Gse rapporto attività 2013

2 Rapporto Attività 2013
SOMMARIO
LE ATTIVITÀ DEL GESTORE DEI SERVI ZI ENERGETI CI 3
IL RAPPO RTO IN SINTESI 6
1 IL CONTESTO NAZIO NALE E INTERNAZIO NALE 11
1.1 VERSO IL 2030, LE NUOVE PO LITI CHE EUROP EE 12
1.2 I PROGRESSI DELL’IT ALIA NEL SETTO RE DELLE RINNOVABILI:
IL SECONDO PROGRESS REPO RT 13
1.3 LA STRATEGIA ENERGETI CA NAZIO NALE 15
2 INCENTIV AZIO NE E RITI RO DELL’ENERGIA ELETT RICA 19
2.1 INTRODUZIO NE 20
2.2 IL CIP 6/92 22
2.2.1 RISULTATI NEL PERIO DO 2001-2012 22
2.2.2 ENERGIA CIP 6 RITI RATA NEL 2013 E ASSEGNAZIO NE DI CAPACITÀ AI CLIENTI FINALI 25
2.3 IL CONTO ENERGIA 25
2.3.1 CONTO ENERGIA PER GLI IMPI ANTI FOTOVOLTAICI 26
2.3.2 CONTO ENERGIA PER GLI IMPI ANTI SOLARI TERMODINAMICI 35
2.4 I CERTI FICATI VERDI E LE TARIFFE ONNICOMPRENSIV E 37
2.4.1 QUALIFICA DEGLI IMPI ANTI ALIMENTATI DA FONTI RINNOVABILI 37
2.4.2 CERTI FICATI VERDI 40
2.4.3 TARIFFE ONNICOMPRENSIV E 49
2.5 GLI INCENTIVI INTRODOTTI DAL D.M. 6 LUGLIO 2012 52
2.5.1 I NUOVI MECCANISMI DI INCENTIV AZIO NE 52
2.5.2 I BANDI PER I REGISTRI E LE ASTE 53
2.5.3 IMPI ANTI IN ESERCIZIO QUALIFICATI NEL CORSO DEL 2013 54
2.6 IL CONTATORE DELLE FONTI RINNOVABILI ELETT RICHE
DIV ERSE DAL FOTOVOLTAICO 55
2.7 I SERVI ZI DI RITI RO DELL’ENERGIA: RITI RO DEDICATO E SCAMBIO SUL PO STO 56
2.7.1 RITI RO DEDICATO 56
2.7.2 SCAMBIO SUL PO STO 58
2.8 IL PROCESSO DI RECUPERO CREDITI 59
3 GESTIO NE DELL’ENERGIA ELETT RICA 63
3.1 PARTECIP AZIO NE AL MERCATO ELETT RICO 64
3.1.1 I MERCATI ELETT RICI IN CUI OP ERA IL GSE 65
3.1.2 RICAVI DERIV ANTI DALLA VENDIT A DELL’ENERGIA SUL MERCATO 65
3.1.3 GLI ONERI DI SBILANCIAMENTO 66
3.1.4 ANDAMENTO DEL PREZZO UNICO NAZIO NALE (PUN) 67
3.1.5 SERVI ZI DI SUPPO RTO PER L’ACQUISTO DI ENERGIA ELETT RICA SUL MERCATO 68
3.2 PREVI SIO NE DELLA PRODUZIO NE ELETT RICA E MANCATA PRODUZIO NE EOLICA 68
3.2.1 PREVI SIO NE DELLA PRODUZIO NE ELETT RICA 68
3.2.2 PROGETTO METERING SATELLIT ARE 70
3.2.3 MANCATA PRODUZIO NE EOLICA 71
3.3 GESTIO NE DELLE MISURE DELL’ENERGIA ELETT RICA 72
3.3.1 LE ATTIVITÀ RELATIV E ALLE GESTIO NE DELLE MISURE 72
3.3.2 LA GESTIO NE DELLE MISURE NEL 2013 73
4 ONERI DI INCENTIV AZIO NE DELL’ENERGIA ELETT RICA 77
4.1 COSTI PER L’INCENTIV AZIO NE E L’ACQUISTO DELL’ENERGIA ELETT RICA 78
4.2 RICAVI DELLA VENDIT A DELL’ENERGIA ELETT RICA 79

Rapporto Attività 2013 3

4.3 FABBISOGNO ECONOMICO E GETTITO DELLA COMPO NENTE A3 79
5 CERTI FICAZIO NE DEGLI IMPI ANTI E DELL’ENERGIA ELETT RICA 83
5.1 LA GARANZIA DI ORIGINE DA FONTI RINNOVABILI 84
5.2 LA FUEL MIX DISCLOSURE 85
6 COGENERAZIO NE, CERTI FICATI BIANCHI E CONTO TERMICO 89
6.1 LA COGENERAZIO NE 90
6.2 I CERTI FICATI BIANCHI 93
6.3 IL CONTO TERMICO 97
7 IL SISTEMA DI IMMISSIO NE IN CONSUMO DEI BIO CARBURANTI 101
8 VERIFICHE E ISPEZIO NI SUGLI IMPI ANTI 113
8.1 VERIFICHE SUGLI IMPI ANTI ALIMENTATI DA FONTI RINNOVABILI 115
8.2 VERIFICHE SUGLI IMPI ANTI FOTOVOLTAICI INCENTIV ATI CON IL CONTO ENERGIA 116
8.3 VERIFICHE SUGLI IMPI ANTI DI COGENERAZIO NE
ABBINATA AL TELERISCALDAMENTO 116
8.4 VERIFICHE SUGLI IMPI ANTI DI COGENERAZIO NE AD ALTO RENDIMENTO 116
8.5 VERIFICHE SUGLI IMPI ANTI CIP 6/92 E SUGLI IMPI ANTI DI COGENERAZIO NE 117
9 STOCCAGGIO VI RTUALE DEL GAS NATURALE 119
10 EMISSIO NI DI GAS SERRA 125
10.1 EMISSIO NI DI GAS SERRA, IL RUOLO DEL GSE 126
10.2 EU ETS, COLLOCAMENTO ALL’ASTA DELLE QUOTE DI EMISSIO NE IT ALIANE 126
10.3 SEGRETERIA TECNICA DEL COMIT ATO ETS: PI CCOLI EMETTITO RI 130
11 STUDI, STATI STI CHE E SERVI ZI SPECIALISTI CI 133
11.1 ELABORAZIO NE DI STUDI E RAPPO RTI SPECIALISTI CI 134
11.2 LE STATI STI CHE SULLE ENERGIE RINNOVABILI 136
11.3 I SERVI ZI SPECIALISTI CI PER LA PUBBLICA AMMINISTRAZIO NE 139
12 ATTIVITÀ INTERNAZIO NALI E DI SOSTEGNO ALLA FILIERA 143
12.1 COLLABORAZIO NI NELL’AMBITO DI INIZIATIV E E ORGANIZZAZIO NI 144
12.2 CONTRIBUTO TECNICO ALLE INIZIATIV E INTERGOVERNATIV E DI SETTO RE 146
12.3 PARTECIP AZIO NE A PROGETTI 146
12.4 MONITO RAGGIO DELLE PO LITI CHE EUROP EE E INTERNAZIO NALI
PER L’ENERGIA E IL CLIMA 147
12.5 IL PROGETTO CORRENTE 147
13 ATTIVITÀ INFORMATIV E 155
13.1 IL CONTACT CENTER DEL GSE 156
13.2 LE ATTIVITÀ DI INFORMAZIO NE 161

LE ATTIVITÀ DEL GESTORE
DEI SERVIZI ENERGETICI
Rapporto Attività 2013

Le attività del Gestore dei Servizi Energetici
IL RAPPORTO IN SINTESI
Il ruolo del Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A. a servizio del sistema energe-tico
nazionale è diventato, nel corso degli ultimi anni, sempre più rilevante. Principale
mission del GSE è la promozione e l’incentivazione delle fonti rinnovabili e dell’effi-cienza
energetica.
Obiettivo del presente rapporto è esporre le attività svolte nel corso dell’anno 2013,
illustrando in maniera puntuale i principali dati relativi ai servizi erogati dalla società.
Il 2013 ha visto la fine del meccanismo storico dedicato all’incentivazione degli impianti
fotovoltaici: il 6 luglio, decorsi 30 giorni dal raggiungimento dei 6,7 miliardi di euro del
costo indicativo cumulato annuo degli incentivi, il Conto Energia ha cessato di applicarsi.
Grazie a tale sistema di incentivazione sono stati realizzati oltre 550.000 impianti foto-voltaici,
cui corrisponde una potenza di 17.623 MW.
Per quanto riguarda gli altri tipi di impianti a fonti rinnovabile, a fine anno ne risultano
qualificati dal GSE per il rilascio dei Certificati Verdi o delle Tariffe Onnicomprensive,
in esercizio, oltre 5.200, di cui circa 4.100 di nuova costruzione e i restanti soggetti a
interventi di rifacimento, potenziamento o riattivazione. Il maggior numero di impianti si
riferisce alla fonte idraulica, seguita nell’ordine dagli impianti a biogas, eolici e a bioliquidi.
Oltre 24 milioni di Certificati Verdi sono stati emessi per le produzioni del 2013. Circa
2.700 impianti hanno avuto accesso al sistema delle Tariffe Onnicomprensive, con una
remunerazione percepita nel corso dell’anno pari a quasi due miliardi di euro, a fronte di
una produzione totale di circa 7,5 TWh.
Per quanto riguarda gli impianti che ancora usufruiscono del meccanismo incenti-vante
CIP 6, alimentati sia da fonti rinnovabili sia da fonti assimilate, si è registrata a
fine 2013 una diminuzione nel numero delle convenzioni e della potenza incentivata;
l’energia ritirata nel 2013 è risultata pari a quasi 16 TWh, oltre 6 TWh in meno rispetto
all’anno precedente.
Nel 2012, con il D.M. 6 luglio, sono stati introdotti i nuovi meccanismi di incentivazione
delle fonti rinnovabili diverse da quella solare. A fine 2013 la gestione dei nuovi mecca-nismi
di sostegno è oramai pienamente operativa: le richieste pervenute al GSE nel 2013
per l’iscrizione degli impianti ai registri e alle aste per l’accesso ai nuovi incentivi sono
state 987, per una potenza complessiva pari a quasi 1.700 MW.
Nel corso del 2013 il GSE ha gestito quasi 60.000 convenzioni di Ritiro Dedicato, cui è
corrisposto il ritiro di circa 25 TWh di energia per un controvalore vicino agli 1,8 miliardi
di euro. A fine 2013 risultano attive circa 390.000 convenzioni per lo Scambio sul Posto,
per una potenza totale che si aggira sui 3,7 GW.
Sempre con riferimento al settore elettrico, oltre alla gestione dei meccanismi di incenti-vazione
e di ritiro dell’energia, il GSE è attivo anche nello svolgimento di altri servizi, quali
il calcolo della mancata produzione eolica (MPE), la determinazione del mix energetico
nazionale (Fuel Mix Disclosure), il rilascio delle garanzie di origine da fonti rinnovabili (GO
e RECS) e da cogenerazione ad altro rendimento (GOc).
Complessivamente, per quanto riguarda il settore elettrico, nel solo 2013 il GSE ha ge-stito
oltre 2,6 miliardi di dati di misura.
Al fine di verificare la sussistenza dei requisiti previsti dalla normativa per poter bene-ficiare
dei diversi meccanismi di incentivazione e promozione, è proseguita nel 2013
l’attività di controllo del GSE sugli impianti in esercizio e in costruzione. Le verifiche,

