTN


Tab.2 - PRODUZIONE LORDA DI ENERGIA ELETTRICA CONFROTATA CON QUELLA DEI PRODUTTORI INDUSTRIALI

(Valori in GWh)

Totale Italia Produttori industriali

Tipologia di impianto 1999 1998 Variazione

%

1999 1998 Variazione

%

Termoelettrico 209.068 207.970 +0,5 55.475 50.668 +9,5

Idroelettrico 51.777 47.365 +9,3 7.648 7.117 +7,5

Geotermoelettrico 4.403 4.214 +4,5 - - -

Eolico e fotovoltaico 409 237 +72,6 382 215 +77,7 TOTALE 265.657 259786 +2,3 63.505 58.000 +9,5

Fonte: UNAPACE


Tab. 3 -GRUPPI TERMOELETTRICI DEI PRODUTTORI INDUSTRIALI IN SERVIZIO Situazione al 31.12.1999

Combinati calore/energia

Classe di potenza dei

gruppi

con turbina a vapore a

contropression

con turbina a vapore a cond. con spill

con motore a combustione interna

con turbina a gas

a ciclo comb. gas/vapore

totale numero dei gruppi

MW n° MW n° MW n° MW n° MW n° MW n° MW

da 0 a 1 26 15,488 2 1,600 181 93,030 6 4,560 - - 215 114,678

da 1 a 5 184 499,451 22 63,950 54 126,668 89 283,133 5 20,541 354 993,743

da 5 a 10 53 379,036 16 114,625 1 5,100 17 118,662 12 92,740 99 710,163

da 10 a 25 28 472,010 17 335,365 - - 9 137,480 14 208,797 68 1.153,652

da 25 a 50 4 162,275 15 481,500 - - 2 74,000 13 482,680 34 1.200,455

oltre 50 5 333,250 14 1.166,000 - - 1 127,000 33 4.078,400 53 5.704,650

TOTALE 300 1861,51 86 2136,04 236 224,798 124 744,835 77 4.833,158 823 9.877,341

Non combinati energia/calore

con turbina a condensazione

con motore a combustione

interna

con turbina a gas totale numero dei gruppi

Classe di potenza dei

gruppi

MW n° MW n° MW n° MW n° MW

da 0 a 1 2 0,567 84 35,955 - - 86 36,522

da 1 a 5 13 28,580 21 40,707 3 9,575 37 78,862

da 5 a 10 4 32,400 - 0 12 86,120 16 118,520

da 10 a 25 7 119,500 1 22,384 2 36,350 10 178,234

da 25 a 50 10 330,500 - 0 - - 10 330,500

oltre 50 3 480,000 - 0 - - 3 480,000

TOTALE 39 991,547 106 99,046 17 132,045 162 1222,638

Fonte: UNAPACE


Tab. 4 - CALORE TOTALE INTRODOTTO E CALORE UTILE PRODOTTO NEGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE DI TERZI – ANNO 1999

(Stima basata su un campione che copre il 30% della produzione totale di energia elettrica da

cogenerazione)

CON TURBINA A VAPORE

A CONTROPRESSIONE

CON TURBINA A

VAPORE A CONDENS. E

SPILLAMAMENTO

CON MOTORE A

COMBUSTIONE

INTERNA TIPO DI

COMBUSTIBILE Prod. lorda [GWh

]

Caloreintrod.

[ktep]

Calore utile

[ktep]

Prod. lorda

[GWh]

Caloreintrod. [ktep]

Calore utile

[ktep]

Prod. lorda

[GWh]

Calore introd. [ktep]

Calore utile

[ktep]

Carbone 441 132,6 80,2 - - - - - -

Prodotti petroliferi 2134 959,1 641,5 5256 2688,2 1378,3 132 37,2 13,9

Gas naturale 2934 1842,3 1358,3 3557 1799,2 958,9 917 256,1 121,5

Gas derivati 47 84,1 71,4 336 309,3 189,8 116 28,8 13,9

Lignite 5 0,6 0,2 - - - - - -

Altri combustibili 674 169,1 80,9 650 291,5 136,5 59 15,4 7,1

TOTALE 6235 3187,8 2232,5 9799 5088,2 2663,5 1224 337,5 156,4

segue CON TURBINA A GAS A CICLO COMBINATO

GAS/VAPORE

TOTALE

TIPO DI COMBUSTIBILE

Prod. lorda

[GWh]


Calore utile

[ktep]

Prod. lorda

[GWh]


Calore utile

[ktep]

Prod. lorda

[GWh]

Calore introd. [ktep]

Calore utile

[ktep]

Carbone - - - - - - 441 132,6 80,2

Prodotti petroliferi 465 119,6 57,5 3192 1210,9 514 11179 5015 2605,2

Gas naturale 3897 1344,6 704,2 25479 7160,4 2303,8 36784 12402,6 5446,7

Gas derivati - - - 2222 735,0 211,1 2721 1157,2 486,2

Lignite - - - - - - 5 0,6 0,2

Altri combustibili 49 12,6 5,9 112 37 10,6 1544 525,6 241,0

TOTALE 4411 1476,8 767,6 31005 9143,3 3039,5 52674 19233,6 8859,5

Fonte: UNAPACE

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Cogenerazione Italia: la situzione ad oggi