7
Rapporto Attività 2013 Le aiitttvà del Geeorst dei Seiirvz Eceegiinrt
Il Rapporto in sintesi
improntate a criteri di trasparenza, affidabilità e non discriminazione, sono state 2.654,
per una potenza totale di circa 3.760 MW.
Complessivamente, nel 2013 il GSE ha sostenuto costi per il rilascio degli incentivi e la
gestione dei servizi per un ammontare pari a circa 15,1 miliardi di euro. I ricavi, derivanti
principalmente dalla vendita di circa 50 TWh di energia elettrica sul mercato, si sono
aggirati sui 3,3 miliardi di euro. Ne è risultato un fabbisogno economico netto di circa
11,8 miliardi di euro.
Nel 2013 sono anche state avviate le nuove attività del GSE dedicate alla promozione
dell’efficienza energetica e delle rinnovabili termiche: la gestione del Conto Termico (già
al primo anno di applicazione di questo innovativo schema di incentivazione sono per-venute
circa 3.200 domande) e dei Certificati Bianchi (ricevute circa 21.700 richieste a
fronte delle quali sono stati emessi oltre 5,9 milioni di Certificati). Tali attività si sono
affiancate ad un’altra già gestita dal GSE nel settore dell’efficienza energetica, ovverosia
il riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento (oltre 900 le richieste CAR
presentate nel 2013, corrispondenti a quasi 14 GW di potenza).
A partire dal 2013, inoltre, il GSE gestisce operativamente, a supporto del Ministero
dello Sviluppo Economico, anche il sistema dell’obbligo di immissione in consumo dei
biocarburanti per i fornitori di benzina e gasolio. Nel 2013 sono stati rilasciati oltre 1,8
milioni di Certificati di Immissione in Consumo.
Nel 2013 il GSE ha continuato a svolgere un ruolo importante per garantire una mag-giore
concorrenzialità nel mercato del gas naturale, con particolare riferimento ai servizi
relativi allo stoccaggio virtuale.
Nell’ambito del sistema europeo dell’Emission Trading, nel 2013 il GSE, in qualità di
Auctioneer per l’Italia, ha collocato sulla piattaforma d’asta comune quasi 88 milioni di
quote di emissione valevoli per il periodo 2013-2020, con un ricavo totale pari a circa
386 milioni di euro da destinare al bilancio dello Stato.
Secondo quanto stabilito dal D.Lgs. n. 28/2011, il GSE svolge attività di supporto istitu-zionale,
conduce studi ed è responsabile del monitoraggio statistico, tecnico, economico,
occupazionale ed ambientale dello sviluppo delle energie rinnovabili. In questo contesto,
ad esempio, nel 2013 è stata redatta la seconda relazione biennale sui progressi compiuti
per il raggiungimento degli obiettivi sulle fonti rinnovabili (Progress Report), inviata dal
MiSE alla Commissione Europea. Il GSE svolge, inoltre, attività di supporto specialistico
in ambito energetico a sostegno delle Pubbliche Amministrazioni.
Il 2013 è stato un anno particolarmente significativo per il dibattito sulle politiche ener-getiche
europee, e lo è stato di conseguenza anche per le attività internazionali del GSE
condotte principalmente a supporto del Ministero dello Sviluppo Economico: si segna-lano
ad esempio le collaborazioni nell’ambito di organizzazioni internazionali quali IEA e
IRENA, la partecipazione a iniziative intergovernative quali l’IP EEC e a progetti finanziati
dalla Commissione Europea quali la CA-RES.
Sempre nel 2013, il GSE, con il progetto Corrente, ha proseguito il suo impegno a so-stegno
della filiera nazionale delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica, svol-gendo
un servizio informativo sulle opportunità di investimento e promuovendo la va-lorizzazione
delle aziende italiane.
Il GSE esegue una costante attività di informazione e formazione, come peraltro pre-visto
dal D.Lg. 28/2011 che gli ha affidato un ruolo centrale in tale ottica. A tale scopo
si avvale di una pluralità di strumenti: sito web istituzionale, canali social, pubblicazione

8
Rapporto Attività 2013 Le aiitttvà del Geeorst dei Seiirvz Eceegiinrt
Il Rapporto in sintesi
di guide, studi e rapporto tematici, partecipazione a fiere, seminari e corsi di forma-zione
e, naturalmente, Contact Center, che nel 2013 ha gestito circa 1 milione di richieste
di informazione.
In sintesi, il presente rapporto testimonia, anche per il 2013, l’ampiezza e la complessità
delle attività gestite dal GSE, che rappresenta oramai uno degli attori principali su cui
sono incentrati la promozione, il monitoraggio e lo sviluppo equilibrato e sostenibile delle
energie rinnovabili e dell’efficienza energetica in Italia.

1
IL CONTESTO NAZIONALE
E INTERNAZIONALE

Il Contesto Nazionale e Internazionale 1
1.1 VERSO IL 2030, LE NUOVE POLITICHE EUROPEE
Negli ultimi anni è cresciuta notevolmente la sensibilità della comunità internazionale
verso i temi della sostenibilità ambientale e della sicurezza energetica, sia nei paesi di
storica industrializzazione sia nei paesi in via di sviluppo. Il settore energetico appare
cruciale non solo in termini di competitività ma anche in termini di sostenibilità. L’energia
pesa, infatti, per due terzi delle emissioni mondiali di gas ad effetto serra.
L’approssimarsi del 2020, anno per il quale sono stati identificati obiettivi specifici in ma-teria
di ambiente ed energia, ha reso necessario a livello europeo l’avvio di un intenso dia-logo
tra istituzioni comunitarie e Stati membri per adottare nuove politiche energetiche.
Ciò al fine di coniugare le esigenze di tutela ambientale con la costruzione di un quadro
di sviluppo economico sostenibile che permetta il superamento dell’attuale congiuntura
di crisi e restituisca nuove prospettive di stabilità e crescita agli investitori europei.
Nel 2013 la pubblicazione del Libro verde in materia di politica energetica e climatica
al 2030 ha coinvolto, in un ampio processo di consultazione pubblica, stakeholder isti-tuzionali
e privati. Al centro del dibattito europeo c’è la definizione di nuovi target per
rinnovabili, efficienza energetica e gas ad effetto serra, oltre quelli al 2020 definiti dalla
Commissione europea nel 2008. Obiettivo dell’UE è quello di rispondere, da una parte,
alla sfida posta dai cambiamenti climatici e, dall’altra, all’esigenza di dover garantire la
competitività del sistema produttivo attraverso soluzioni economicamente efficienti .
Come espresso dalle istituzioni comunitarie e dai vari stakeholder nella fase di consulta-zione,
le soluzioni di politica energetica da adottare dovranno ancora una volta garantire
la sicurezza degli approvvigionamenti e la stabilità, nel lungo periodo, dello scenario di
riferimento al fine di ridurne l’impatto sul costo degli investimenti.
Al processo di consultazione del Libro verde ha fatto seguito, a distanza di pochi mesi, l’a-dozione
della Comunicazione della Commissione sul quadro politico 2030 in materia di
clima ed energia, volta a rinnovare e innovare il sistema identificato nel 2008, mettendo
al centro delle scelte europee un sistema energetico sostenibile, competitivo e sicuro,
capace di ridurre la dipendenza dalle importazioni e di determinare nuove opportunità
di lavoro. Le soluzioni proposte dalla Commissione vanno verso:
◦◦ l’adozione di un obiettivo vincolante per la riduzione dei gas serra del 40% ri-spetto
ai livelli del 1990, con una ridefinizione delle modalità di funzionamento
del sistema dell’Emission Trading volta a mitigare il problema delle eccedenze di
quote di CO2 attraverso la costituzione di una riserva per la stabilità del mercato;
◦◦ la fissazione di un obiettivo vincolante sulle energie rinnovabili, globale per tutta
l’Unione europea, pari al 27%, per il raggiungimento del quale è lasciata ai singoli
Stati membri la flessibilità di trasformare il proprio sistema energetico nel modo
più appropriato a seconda delle esigenze nazionali;
◦◦ la definizione di un ruolo per l’efficienza energetica, da stabilire a valle della valu-tazione
dei piani di azione da sviluppare entro la fine del 2014.
I nuovi obiettivi europei si accompagneranno all’utilizzo di una serie di indicatori per la
valutazione dei progressi compiuti, tra cui: i differenziali di prezzo dell’energia, la dipen-denza
dall’estero, lo sviluppo delle interconnessioni. Il quadro descritto sarà accompa-gnato
dalla costruzione di una nuova governance basata su piani nazionali per un’energia
più competitiva, sicura e sostenibile, adottati e aggiornati attraverso un processo ite-rativo
tra istituzioni europee e Stati membri. Su questa proposta della Commissione si
esprimerà il Consiglio nel prossimo autunno.
Naturalmente la discussione sugli obiettivi porta con sé anche quella sugli strumenti per
raggiungerli. In tal senso, particolare rilievo assume, nel 2013, la Comunicazione della

Rapporto Attività 2013 1 Il Contesto Naz ioaeln e In taenrz ioaeln 13
I progressi dell’Italia nel settore delle rinnovabili: il secondo Progress Report
Commissione europea relativa all’intervento pubblico per favorire la completa realiz-zazione
del mercato interno. In questo documento sono identificate due linee di azione.
La prima linea di azione è improntata verso la definizione di sistemi di incentivazione
basati sul “principio di necessità e regressione”: il sostegno deve essere limitato solo a
quelle tecnologie che non riescono ad essere competitive e gli incentivi devono essere
parametrizzati in modo tale da andare verso la riduzione dei costi di produzione (anche
al fine di esporre gradualmente le rinnovabili a segnali di prezzo). Per quanto concerne
la seconda linea di azione, la Commissione europea chiede agli Stati membri la predi-sposizione
di sistemi di riserva di capacità, per i quali è necessaria in primis un’analisi dei
proprio mercato e poi l’introduzione di strumenti di flessibilità che tengano conto delle
tecnologie disponibili, anche con l’obiettivo di facilitare la gestione intelligente delle reti.
Gli strumenti di supporto predisposti dagli Stati membri devono stimolare la concor-renza
ed essere, ove possibile, neutrali rispetto alle fonti/tecnologie impiegate. Le Linee
guida sugli Aiuti di Stato in materia di Ambiente ed Energia, oggetto di un processo
di consultazione avviato a fine 2013 e conclusosi recentemente con l’adozione della
Comunicazione della Commissione europea ad aprile 2014, vanno nel solco di tale prin-cipio.
Le citate Linee guida sono complementari al Regolamento di esenzione per cate-goria
approvato a fine maggio.
Globalmente le scelte compiute nel 2013 a livello comunitario hanno ancora una volta sot-tolineato
la necessità che i meccanismi di incentivazione e le misure volte a favorire il con-seguimento
degli obiettivi energetici e climatici rispondano ad una logica cost-effecttive e
non causino alterazione della concorrenza, ovvero la frammentazione del mercato interno.
A livello europeo la sfida consisterà nel conciliare obiettivi sempre più ambiziosi e stru-menti
sempre più efficienti e nel solco della concorrenza. È d’altra parte la strada da
percorrere per proseguire verso la rotta della sostenibilità, cercando di risolvere squilibri
competitivi interni ed esterni al mercato europeo.
1.2 I PROGRESSI DELL’ITALIA NEL SETTORE DELLE
RINNOVABILI: IL SECONDO PROGRESS REPORT
La Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili ha indivi-duato
un quadro comune per la produzione e la promozione dell’energia da fonti rinnovabili.
L’obiettivo globale definito per l’Unione europea (entro il 2020 il 20% del consumo finale
dell’energia dovrà essere soddisfatto mediante le rinnovabili) è stato declinato in obiettivi
specifici per ciascun Paese. La Direttiva 28 ha assegnato agli Stati membri il compito di
definire chiaramente la propria strategia per il raggiungimento dei target attraverso la
predisposizione, nel 2010, di Piani d’Azione Nazionali (PAN) contenenti indicazioni circa
l’individuazione degli obiettivi settoriali e le misure previste per raggiungerli.
A dicembre 2013, così come previsto dalla Direttiva 28, gli Stati membri hanno presentato alla
Commissione europea la seconda relazione biennale sui progressi compiuti per il raggiun-gimento
degli obiettivi (Progress Report) con informazioni aggiornate al 31 dicembre 2012.
Il GSE, come previsto dal D.Lgs. 28/2011, ha elaborato la relazione a supportato del MiSE,
in continuità con il lavoro di collaborazione già svolto per la predisposizione della prima
relazione, nel 2011, e del Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili nel 2010.
Le informazioni contenute nel secondo Progress Report riguardano molteplici aspetti:
dati statistici sull’energia prodotta e consumata, procedure autorizzative, trasmissione e

1 Il Contesto Naz ionale e In ternaz ionale
I progressi dell’Italia nel settore delle rinnovabili: il secondo Progress Report
distribuzione dell’energia elettrica, regimi di sostegno in tutti i settori, disponibilità e uso
delle biomasse e relazione con i prezzi dei prodotti agricoli, emissioni evitate e altri effetti
ambientali, meccanismi di cooperazione internazionale, aggiornamento delle previsioni
di produzione e consumo di energia fino al 2020, ecc.
Sul tema degli incentivi, il Progress Report fornisce un’analisi dettagliata dei regimi di
sostegno vigenti nel biennio considerato. La novità maggiore, rispetto alla relazione pre-cedente,
è rappresentata nel settore elettrico dall’entrata in vigore dei nuovi sistemi
incentivanti previsti dai due D.M. del 5 e 6 luglio del 2012, caratterizzati da meccanismi
di controllo delle quantità (registri e aste). Nel settore termico la new entry è invece il
cosiddetto Conto Termico, introdotto per incentivare i piccoli interventi di efficienza
energetica e le rinnovabili termiche. I risultati e i costi dei meccanismi incentivanti sono
illustrati in maniera dettagliata, come richiesto dalla Commissione europea, che ha rite-nuto
necessario focalizzare l’attenzione non solo sull’efficacia ma anche sull’efficienza
degli strumenti di sostegno.
Un altro tema analizzato accuratamente nel documento riguarda il settore delle bio-masse
a fini energetici: oltre ai dati sulla disponibilità e l’uso delle biomasse, sono
state fornite dettagliate informazioni sulle variazioni nella destinazione d’uso dei ter-reni
agricoli e sulle possibili variazioni riscontrate nei prezzi del mercato delle com-modities
agricole. L’analisi dei dati disponibili suggerisce che i prezzi delle materie
prime agricole continuano prevalentemente a seguire le oscillazioni provenienti dai
mercati internazionali.
Un’importante sezione del Progress Report è dedicata, inoltre, alla stima, effettuata se-condo
l’approccio del Life Cycle Assessment (LCA), delle emissioni evitate di gas a effetto
serra conseguenti allo sviluppo delle energie rinnovabili. I gas serra contabilizzati com-prendono,
coerentemente con l’approccio LCA, le emissioni legate alla produzione della
fonte (upstream), le emissioni relative alla costruzione dell’impianto in cui la fonte ener-getica
viene utilizzata (quando significative) e le emissioni durante l’utilizzo (ad esempio
la combustione) della fonte stessa per produrre energia elettrica, calore o energia per i
trasporti. La diffusione delle rinnovabili nei settori elettricità, riscaldamento e trasporti
ha comportato una crescente riduzione di emissioni di gas climalteranti in Italia negli
ultimi anni: da 56 milioni di tonnellate di CO2eq evitate nel 2009 a 71 milioni nel 2012, con
il contributo prevalente proveniente dal settore elettricità.
Cuore del documento, indispensabile per comprendere il grado di raggiungimento del
target nazionale, è la parte dedicata ai dati statistici riguardanti l’incidenza dei consumi
finali di energia da fonti rinnovabili rispetto ai consumi totali. In Italia, a fine 2012, il 13,5%
dei consumi finali di energia è stato coperto grazie alle fonti rinnovabili (l’obiettivo
previsto per l’Italia dalla Direttiva 2009/28/CE è quello di raggiungere al 2020 il 17%).
Si tratta certamente di un risultato di rilievo. Il dato è peraltro sensibilmente più elevato
rispetto alle indicazioni riportate nel PAN, che prevedeva di raggiungere nel 2012 una
quota percentuale di fonti rinnovabili pari al 9,2%.
Nel corso del 2012 in Italia sono stati consumati complessivamente 16,8 Mtep di energia
da fonti rinnovabili: 8 Mtep nel settore elettrico, 7,4 Mtep nel settore termico e 1,4 Mtep
di energia fornita dai biocarburanti nel settore dei trasporti. Le rinnovabili hanno soddi-sfatto
il 27,4% dei consumi nazionali di energia elettrica e il 12,8% dei consumi nazionali
di energia termica. Nei trasporti, applicando le apposite convenzioni definite a livello
comunitario per l’obiettivo specifico (10% entro il 2020), le rinnovabili hanno coperto
nel 2012 il 5,8% dei consumi totali settoriali.
Tali importanti risultati sono stati raggiunti per diverse ragioni: a causa della rilevante
crescita, negli ultimi anni, delle rinnovabili nel settore elettrico (soprattutto fotovoltaico

La Strategia Energetica Nazionale
seguito da eolico e bioenergie), per il contributo significativo delle rinnovabili nel settore
termico (da imputarsi in particolare alle biomasse e alle pompe di calore), nonché a causa
della riduzione dei consumi totali di energia che ha interessato l’Italia dal 2005 in poi (i
consumi sono passati da 138,7 Mtep nel 2005 a 124,1 Mtep nel 2012).
Anche tenendo in considerazione alcune dei trend che nel corso del 2012 stavano emer-gendo
(poi descritti nel secondo Progress Report), al fine di costruire una prospettiva di
medio-lungo periodo per il settore energetico, il Governo italiano ha approvato nel 2013
la Strategia Energetica Nazionale (SEN), in cui, ad esempio, per le rinnovabili sono stati
individuati obiettivi anche più ambiziosi di quelli imposti dalla Direttiva 28. Nelle figure
1 e 2, è possibile confrontare stato dell’arte, obiettivi e trend del PAN e della SEN in
materia di rinnovabili.
Figura 1-1 ANDAMENTO DELLA QUOTA COMPLESSIVA DI ENERGIA RINNOVABILE
Quota complessiva
di energia rinno-vabile
13,5% 19%
17%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Figura 1-2 QUOTA DI ENERGIE RINNOVABILI: CONSUMO EFFETTIVO E TARGET 2020
Dato rilevato – 2012
Previsioni PAN al 2012
Obiettivo PAN – 2020
Obiettivo SEN – 2020
40% 35~38%
35%
30%
27,4%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
20% 19~20%
17,1% 17%
12,8% 13,5%
10,1%
10%
7,7% 9,2%
5,8%
20,3%
4,7%
26,4%
Nel marzo 2013, al termine di un ampio processo di consultazione pubblica, è stata
approvata con Decreto interministeriale Sviluppo Economico-Ambiente (D.M. 8
marzo 2013), la Strategia Energetica Nazionale ( SEN), primo documento di pro-grammazione
ed indirizzo settoriale a distanza di oltre venti anni dal primo Piano
Energetico Nazionale.
La Strategia, molto attesa dagli operatori del settore, può rappresentare un nodo cruciale per
la crescita sostenibile del Paese e la modernizzazione del comparto energetico nazionale.
20%
15%
10%
5%
0%
prevista nel
Secondo Progress
Report (2013)
Quota complessiva
di energia rinnova-bile
prevista nel
Piano di Azione
Nazionale
(PAN 2010)
Dati rilevati Previsione della Strategia Energetica Nazionale Target fissato per l’Italia dalla Direttiva 2009/28/CE
Settore elettrico Settore termico Settore trasporti Totale energia da FER
1.3 LA STRATEGIA ENERGETICA NAZIONALE

1 Il Contesto Naz ionale e In ternaz ionale
In linea con le prospettive delineate a livello europeo nell’Energy Roadmap al 2050, la
Strategia Energetica Nazionale contempla un doppio orizzonte temporale: 2020 e 2050.
La realizzazione della SEN dovrebbe peraltro consentire un graduale superamento degli
obiettivi europei previsti dal “Pacchetto 20-20-20”.
Questi i risultati attesi al 2020:
a) Riduzione dei costi energetici e progressivo allineamento dei prezzi all’ingrosso
ai livelli europei. È infatti stimato possibile un risparmio di circa 9 Mld € l’anno
sulla bolletta nazionale di elettricità e gas come differenza tra 13,5 Mld € di ri-sparmi
e circa 4-5 Mld € di costi addizionali rispetto al 2012.
b) Superamento di tutti gli obiettivi ambientali europei al 2020. Sono incluse: la
riduzione delle emissioni di gas serra del 21% rispetto al 2005 (obiettivo europeo
18%), la riduzione del 24% dei consumi primari rispetto all’andamento inerziale
(obiettivo europeo 20%) e il raggiungimento del 19-20% di incidenza dell’energia
rinnovabile sui consumi finali lordi (obiettivo europeo 17%). Ci si attende, inoltre,
che le rinnovabili diventino la prima fonte nel settore elettrico al pari del gas con
un’incidenza del 35-38%.
c) Maggiore sicurezza, minore dipendenza di approvvigionamento e maggiore fles-sibilità
del sistema. È prevista una riduzione della fattura energetica estera di circa
14 Mld € l’anno, con la riduzione dall’84% al 67% della dipendenza dall’estero. Ciò
equivale a circa l’1% di PI L addizionale e, ai valori attuali, è sufficiente a riportare
in attivo la bilancia dei pagamenti.
d) Impatto positivo sulla crescita economica grazie ai circa 170-180 miliardi di euro
di investimenti da qui al 2020, sia nella green e white economy (rinnovabili e
efficienza energetica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e gas, rigassifica-tori,
stoccaggi, sviluppo idrocarburi). Si tratta di investimenti privati, solo in parte
supportati da incentivi, e con notevole impatto in termini di competitività e so-stenibilità
del sistema.
Per il raggiungimento di questi obiettivi la strategia si articola in sette priorità con spe-cifiche
misure:
1. promozione dell’efficienza energetica;
2. promozione di un mercato del gas competitivo, integrato con l’Europa con prezzi
ad essa allineati, con l’opportunità di diventare il principale hub sud-europeo;
3. sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per le quali si intende superare gli
obiettivi europei contenendo al contempo l’onere in bolletta;
4. sviluppo di un mercato elettrico pienamente integrato con quello europeo, effi-ciente,
con prezzi competitivi con l’Europa e in cui sia gradualmente integrata la
produzione rinnovabile;
5. ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei car-buranti,
verso un assetto più sostenibile e con livelli europei di competitività e
qualità del servizio;
6. sviluppo sostenibile della produzione nazionale di idrocarburi, con importanti be-nefici
economici e di occupazione e nel rispetto dei più elevati standard interna-zionali
in termini di sicurezza e tutela ambientale;
7. modernizzazione del sistema di governance del settore, con l’obiettivo di rendere
più efficaci e più efficienti i processi decisionali.
In aggiunta alle priorità descritte, in un’ottica di più lungo periodo, la Strategia Energetica
Nazionale propone e accentua l’importanza di azioni a sostegno delle attività di ricerca
e sviluppo tecnologico, funzionali in particolare all’incremento dell’efficienza energetica,
delle fonti rinnovabili e all’uso sostenibile di combustibili fossili.

La Strategia Energetica Nazionale così delineata mira, in linea con il contesto e gli obiet-tivi
europei, a far evolvere il quadro energetico nazionale attuale, investendo in un’eco-nomia
“decarbonizzata” in grado di trasformare i fattori economici di svantaggio compe-titivo
in punti di forza per lo sviluppo del Paese.

2
INCENTIVAZIONE
E RITI RO DELL’ENERGIA ELETT RICA

Incen tivaz ione e Ritiro dell ’Energ ia Ele ttrica 2
2.1 INTRODUZIONE
I meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica gestiti dal GSE nel corso
del 2013 sono stati molteplici. In questo paragrafo introduttivo, al fine di fornire uno
sguardo d’insieme, essi vengono descritti sinteticamente. Nei successivi paragrafi ad ogni
meccanismo è dedicata un’ampia trattazione, contenente anche i risultati più significativi
delle attività ad essi correlate.
MECCANISMI DI INCENTIVAZIONE
CIP6/92
È un meccanismo di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e
da fonti assimilate alle rinnovabili, consistente in una forma di remunerazione ammini-strata
dell’energia attraverso una tariffa incentivante il cui valore è aggiornato nel tempo.
Concettualmente si può inquadrare come una tipologia di Tariffa Onnicomprensiva
poiché la remunerazione riconosciuta include implicitamente sia una componente in-centivante
sia una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete.
Attualmente non è più possibile accedere a questo meccanismo. Esso continua, tuttavia,
ad avere effetti nei confronti di quegli impianti che hanno sottoscritto l’apposita conven-zione
durante la vigenza del provvedimento.
CONTO ENERGIA (CE)
È il meccanismo di incentivazione dedicato agli impianti solari fotovoltaici e solari
termodinamici. Per entrambe le tipologie di impianti il meccanismo consisteva origi-nariamente
in un premio incentivante fisso erogato sulla base dell’energia prodotta,
cui il produttore poteva associare una seconda voce di ricavo derivante dalla valoriz-zazione
dell’energia. Nel caso degli impianti fotovoltaici questo schema è stato rivisto
dall’ultimo provvedimento di incentivazione, il quinto Conto Energia (D.M. 5/7/2012),
in virtù del quale l’incentivo è corrisposto sulla quota di energia prodotta autoconsu-mata
(premio incentivante) e sulla quota di energia prodotta immessa in rete (su tale
quota l’incentivo assume la forma di una Tariffa Onnicomprensiva per impianti fino a 1
MW di potenza ed è invece pari alla differenza tra una tariffa di riferimento e il prezzo
zonale orario nel caso di impianti sopra il MW). Il quinto Conto Energia ha cessato di
applicarsi il 6 luglio 2013, ovverosia decorsi 30 giorni dalla data di raggiungimento di
un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 6,7 miliardi di euro, comunicata
dall’AEEGSI[1] con la deliberazione 250/2013/R/EFR.
CERTIFICATI VERDI (CV)
I Certificati Verdi sono titoli attribuiti in misura proporzionale all’energia prodotta da im-pianti
a fonti rinnovabili e da impianti cogenerativi abbinati al teleriscaldamento entrati
in esercizio entro il 31 dicembre 2012 ai sensi di quanto previsto dal D.Lgs. n. 28/2011.
Il numero di CV spettanti è differente a seconda del tipo di fonte e di intervento im-piantistico
realizzato (nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale,
riattivazione). I produttori da fonti rinnovabili possono vendere i Certificati Verdi acquisiti,
realizzando così un introito aggiuntivo a quello dato dalla remunerazione dell’energia
elettrica prodotta. La domanda sul mercato dei CV si basa sull’obbligo, posto in capo a
soggetti produttori e importatori di energia elettrica da fonti convenzionali, di immettere
nel sistema elettrico una determinata quota di produzione di energia da fonti rinnova-bili.
I soggetti obbligati assolvono a tale obbligo dimostrando di essere in possesso del
corrispondente numero di CV.
TARIFFE ONNICOMPRENSIVE (TO)
Si tratta di tariffe fisse di ritiro dell’energia elettrica immessa in rete il cui valore include sia
la componente incentivante sia la componente di vendita dell’energia elettrica immessa
[1] AEEGSI, Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico.

2 Icenn tivaz ioen e Ritiro dell ’Eegnr ia Eel ttriac 21
Introduzione
in rete. Fino all’emanazione degli ultimi provvedimenti di incentivazione del fotovoltaico
(D.M. 5/7/2012) e delle altre fonti rinnovabili (D.M. 6/7/2012), che hanno previsto delle
TO per gli impianti di piccole dimensioni, parlando di Tariffe Onnicomprensive ci si riferiva
essenzialmente a quelle introdotte dalla L. 244/2007 e regolate dal D.M. 18/12/2008,
riservate agli impianti con potenza fino a 1 MW (200 kW per gli impianti eolici) entrati
in esercizio entro il 31 dicembre 2012.
INCENTIVI D.M. 6/7/2012
Il D.M. 6 luglio 2012 ha stabilito le nuove modalità di incentivazione della produ-zione
di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diverse da quella
fotovoltaica, entrati in esercizio dopo il 1º gennaio 2013. Gli impianti sono incen-tivati
sulla base dell’energia immessa in rete: quelli fino a 1 MW con delle Tariffe
Onnicomprensive; quelli oltre il MW con un incentivo pari alla differenza tra una
tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario dell’energia. A seconda della potenza
degli impianti, l’accesso agli incentivi è soggetto all’iscrizione degli impianti a registri
o alla partecipazione ad aste competitive oppure, in particolare nel caso degli impianti
più piccoli, è libero.
SERVIZI DI RITIRO DELL’ENERGIA ELETTRICA
RITIRO DEDICATO (RID)
Il Ritiro Dedicato rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori
per il collocamento sul mercato dell’energia elettrica immessa in rete. Essa consiste nella
cessione al GSE, e nella conseguente remunerazione, dell’energia elettrica immessa in
rete e dei relativi corrispettivi per l’utilizzo della rete. Sono ammessi al regime di Ritiro
Dedicato gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA o di potenza qualsiasi se alimentati
da energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, geotermica, idraulica limita-tamente
alle unità ad acqua fluente o da altre fonti rinnovabili se nelle titolarità di un
autoproduttore. L’accesso al RID è alternativo agli incentivi riconosciuti ai sensi dei D.M.
5/7/2012 e D.M. 6/7/2012.
SCAMBIO SUL POSTO (SSP)
Lo SSP fornisce all’utente, che abbia un impianto di produzione di energia elettrica, un
ristoro della spesa per l’acquisto dell’energia elettrica consumata, in base al valore dell’e-nergia
prodotta e immessa in rete dall’impianto. Hanno potuto accedere allo SSP gli
impianti alimentati da fonti rinnovabili e quelli di Cogenerazione ad Alto Rendimento di
potenza fino a 200 kW. L’accesso a tale meccanismo è alternativo agli incentivi ricono-sciuti
ai sensi dei D.M. 5/7/2012 e D.M. 6/7/2012.
I meccanismi descritti sono illustrati schematicamente nelle due tabelle che seguono.
Tabella 2-1 REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI INCENTIVABILI AI SENSI DELLA NORMATIVA PREVIGENTE AL D.M. 5 LUGLIO 2012
(QUINTO CONTO ENERGIA) E AL D.M. 6 LUGLIO 2012 (NUOVO DECRETO FER ELETTRICHE)
TIPOLOGIA DI
IMPIANTO
MECCANISMO DI
INCENTIVAZIONE
PERIODO
DI INCENTIVAZIONE INCENTIVO VALORIZZAZIONE ENERGIA
Impianti FER
(no fonte solare)
CV 15 anni Vendita CV
attribuiti all’energia prodotta
Autoconsumo o libero mercato
Ritiro Dedicato (1)
Scambio sul Posto (2)
TO
Impianti di piccola taglia (3) 15 anni Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete
Impianti solari
Conto Energia
Impianti fotovoltaici 20 anni Tariffe del Conto Energia attribuite
all’energia prodotta
Ritiro Dedicato
Conto Energia
Impianti solari termodinamici 25 anni
Tariffe del Conto Energia attribuite
all’energia prodotta esclusivamente
per la parte solare Scambio sul Posto
(1) Impianti di potenza inferiore a 10 MVA o di qualsiasi potenza nel caso di fonti rinnovabili non programmabili.
(2) Impianti di potenza fino a 200 kW.
(3) Impianti di potenza non superiore a 1 MW (200 kW per gli impianti eolici).

22
2 Incen Rapporto Attività 2013 tivaz ioen e Ritiro dell ’Eegnr ia Eel ttriac
Il CIP 6/92
Tabella 2-2 REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI INCENTIVABILI AI SENSI DEL D.M. 5 LUGLIO 2012 (QUINTO CONTO ENERGIA)
E D.M. 6 LUGLIO 2012 (NUOVO DECRETO FER ELETTRICHE)
Ai sensi dell’articolo 3, comma 12 del D.Lgs. n. 79/1999, dal 2001 il GSE ritira l’energia
immessa in rete da diverse tipologie di impianti.
In relazione al tipo di convenzione, che regola la cessione dell’energia al GSE e la
corrispondente tariffa riconosciuta, si individuano le seguenti tipologie di im-pianti
incentivati:
◦◦ impianti titolari di convenzione di cessione c.d. “destinata” ai quali è riconosciuta
la tariffa CIP 6/92 ovvero la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEGSI n. 81/99
per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici-distributrici
soggetti al titolo IV lettera B del provvedimento CIP 6/92;
◦◦ impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai
quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEGSI n. 108/97;
◦◦ impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 3 MW titolari di
convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta
la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEGSI n. 62/02 – ex 82/99 (provvedimento
in vigore fino al 2004).
Nella categoria delle fonti definite assimilate (Legge n. 9/1991) ricadono la cogenerazione,
il calore recuperabile dai fumi di scarico e da impianti termici, elettrici o da processi
industriali, da impianti che usano gli scarti di lavorazione o di processi e che utilizzano
fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati.
2.2.1 RISULTATI NEL PERIODO 2001-2012
Nel periodo compreso tra il 2001 e il 2012 il GSE ha ritirato un volume complessivo di
energia pari a circa 530 TWh per un controvalore cumulato di circa 56,7 miliardi di euro
(ossia una remunerazione media pari a circa 106,5 €/MWh).
Nel 2001 il costo medio unitario è stato pari a 87,81 €/MWh per un onere complessivo
di 4.700 milioni di euro. Nel corso degli anni il costo medio unitario di ritiro dell’energia
è progressivamente cresciuto sia per effetto dell’aggiornamento delle componenti ta-riffarie
che per la progressiva entrata in esercizio degli impianti a più elevato livello di
remunerazione (in particolare quelli alimentati a biomasse, biogas e rifiuti ).
Con riferimento ai costi sotto riportati si rileva che nel corso del 2013 hanno trovato
applicazione le disposizioni di cui alla deliberazione 553/2013/R/eel e al Decreto del
TIPOLOGIA DI
IMPIANTO
MECCANISMO DI
INCENTIVAZIONE
PERIODO
DI INCENTIVAZIONE INCENTIVO VALORIZZAZIONE ENERGIA
Impianti FER
(no fonte solare)
TO
Impianti fino a 1 MW Vita media utile convenzionale
della specifica tipologia di
impianto
Tariffa Fissa Onnicomprensiva di ritiro dell’energia immessa in rete
Incentivo D.M. 6/7/2012
Impianti oltre 1 MW
Tariffa di riferimento –
Prezzo zonale orario
sull’energia immessa in rete
Mercato libero
Impianti solari
fotovoltaici
TO
Impianti fino a 1 MW
20 anni
Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete
Energia immessa in rete: Tariffa di
riferimento – prezzo zonale orario.
Energia autoconsumata: tariffa premio
Incentivo D.M. 5/7/2012 Mercato libero
Impianti oltre 1 MW
Impianti solari
termodinamici Conto Energia 25 anni Tariffe attribuite all’energia prodotta
esclusivamente per la parte solare
Ritiro Dedicato
Scambio sul Posto
2.2 IL CIP6/92

Il CIP 6/92
Ministro dello Sviluppo Economico del 20 novembre 2012 per effetto delle quali sono
stati aggiornati i valori del Costo Evitato di Combustibile (CEC) da riconoscere rispetti-vamente
all’energia ritirata nel 2008 e nel periodo 2010-2012.
Tabella 2-3 ENERGIA ELETTRICA RITIRATA, EX ART. 3 COMMA 12, D.LGS. N. 79/99, NEL PERIODO 2001-2012 (GWh)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
CIP6/92 e
Delibera n. 81/99 47.153 49.765 50.361 52.382 50.296 48.339 46.462 41.653 36.207 37.705 26.686 22.436
Delibera n. 108/97 2.603 1.347 1.140 1.218 966 691 117 54 0 0 0 0
Delibera n. 62/02 2.769 2.897 2.411 3.064 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTALE 53.525 54.009 53.912 56.664 51.262 49.030 46.579 41.707 36.207 37.705 26.686 22.436
Tabella 2-4 ENERGIA RITIRATA, EX ART. 3 COMMA 12 D.LGS. N. 79/99, NEL PERIODO 2001-2012, PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (GWh)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Ai sensi di quanto previsto all’articolo 3, comma 13 del D.Lgs. n. 79/99 il GSE prov-vede
a collocare sul mercato l’energia ritirata dai produttori incentivati, destinandola
in parte agli operatori del mercato libero (grossisti, clienti idonei) e in parte al mercato
vincolato (attraverso Enel S.p.A. fino al 2003 e, successivamente, mediante l’Acqui-rente
Unico), secondo modalità fissate di anno in anno con Decreto del Ministro dello
Sviluppo Economico.
Contribuiscono, pertanto, alla copertura dell’onere sostenuto dal GSE i ricavi derivanti
dalla vendita dell’energia al mercato e, a partire dal 2003, quelli derivanti dalla vendita
dei Certificati Verdi di titolarità del GSE (certificati associati alla produzione di impianti
CIP 6 a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1º aprile 1999 e riconosciuti per i primi
8 anni di esercizio).
Impianti alimentati a
combustibili di processo
o residui o recuperi di
energia
16.765 17.936 17.252 18.317 17.138 17.428 17.161 16.236 13.845 16.197 15.071 12.564
Impianti alimentati a
combustibili fossili o
idrocarburi
24.210 24.366 24.434 25.025 24.182 22.262 21.173 18.043 15.518 15.363 6.736 5.776
Totale Fonti Assimilate 40.975 42.302 41.686 43.342 41.320 39.690 38.334 34.278 29.363 31.560 21.807 18.340
76,60% 78,30% 77,30% 76,50% 80,60% 81,00% 82,30% 82,20% 81,10% 83,70% 81,70% 81,70%
Impianti idroelettrici 7.520 5.820 4.651 5.235 1.746 1.514 703 679 455 175 7 0
Impianti geotermici 1.781 1.849 2.578 2.012 1.843 1.454 1.237 813 764 283 0 0
Impianti eolici 1.100 1.271 1.274 1.407 1.201 1.117 1.281 1.153 880 816 465 325
Impianti solari 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biomasse, biogas e rifiuti 2.149 2.767 3.723 4.694 5.152 5.255 5.025 4.784 4.745 4.871 4.406 3.771
Totale Fonti Rinnovabili 12.550 11.707 12.226 13.348 9.943 9.340 8.245 7.429 6.844 6.145 4.879 4.096
23,40% 21,70% 22,70% 23,50% 19,40% 19,00% 17,70% 17,80% 18,90% 16,30% 18,30% 18,30%
TOTALE 53.525 54.009 53.912 56.690 51.262 49.030 46.579 41.707 36.207 37.705 26.686 22.436
Tabella 2-5 COSTO DI RITIRO DELL’ENERGIA, EX ART. 3 COMMA 12 D.LGS. N. 79/99, NEL PERIODO 2001-2012, PER TIPOLOGIA DI FONTE
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh
Fonti Assimilate 3.468 84,6 3.380 79,9 3.429 82,3 3.696 85,3 4.044 97,9 4.428 111,5 3.750 97,8 3.957 115,4 2.871 97,8 2.869 90,9 2.306 105,7 2.228 121,5
Fonti Rinnovabili 1.232 98,1 1.289 110,1 1.538 125,7 1.740 130,3 1.722 173,1 1.771 189,7 1.484 179,9 1.495 201,2 1.256 183,5 1.092 177,8 882 180,7 748 182,6
TOTALE 4.700 87,8 4.669 86,4 4.967 92,1 5.436 95,9 5.766 112,5 6.199 126,4 5.234 112,4 5.452 130,7 4.127 114 3.961 105,1 3.188 119,5 2.976 132,6

24
Il CIP 6/92
La parte residua dell’onere, secondo quanto stabilito dallo stesso articolo 3, comma 13
del D.Lgs. n. 79/99, viene inclusa dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema
Idrico tra gli oneri di sistema e posta a carico della componente tariffaria A3 che grava
direttamente sui consumatori finali.
Viene di seguito evidenziata, anno per anno, la copertura dell’onere sostenuto dal GSE
per tipologia di fonte e di ricavo. Si specifica a tale proposito quanto segue:
◦◦ le modalità di vendita dell’energia CIP 6 al mercato non prevedono una differen-ziazione
tra energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e energia
prodotta da impianti alimentati da fonti assimilate che, pertanto, vengono collo-cate
allo stesso prezzo;
◦◦ ai fini della determinazione dell’esigenza di gettito A3 per singola tipologia di fonte,
i ricavi derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi sono ripartiti tra fonti assimilate
e fonti rinnovabili proporzionalmente all’energia ritirata dal GSE.
La quota di onere che deve essere coperta dal gettito della componente tariffaria A3
ha raggiunto nel 2006 il valore massimo (3.477 milioni di euro), picco derivante dalla
progressiva crescita della componente di Costo Evitato di Combustibile (CEC), che ha
incrementato il valore del costo unitario fino a 70,9 €/MWh, al quale non ha fatto seguito
un pari incremento del ricavo medio unitario derivante dalla vendita dell’energia. Negli
anni successivi si è registrato invece un ridimensionamento del differenziale tra prezzo
medio di acquisto e prezzo medio di vendita dell’energia CIP 6, che ha determinato un
riassestamento del fabbisogno A3 per il CIP 6.
Si rileva, inoltre, che a partire dall’anno 2006 la quota di ricavo derivante dalla ven-dita
di Certificati Verdi nella titolarità del GSE si è ridotta significativamente per effetto
dell’entrata in servizio di nuovi impianti qualificati IAFR e del conseguente incremento
dell’offerta di Certificati Verdi da parte di operatori privati.
Tabella 2-6 COPERTURA DELL’ONERE DI RITIRO DELL’ENERGIA, EX ART. 3 COMMA 12, D.LGS. N. 79/99, PERIODO 2001-2012,
PER TIPOLOGIA DI FONTE E DI RICAVO
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh
FONTI ASSIMILATE
Costo di
ritiro energia 3.468 84,6 3.380 79,9 3.429 82,3 3.696 85,3 4.044 97,9 4.428 111,6 3.750 97,8 3.892 113,5 2.871 97,8 2.806 88,9 2.279 104,5 2.228 121,5
Vendita energia 2.298 56,1 2.124 50,2 2.301 55,2 2.202 50,8 2.165 50 2.200 55,4 2.333 60,9 2.508 73,2 1.998 63,3 2.037 64,6 1613 74 1.444 78,7
Ricavi vendita CV 152 3,6 125 2,9 82 1,9 3 0,1
Esigenza gettito A3 1.170 28,6 1.256 29,7 976 23,4 1.369 31,6 1.797 46 2.224 56 1.417 37 1.384 40,4 873 34,4 769 24,4 666 30,5 784 42,7
FONTI RINNOVABILI
Costo di
ritiro energia 1.232 98,2 1.289 110,1 1.538 125,8 1.740 130,3 1.722 173,2 1.771 189,7 1.484 179,9 1.481 199,3 1.256 183,5 1.092 177,8 882 180,7 748 182,6
Vendita energia 704 56,1 588 50,2 675 55,2 678 50,8 395 50 518 55,4 502 60,9 544 73,2 433 63,3 369 64,6 361 74 322 78,7
Esigenza gettito A3 528 42,1 701 59,9 818 66,9 1.023 76,6 1.312 121,3 1.253 134,2 982 119,1 937,42 126,2 822 120,2 696 113,2 521 106,8 426 104
TOTALI
Costo di
ritiro energia 4.700 87,8 4.669 86,5 4.967 92,1 5.436 95,7 5.766 112,5 6.199 126,4 5.234 112,4 5.373 128,8 4.127 114 3.898 103,4 3.161 118,4 2.976 132,6
Vendita energia 3.002 56,1 2.712 50,2 2.976 55,2 2.880 50,8 2.560 50 2.718 55,4 2.835 60,9 3.051 73,2 2.293 63,3 2.434 64,6 1.974 74 1.766 78,7
Esigenza gettito A3 1.698 31,7 1.957 36,2 1.794 33,3 2.392 42,2 3.109 60,6 3.477 70,9 2.399 51,5 2.322 55,7 1.833 50,6 1.464 38,8 1.187 44,4 1.210 53,9

Il Conto Energia
2.2.2 ENERGIA CIP6 RITIRATA NEL 2013
E ASSEGNAZIONE DI CAPACITÀ AI CLIENTI FINALI
Nel 2013 il GSE ha ritirato dai produttori CIP 6 un volume di energia pari a 15,9 TWh,
oltre 6 TWh in meno rispetto al 2012. A questo risultato hanno contribuito la naturale
riduzione di energia associata alla progressiva scadenza delle convenzioni. Esse, infatti,
sono passate da 104, con una potenza pari a 3.018 MW alla fine del 2012, a 84, con una
potenza pari a 2.329 MW alla fine del 2013. Complessivamente la riduzione della potenza
convenzionata è stata pari a 689 MW.
Si riporta nella tabella seguente il confronto tra l’ammontare della potenza CIP 6 afferente
alle convenzioni valide al 31 dicembre 2013 e il corrispondente valore del 2012 con la
suddivisione per tipologia di fonte.
Tabella 2-7 POTENZA CONTRATTUALE CIP6 E NUMERO DELLE CONVENZIONI VALIDE A FINE 2012 E A FINE 2013 PER TIPOLOGIA DI FONTE
2012 2013
POTENZA CONTRATTUALE MW NUMERO CONVENZIONI N. POTENZA CONTRATTUALE MW NUMERO CONVENZIONI N.
Fonti Assimilate 2.233 11 1.706 6
Fonti Rinnovabili 785 93 623 78
TOTALE 3.018 104 2.329 84
Nella tabella successiva è riportato l’ammontare dell’energia ritirata dal GSE nel 2013 e
la corrispondente valorizzazione per tipologia di impianto.
Tabella 2-8 ACQUISTO DI ENERGIA EX ART. 3, COMMA 12, D.LGS. N. 79/99 NEL 2013
TIPOLOGIA DI IMPIANTO ENERGIA INCENTIVATA COSTO DI INCENTIVAZIONE COSTO SPECIFICO DI
INCENTIVAZIONE
GWh MN€ €/MWh
Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi di energia 9.204 1.089,90 118,4
Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi 3.413 401,3 117,6
Totale Fonti Assimilate 12.617 1.491,2 118,2
(79,5%) (71,0%)
Impianti idroelettrici 0 0 0
Impianti geotermici 198 22,4 113,1
Impianti eolici 0 0 0
Impianti solari 0 0 0
Biomasse, biogas e rifiuti 3.056 585,5 191,6
Totale Fonti Rinnovabili 3.254 607,9 186,8
(20,5%) (29,0%)
TOTALE 15.871 2.099,1 132,2
Nel 2013 tutta l’energia ritirata dal GSE è stata collocata sul mercato dell’energia elettrica.
Diversamente da quanto attuato nel periodo 2005 – 2010, anche per il 2013 non è stata
prevista dal Ministero dello Sviluppo Economico l’assegnazione della capacità CIP 6, tra-mite
contratti per differenza, ai clienti idonei del mercato libero e all’Acquirente Unico
per la fornitura al mercato tutelato.
2.3 IL CONTO ENERGIA
Per gli impianti che generano elettricità attraverso la conversione dell’energia solare
(impianti solari fotovoltaici e impianti solari termodinamici) è stato previsto un sistema
d’incentivazione specifico denominato Conto Energia.

26
Il Conto Energia
Nei seguenti paragrafi è sinteticamente descritta l’evoluzione normativa del Conto Energia
e vengono illustrati i principali risultati dell’incentivazione dell’energia solare nel 2013.
2.3.1 CONTO ENERGIA PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
QUADRO NORMATIVO
Il Conto Energia premia con tariffe incentivanti l’energia prodotta dagli impianti fotovol-taici
per un periodo di venti anni.
Questo meccanismo, già previsto dal D.Lgs. n. 387/2003, è diventato operativo in se-guito
all’entrata in vigore dei Decreti attuativi del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006
(primo Conto Energia), emanati dal Ministero dello Sviluppo Economico (MISE) e dal
Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (MATT M).
Il primo Conto Energia è stato caratterizzato dalla presenza di una fase preliminare di
ammissione alle tariffe, dall’esistenza di limiti annuali sulla potenza incentivabile e da
obblighi, a carico del titolare dell’impianto ammesso all’incentivazione (soggetto respon-sabile),
derivanti da una serie di adempimenti successivi all’ammissione.
L’attività svolta dal GSE è consistita nella gestione e nell’esame della documentazione
inviata dai soggetti responsabili, nel monitoraggio delle scadenze legate agli adempi-menti
previsti dalla normativa e nella gestione commerciale/amministrativa dell’energia
prodotta dagli impianti.
Con l’emanazione del D.M. 19 febbraio 2007 è entrato in vigore il secondo Conto Energia.
Rispetto alla precedente normativa, sono state introdotte importanti novità, quali:
◦◦ l’abolizione della fase istruttoria preliminare all’ammissione alle tariffe incenti-vanti,
sostituita dall’obbligo di far pervenire al GSE la richiesta di riconoscimento
della tariffa incentivante entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’im-pianto
fotovoltaico;
◦◦ l’abolizione del limite annuo di potenza incentivabile, sostituito da un limite mas-simo
cumulato della potenza incentivabile pari a 1.200 MW;
◦◦ la differenziazione delle tariffe sulla base del tipo di integrazione architettonica,
oltre che della taglia dell’impianto;
◦◦ l’introduzione di un premio per impianti fotovoltaici abbinati all’uso efficiente
dell’energia;
◦◦ l’abolizione del limite di 1.000 kW quale potenza massima incentivabile per un
singolo impianto;
◦◦ nessuna limitazione all’utilizzo della tecnologia fotovoltaica a film sottile.
Le tre tipologie d’intervento, ai fini del riconoscimento delle tariffe incentivanti, definite
dal D.M. 19 febbraio 2007, erano:
◦◦ impianto con integrazione architettonica (moduli che sostituiscono materiale
da costruzione);
◦◦ impianto parzialmente integrato (moduli posizionati su edifici o su componenti-stica
di arredo urbano);
◦◦ impianto non integrato (moduli ubicati al suolo o allocati con modalità diverse da
quelle precedenti).
Le tariffe più elevate previste erano quelle riconosciute ai piccoli impianti domestici
integrati architettonicamente, mentre le più basse quelle relative ai grandi impianti
non integrati.

Il Conto Energia
Successivamente il D.M. 6 agosto 2010 ha dato avvio al terzo Conto Energia, da appli-carsi
agli impianti entrati in esercizio a partire dal 1º gennaio 2011.
Gli impianti che potevano usufruire degli incentivi si collocano in quattro speci-fiche
categorie:
◦◦ impianti fotovoltaici (suddivisi in impianti “su edifici” o “altri impianti fotovoltaici”);
◦◦ impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;
◦◦ impianti fotovoltaici a concentrazione.
La Legge n. 129/2010 (cosiddetta “Legge salva Alcoa”) ha stabilito che le tariffe incen-tivanti
previste per l’anno 2010 dal secondo Conto Energia fossero riconosciute a tutti
i soggetti che avessero concluso l’installazione dell’impianto fotovoltaico entro il 31 di-cembre
2010 e che fossero entrati in esercizio entro il 30 giugno 2011. La pubblicazione
della Legge n. 129/2010 ha dunque di fatto prorogato al 30 giugno 2011 il periodo di
operatività del secondo Conto Energia, inizialmente destinato a esaurirsi alla fine del
2010 per effetto dell’entrata in vigore del terzo Conto Energia.
Per accedere ai benefici della L. n. 129/2010, i soggetti che avevano terminato l’installa-zione
degli impianti dovevano trasmettere entro il 31 dicembre 2010 all’amministrazione
competente al rilascio dell’autorizzazione, al gestore di rete e al GSE, la comunicazione
asseverata di conclusione dei lavori e di esecuzione degli stessi nel rispetto delle perti-nenti
normative.
Dopo l’emanazione del D.Lgs. n. 28/2011, in data 12 maggio 2011, è stato pubblicato
il D.M. 5 maggio 2011 (quarto Conto Energia) con l’obiettivo di allineare il livello delle
tariffe all’evoluzione dei costi della tecnologia fotovoltaica e di introdurre un limite di
costo cumulato annuo degli incentivi, fissato in 6 miliardi di euro.
Hanno potuto usufruire degli incentivi definiti in questo provvedimento tutti gli impianti
entrati in esercizio dopo il 31 maggio 2011 a seguito di interventi di nuova costruzione,
rifacimento totale o potenziamento, appartenenti alle seguenti categorie:
◦◦ gli impianti solari fotovoltaici, suddivisi in “piccoli impianti” e “grandi impianti”, con
tariffe differenziate tra impianti “su edifici” e “altro impianto”;
◦◦ gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;
◦◦ gli impianti a concentrazione.
Con l’avvicinarsi al limite di costo individuato, è stato pubblicato l’ulteriore D.M. 5 luglio
2012 (quinto Conto Energia), a valle del quale l’AEEGSI, con propria Delibera del 12 luglio
2012, ha determinato il raggiungimento del valore annuale del costo cumulato annuo
degli incentivi di 6 miliardi di euro e ha fissato il 27 agosto 2012 quale data di decorrenza
delle nuove modalità di incentivazione disciplinate dal nuovo Decreto.
La possibilità di accedere al D.M. 5 maggio 2011 (quarto Conto Energia) è stata pro-rogata
per impianti realizzati sugli edifici e sulle aree della Pubblica Amministrazione
a patto che gli stessi entrassero in esercizio entro il 30 ottobre 2013 (tale termine
è stato poi anticipato al 6 Luglio 2013, in ragione del raggiungimento del limite di
costo previsto).
Il quinto Conto Energia ha confermato in parte disposizioni già introdotte con il quarto
Conto Energia e introdotto nuove regole. In particolare, non c’è più un premio incen-tivante
fisso erogato sulla base dell’energia elettrica prodotta, ma l’incentivo stesso si
compone di due aliquote (su due quote diverse dell’energia prodotta):

28
Il Conto Energia
◦◦ per quanto riguarda la quota di energia prodotta autoconsumata, è prevista una
tariffa premio;
◦◦ per quanto riguarda, invece, la quota di produzione netta immessa in rete:
◦◦ per gli impianti di potenza nominale fino a 1 MW, è prevista una Tariffa
Onnicomprensiva, determinata sulla base della potenza e della tipologia
di impianto;
◦◦ per gli impianti di potenza nominale superiore a 1 MW, è riconosciuta la diffe-renza
fra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario (la valorizzazione
dell’energia elettrica è nella responsabilità del produttore).
Tutte le disposizione di incentivazione degli impianti fotovoltaici hanno cessato di applicarsi
(nel senso che non possono accedervi operatori ulteriori rispetto a quelli che hanno già ot-tenuto
il diritto all’incentivazione) il 6 luglio 2013, decorsi trenta giorni dalla data di raggiun-gimento
di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi pari a 6,7 miliardi di euro. Tale
data è stata individuata dall’AEEGSI con la deliberazione 250/2013/R/EFR del 6 giugno 2013[2].
Nelle sei tabelle seguenti si riportano le tariffe previste per l’anno 2013, differenziate per
decreto e tecnologia.
Tabella 2-9 QUARTO CONTO ENERGIA – TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL PRIMO SEMESTRE DEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
IMPIANTI SUGLI EDIFICI ALTRI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
[2] Hanno mantenuto il diritto ad essere valutate le richieste di riconoscimento degli incentivi inviate al GSE oltre il
suddetto termine, relative a: ◦◦impianti ammessi in posizione utile nei registri, non decaduti, a patto che entrino in esercizio entro un anno
dalla pubblicazione della relativa graduatoria ai sensi del D.M. 5 luglio 2012. Tale termine è stato prorogato di
un anno dalla data di entrata in vigore della Legge 147/2014, per gli impianti, già iscritti ai relativi registri, da
realizzare in zone che, nel corso degli anni 2012 e 2013, sono state riconosciute colpite da eventi calamitosi con
provvedimenti normativi o amministrativi; ◦◦impianti interessati dalle disposizioni normative emanate in merito agli interventi urgenti in favore delle popo-lazioni
colpite dagli eventi sismici che hanno interessato il territorio delle province di Bologna, Modena, Ferrara,
Mantova, Reggio Emilia e Rovigo, il 20 e il 29 maggio 2012 che seguono le regole del quarto Conto Energia a
patto che entrino in esercizio entro il 31 dicembre 2014.
INTERVALLO
DI POTENZA
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
TARIFFA PREMIO SULL’ENERGIA
CONSUMATA IN SITO
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
CONSUMATA IN SITO
kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh
1 ≤ P ≤ 3 0,375 0,23 0,346 0,201
3 5000 0,218 0,14 0,199 0,121
Tabella 2-10 QUARTO CONTO ENERGIA
TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL PRIMO
SEMESTRE DEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
INTEGRATI CON CARATTERISTICHE INNOVATIVE
INTERVALLO
DI POTENZA
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
TARIFFA PREMIO
SULL’ENERGIA
CONSUMATA IN SITO
kW €/MWh €/MWh
1 200 0,432 0,334
Tabella 2-11 QUARTO CONTO ENERGIA
TARIFFE INCENTIVANTI BASE
IN VIGORE NEL PRIMO SEMESTRE DEL 2013
PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI A CONCENTRAZIONE
INTERVALLO
DI POTENZA
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
TARIFFA PREMIO
SULL’ENERGIA
CONSUMATA IN SITO
kW €/MWh €/MWh
1 ≤ P ≤ 200 0,437 0,334
200 1000 0,331 0,253

Il Conto Energia
IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013
CON IL CONTO ENERGIA
Il meccanismo d’incentivazione in Conto Energia, operativo in Italia dalla fine del 2005,
ha garantito, nel periodo della sua operatività, una crescita rilevante del settore fotovol-taico,
soprattutto tra il 2011 ed il 2012. Nel 2013 sono pervenute oltre 69.000 richieste
di incentivazione e il mercato italiano del fotovoltaico si è collocato tra i primi posti nel
mondo alle spalle di Cina, Germania, Stati Uniti e Giappone.
Grazie al Conto Energia, al 31 dicembre 2013 risultano entrati in esercizio 550.074 im-pianti
per una potenza totale di 17.623 MW, di cui:
◦◦ 5.725 con il primo Conto Energia, per una potenza installata di 163 MW,
◦◦ 203.732 con il secondo Conto Energia, per una potenza di 6.792 MW,
◦◦ 38.639 con il terzo Conto Energia, per una potenza installata di 1.572 MW,
◦◦ 204.496 con il quarto Conto Energia, per una potenza installata di 7.764 MW,
◦◦ 97.482 con il quinto Conto Energia per una potenza installata di 1.332 MW.
Tabella 2-12 QUINTO CONTO ENERGIA – TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL 2013
IMPIANTI SUGLI EDIFICI ALTRI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
Il maggior numero di impianti (63%) appartiene alla fascia di potenza 3-20 kW, mentre
il 31% alla fascia 1-3 kW.
Gli impianti fotovoltaici a concentrazione entrati in esercizio al 31 dicembre 2013 risul-tano
essere 82 per una potenza cumulata di 29 MW. Le richieste pervenute per gli im-pianti
integrati con caratteristiche innovative sono invece 17.139 per una potenza totale
pari a circa 325 MW.
A seguire si riportano tabelle e grafici relativi ai risultati del Conto Energia. Ulteriori
informazioni, di maggior dettaglio e costantemente aggiornate, sono pubblicate sul sito
Internet del GSE.
INTERVALLO
DI POTENZA
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
CONSUMATA IN SITO
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
CONSUMATA IN SITO
kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh
1 ≤ P ≤ 3 0,182 0,1 0,176 0,094
3 5000 0,112 0,03 0,106 0,024
Tabella 2-13 QUINTO CONTO ENERGIA
TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL 2013
PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI INTEGRATI
CON CARATTERISTICHE INNOVATIVE
INTERVALLO
DI POTENZA
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
TARIFFA PREMIO
SULL’ENERGIA
CONSUMATA IN SITO
kW €/MWh €/MWh
1 200 0,217 0,135
Tabella 2-14 QUINTO CONTO ENERGIA
TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL 2013
PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI A CONCENTRAZIONE
INTERVALLO
DI POTENZA
TARIFFA
ONNICOMPRENSIVA
TARIFFA PREMIO
SULL’ENERGIA
CONSUMATA IN SITO
kW €/MWh €/MWh
1 ≤ P ≤ 200 0,215 0,133
200 1000 0,174 0,092

30
Il Conto Energia
Figura 2-3 POTENZA MEDIA DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA (VALORI ANNUALI – kW/IMPIANTO)
Potenza Media (kW/Impianto)
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
7
11
18
14
54
27 24
16
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
GEN 10
MAR 10
MAG 10
LUG 10
SET 10
NOV 10
GEN 11
MAR 11
MAG 11
LUG 11
SET 11
NOV 11
GEN 12
MAR 12
MAG 12
LUG 12
SET 12
NOV 12
GEN 13
MAR 13
MAG 13
LUG 13
SET 13
NOV 13
Figura 2-4 NUMERO CUMULATO DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA – PERIODO 2010-2013
Primo Conto Energia Secondo Conto Energia Terzo Conto Energia Quarto Conto Energia Quinto Conto Energia
Figura 2-5 POTENZA CUMULATA DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA – PERIODO 2010-2013 (kW)
0
GEN 10
MAR 10
MAG 10
LUG 10
SET 10
NOV 10
GEN 11
MAR 11
MAG 11
LUG 11
SET 11
NOV 11
GEN 12
MAR 12
MAG 12
LUG 12
SET 12
NOV 12
GEN 13
MAR 13
MAG 13
LUG 13
SET 13
NOV 13
18.000
15.000
12.000
9.000
6.000
3.000
Primo Conto Energia Secondo Conto Energia Terzo Conto Energia Quarto Conto Energia Quinto Conto Energia

Il Conto Energia
Tabella 2-15 IMPIANTI INCENTIVATI CON IL CONTO ENERGIA IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013, SUDDIVISI PER REGIONI E CLASSI DI POTENZA
REGIONE CLASSE 1 CLASSE 2 CLASSE 3 CLASSE 4 CLASSE 5 CLASSE 6 TOTALE
1 ≤ P ≤ 3 3 5000
Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW)
Puglia 11.315 31.772 22.155 168.516 2.818 204.072 1.817 1.564.392 56 173.623 36 355.753 38.197 2.498.127
Lombardia 27.430 76.175 39.160 300.670 8.834 705.289 1.332 727.949 61 112.698 3 17.992 76.820 1.940.773
Emilia Romagna 19.272 50.921 25.732 208.381 5.889 470.786 1.123 701.390 156 285.873 4 48.656 52.176 1.766.006
Veneto 21.573 60.145 45.760 320.570 5.874 471.384 910 518.592 47 80.011 13 154.859 74.177 1.605.560
Piemonte 12.309 34.343 20.497 177.399 4.527 362.420 1.082 633.846 93 203.054 4 25.730 38.512 1.436.793
Sicilia 10.916 30.985 23.990 181.970 2.214 169.991 542 394.097 86 243.540 22 186.650 37.770 1.207.232
Lazio 11.164 30.172 18.636 133.964 1.590 127.748 410 262.796 100 274.825 35 309.040 31.935 1.138.544
Marche 6.700 18.386 9.757 80.805 2.355 191.157 933 591.398 50 110.803 3 20.890 19.798 1.013.440
Toscana 10.614 28.915 14.861 121.136 2.541 200.439 409 246.491 32 55.986 4 33.585 28.461 686.552
Sardegna 8.633 24.472 16.752 117.633 955 75.981 242 148.901 86 183.513 16 126.419 26.684 676.919
Abruzzo 3.214 9.082 9.248 74.877 1.223 100.707 478 342.025 55 120.341 2 11.851 14.220 658.884
Campania 5.246 14.926 13.581 101.414 1.293 104.159 333 207.294 48 121.431 11 99.601 20.512 648.824
Friuli Venezia Giulia 6.382 17.940 15.862 113.032 1.762 135.626 168 100.221 25 69.006 4 27.358 24.203 463.183
Calabria 4.550 13.024 11.893 94.804 1.045 75.981 218 129.384 26 53.166 8 80.051 17.740 446.410
Umbria 4.606 12.787 6.805 55.085 1.436 102.755 343 226.410 20 43.203 - - 13.210 440.240
Trentino Alto Adige 7.740 21.994 9.043 92.831 2.425 170.524 205 92.127 3 4.931 - - 19.416 382.406
Basilicata 1.722 4.923 3.647 33.998 848 50.357 357 250.360 4 8.034 1 5.216 6.579 352.888
Molise 585 1.663 2.097 17.716 265 19.658 100 76.722 13 40.618 1 6.500 3.061 162.876
Liguria 2.117 5.625 2.488 18.862 300 23.747 50 25.985 3 4.167 - - 4.958 78.386
Valle d'Aosta 538 1.491 1.012 8.764 93 7.228 2 1.440 - - - - 1.645 18.924
TOTALE ITALIA 176.626 489.739 312.976 2.422.428 48.287 3.770.010 11.054 7.241.821 964 2.188.821 167 1.510.151 550.074 17.622.969
Figura 2-6 NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO
CON IL CONTO ENERGIA AL 31 DICEMBRE 2013
SUDDIVISI PER REGIONI E CLASSI DI POTENZA
5.000
Figura 2-7 POTENZA DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO
CON IL CONTO ENERGIA AL 31 DICEMBRE 2013
SUDDIVISI PER REGIONI E CLASSI DI POTENZA (kW)
200.000
10.000
400.000
0
0
15.000
600.000
20.000
800.000
25.000
1.000.000
30.000
1.200.000
35.000
1.400.000
40.000
1.600.000
45.000
1.800.000
50.000
2.000.000
Puglia
Lombardia
Emilia Romagna
Veneto
Piemonte
Sicilia
Lazio
Marche
Toscana
Sardegna
Abruzzo
Campania
Friuli Venezia Giulia
Calabria
Umbria
Trentino Alto Adige
Basilicata
Molise
Liguria
Valle d’Aosta
Puglia
Lombardia
Emilia Romagna
Veneto
Piemonte
Sicilia
Lazio
Marche
Toscana
Sardegna
Abruzzo
Campania
Friuli Venezia Giulia
Calabria
Umbria
Trentino Alto Adige
Basilicata
Molise
Liguria
Valle d’Aosta
1 ≤ P ≤ 3 3 5000

32
Il Conto Energia
Figura 2-8 SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO TOTALE (I, II, III,
IV E V CONTO ENERGIA) DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31
DICEMBRE 2013 (550.074 IMPIANTI)
Figura 2-9 SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA TOTALE (I, II, III,
IV E V CONTO ENERGIA) DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31
DICEMBRE 2013 (17.623 MW)
1 ≤ P ≤ 3 1 ≤ P ≤ 3
32%
21%
14%
9% 3%
12%
9%
2%
3 5000 P > 5000
57% 41%
Figura 2-10 PRIMO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO
AL 31 DICEMBRE 2013 (5.725 IMPIANTI)
Figura 2-11 PRIMO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO
AL 31 DICEMBRE 2013 (163 MW)
14%
47%
2%
37%
27%
3 5000 P > 5000
Figura 2-12 SECONDO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
Figura 2-13 SECONDO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
AL 31 DICEMBRE 2013 (6.792 MW)
21%
12%
8% 3%
13%
43%
1 ≤ P ≤ 3 1 ≤ P ≤ 3
3 5000 P > 5000

Il Conto Energia
Figura 2-14 TERZO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
Figura 2-15 TERZO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
32%
7%
3 5000 P > 5000
Figura 2-16 QUARTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
Figura 2-17 QUARTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
29%
2%
11%
3 5000 P > 5000
Figura 2-18 QUINTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
Figura 2-19 QUINTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE
33%
4%
3 5000 P > 5000

34
Il Conto Energia
REGISTRO GRANDI IMPIANTI
Nel corso dell’anno 2013 il GSE ha gestito le richieste di iscrizione al registro previsto
dal D.M. 5 luglio 2012.
Per quanto concerne i risultati della graduatoria relativa al secondo registro, pubblicata
in data 23 maggio 2013, sono stati ammessi 3.690 impianti per una potenza di 727 MW,
di cui 491 in esercizio e i restanti 3.199 non in esercizio. L’accesso alle tariffe incentivanti
per questi ultimi è vincolato al rispetto dei termini temporali previsti dal quinto Conto
Energia (entrata in esercizio entro un anno dalla pubblicazione della graduatoria).
RICONOSCIMENTO DEL PREMIO PER IMPIANTI ABBINATI A UN USO
EFFICIENTE DELL’ENERGIA
Il D.M. 19 febbraio 2007 (secondo Conto Energia) ha introdotto la possibilità di ottenere
maggiorazioni delle tariffe incentivanti, fino a un massimo del 30%, nel caso di impianti,
asserviti a edifici o unità immobiliari e operanti in regime di Scambio sul Posto, abbinati
a un uso efficiente dell’energia. Il premio è riconosciuto a fronte di interventi di riquali-ficazione
energetica dell’edificio o unità immobiliare e per nuovi edifici particolarmente
efficienti da un punto di vista energetico.
Il D.M. 6 agosto 2010 (terzo Conto Energia) e il D.M. 5 maggio 2011 (quarto Conto Energia)
hanno confermato il diritto al premio, introducendo nuove regole per il suo riconoscimento,
che hanno in parte avuto impatto anche sugli impianti incentivati ai sensi del D.M. 19 feb-braio
2007.
Per impianti fotovoltaici installati su edifici di nuova costruzione, che hanno avuto ac-cesso
alle tariffe previste dal terzo e quarto Conto Energia, è stato previsto un premio
aggiuntivo nella misura del 30% della tariffa incentivante riconosciuta, qualora i pre-detti
edifici abbiano conseguito una prestazione energetica per il raffrescamento estivo
dell’involucro di almeno il 50% inferiore ai valori minimi di cui all’articolo 4, comma 3 del
DPR n. 59/2009, nonché una prestazione energetica per la climatizzazione invernale di
almeno il 50% inferiore ai valori minimi indicati nel DPR n. 59/2009.
I dati relativi alle richieste di accesso al premio pervenute al GSE nel periodo intercor-rente
tra il 24 febbraio 2007 e il 31 dicembre 2011 hanno evidenziato criticità dovute alla
continua evoluzione della normativa relativa alla certificazione energetica degli edifici in
ambito nazionale e regionale e delle specifiche tecniche di riferimento.
Circa il 70% delle domande di ammissione al premio è risultato incompleto o con ine-sattezze
tecniche o regolamentari. Tali domande sono state oggetto di richieste di inte-grazioni
documentali.
Le richieste totali pervenute al 31 dicembre 2013 sono state 3.048. Nel solo 2013 sono
state presentate 129 domande e nel corso dell’anno sono state chiuse anche delle istrut-torie
aperte nel 2012. La suddivisione delle domande, tra edifici esistenti oggetto di
interventi di riqualificazione energetica ed edifici di nuova costruzione particolarmente
performanti, è indicata nella tabella seguente.
Tabella 2-16 DOMANDE DI AMMISSIONE AL PREMIO PER L’EFFICIENZA ENERGETICA PERVENUTE AL GSE ENTRO IL 31 DICEMBRE 2013
DOMANDE PERVENUTE DOMANDE AMMESSE AL PREMIO
ANNO 2013 TOTALE CUMULATO ANNO 2013 TOTALE CUMULATO
Edifici esistenti 54 1.877 125 1.153
Nuovi edifici 75 1.171 112 540
TOTALE 129 3.048 237 1.693

Il Conto Energia
RISULTATI DELL’INCENTIVAZIONE AL 31 DICEMBRE 2013
La procedura per il riconoscimento delle tariffe incentivanti del Conto Energia pre-vede
che, a seguito della valutazione positiva della documentazione presentata per la
richiesta di incentivazione, venga sottoscritta una convenzione tra il GSE e il soggetto
responsabile. In seguito alla sottoscrizione della convenzione si attiva il processo di
inserimento e verifica delle misure dell’energia prodotta, a cui segue il calcolo degli
importi da erogare nei confronti del soggetto responsabile. Dopo la ricezione delle
misure, il GSE, previa verifica della compatibilità delle stesse con i dati caratteristici
dell’impianto (potenza e collocazione geografica), procede alla convalida dei benestare
al pagamento.
Alla data di redazione del presente rapporto, relativamente agli impianti entrati in eser-cizio
entro il 31 dicembre 2013, risultano aver sottoscritto la convenzione con il GSE
546.758 impianti per una potenza complessiva di 17.201 MW cui corrisponde un’energia
annua incentivata di 20,6 TWh.
2.3.2 CONTO ENERGIA PER GLI IMPIANTI
SOLARI TERMODINAMICI
QUADRO NORMATIVO
Il meccanismo di incentivazione in Conto Energia per gli impianti solari termodina-mici
è stato introdotto con il D.M. 11 aprile 2008 e successivamente modificato dal
D.M. 6 luglio 2012. Esso remunera, con apposite tariffe, l’energia elettrica imputabile
alla fonte solare prodotta da un impianto termodinamico, anche ibrido, per un pe-riodo
di 25 anni. Le tariffe restano costanti in moneta corrente per l’intero periodo
di incentivazione.
Possono accedere al Conto Energia gli impianti di nuova costruzione entrati in esercizio
in data successiva al 18 luglio 2008 (data di emanazione della Delibera attuativa AEEGSI
n. 95/08) che rispettano i seguenti requisiti:
◦◦ gli impianti devono essere collegati alla rete elettrica (o a piccole reti iso-late)
e ogni singolo impianto deve essere caratterizzato da un unico punto
di connessione;
◦◦ non devono essere utilizzati, come fluido termovettore o come mezzo di ac-cumulo,
sostanze e preparati classificati come molto tossici, tossici e nocivi ai
sensi delle Direttive 67/548/CEE e 1999/45/CE e loro successive modifiche e
integrazioni (se l’impianto è ubicato in area industriale non è applicato il vin-colo
suddetto);
◦◦ sono dotati di un sistema di accumulo termico con capacità nominale superiore a
1,5 kWh/m2 e di una superficie captante maggiore di 2.500 m2 per impianti entrati
in esercizio entro il 31 dicembre 2012;
◦◦ per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2012 la capa-cità
nominale di accumulo varia in base alla superficie captante, come riportato
nella tabella che segue.
Tabella 2-17 CAPACITÀ NOMINALE DI ACCUMULO PER IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO DOPO IL 31 DICEMBRE 2012
SUPERFICIE CAPTANTE CAPACITÀ NOMINALE DI ACCUMULO
PER OGNI M2 DI SUPERFICIE CAPTANTE
m2 kWh/m2
S ≤ 10.000 Non previsto
10.000 < S ≤ 50.000 > 0,4
50.000 < S > 1,5

36
Il Conto Energia
L’Articolo 28 del D.M. 6 luglio 2012 prevede un limite massimo di potenza incenti-vabile,
ivi inclusa la parte solare degli impianti ibridi, pari a 2.500.000 m2 di super-ficie
captante.
Inoltre, il D.M. 6 luglio 2012 fissa un limite non superabile, pari a 5,8 miliardi di euro annui,
per il costo indicativo annuo cumulato riferibile a tutte le fonti rinnovabili diverse dal
fotovoltaico. Il costo indicativo cumulato annuo imputabile agli impianti solari termodi-namici
concorre al raggiungimento di tale limite.
Le tariffe incentivanti sono differenziate in base alla frazione d’integrazione e alla su-perficie
captante.
Nel caso di impianti ibridi, alimentati sia dalla fonte solare sia da altre fonti, la quantità di
energia elettrica prodotta, incentivabile con il Conto Energia, è soltanto quella imputabile
alla fonte solare. A tal proposito valgono le seguenti definizioni:
◦◦“frazione di integrazione (Fint) di un impianto solare termodinamico”: la quota
di produzione netta non attribuibile alla fonte solare, espressa dalla relazione
Fint = 1–Ps÷Pne;
◦◦“produzione solare imputabile (Ps) di un impianto solare termodinamico, anche
ibrido”: la produzione netta di energia elettrica imputabile alla fonte solare,
anche in presenza dell’accumulo termico, calcolata sottraendo alla produzione
netta totale (Pne) la parte ascrivibile alle altre fonti di energia nelle condizioni
effettive di esercizio dell’impianto, qualora quest’ultima sia superiore al 15%
del totale.
L’incentivo viene erogato a titolo di acconto dal GSE, salvo conguaglio, al termine di
ciascun anno, sulla base della frazione solare effettivamente conseguita nel mede-simo
anno.
La seguente tabella mostra la variazione delle tariffe in funzione della frazione solare
e della superficie captante degli impianti che entreranno in esercizio entro il 31 di-cembre
2015.
Tabella 2-18 TARIFFE PER GLI IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI IN ESERCIZIO ENTRO IL 31 DICEMBRE 2015
FRAZIONE DI INTEGRAZIONE TARIFFA (€/kWh)
Fint = 1–Ps÷Pne SUPERFICIE CAPTANTE S ≤ 2500 M2 SUPERFICIE CAPTANTE S > 2500 M2
Fint ≤ 0,15 0,36 0,32
0,15 < Fint ≤ 0,50 0,32 0,3
Fint > 0,50 0,3 0,27
RISULTATI AL 31 DICEMBRE 2013
Il D.M. 11 aprile 2008 prevede che, su richiesta del soggetto responsabile, il GSE effettui
una verifica preventiva del progetto dell’impianto solare termodinamico in conformità
alle disposizioni del Decreto, dandone comunicazione all’interessato entro 90 giorni
dalla richiesta.
Le richieste di verifica preventiva sono riportate nella tabella seguente. Nel corso
dell’anno 2013 sono pervenute al GSE 7 richieste di verifica preventiva. Ad oggi 2 im-pianti
solari termodinamici hanno richiesto l’accesso al sistema di incentivazione per
una potenza complessiva di 15 MW, potenza che include la parte non solare degli im-pianti
ibridi.

I Certificati Verdi e le Tariffe Onnicomprensive
Tabella 2-19 RICHIESTE DI VERIFICA PREVENTIVA PER IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI PERVENUTE DAL 2009 AL 2013
ANNO RICHIESTA POTENZA ELETTRICA
In questo paragrafo sono descritti i risultati delle attività inerenti l’incentivazione delle
rinnovabili elettriche, diverse dal fotovoltaico, in virtù della normativa previgente il D.M.
6 luglio 2012, ovverosia mediante i Certificati Verdi o le Tariffe Onnicomprensive.
2.4.1 QUALIFICA DEGLI IMPIANTI ALIMENTATI
DA FONTI RINNOVABILI
Per poter accedere, previa qualifica, ai meccanismi di incentivazione di cui al D.M. 18
dicembre 2008, gli impianti devono essere entrati in esercizio entro il 31 dicembre
2012 o entro i termini e alle condizioni di cui all’art. 30 del D.M. 6 luglio 2012 o entro
i termini e alle condizioni previste dalle disposizioni normative urgenti emanate in
favore delle popolazioni colpite dagli eventi sismici che hanno interessato il territorio
delle province di Bologna, Modena, Ferrara, Mantova, Reggio Emilia e Rovigo il 20
e il 29 maggio 2012.
Gli interventi ammessi alla qualifica (“qualifica IAFR” ovvero qualifica di impianto alimen-tato
da fonti rinnovabili) secondo l’allegato A del D.M. 18 dicembre 2008 sono i seguenti:
◦◦ nuova costruzione;
◦◦ riattivazione;
◦◦ potenziamento;
◦◦ rifacimento totale;
◦◦ rifacimento parziale.
A ogni categoria di intervento dell’impianto corrisponde un diverso algoritmo che lega
l’energia incentivabile (Ei) all’energia netta prodotta (ad esempio, nel caso di interventi
(MWe)
REGIONE TIPOLOGIA SUPERFICIE DI
CAPTAZIONE (M2)
FLUIDO TIPOLOGIA CAPTATORI
2009 50 Sicilia Solare 316.562 Sali fusi Specchi lineari parabolici
40 Sicilia Solare 454.637 Sali fusi Specchi lineari parabolici
1,25 Abruzzo Solare 2.500 Acqua Specchi circolari parabolici
760 Sicilia Ibrido 30.587 Sali fusi Specchi lineari parabolici
55 Sardegna Solare 490.500 Sali fusi/Olio diatermico Specchi lineari parabolici
2010 1 Sicilia Solare 13.300 Olio diatermico Specchi fresnel
2012 0,1 Sicilia Solare 910 Acqua Collettori solari
15 Calabria Ibrido 9.780 Olio diatermico Specchi piani orientabili/
fresnel
50 Sardegna Solare 748.800 Sali fusi Specchi lineari parabolici
0,24 Toscana Solare 1.766,40 Elio Dischi parabolici (“dish”)
0,999 Lombardia Ibrido 7.872 Olio diatermico Specchi lineari parabolici
2013 0,999 Sicilia Ibrido 10.000 Olio diatermico Specchi lineari parabolici
0,011 Cagliari Solare 82,8 Elio Dish stirling
50 Sicilia Ibrido 389.946 Vapore Surriscaldato Torre a concentrazione
0,672 Veneto Solare 6.768 Elio Dish stirling
1,18 Sicilia Ibrido 23.616 Olio diatermico Specchi lineari parabolici
0,1 Sicilia Solare 437,47 Acqua Dischi parabolici (“dish”)
2.4 I CERTIFICATI VERDI
E LE TARIFFE ONNICOMPRENSIVE

38
di nuova costruzione tutta l’energia netta prodotta è incentivabile, mentre nel caso dei
potenziamenti non idroelettrici è incentivabile solo l’incremento di produzione).
Possono inoltre essere qualificati anche impianti ibridi, cioè impianti alimentati sia da
fonti rinnovabili sia da fonti fossili oppure da combustibili parzialmente rinnovabili quali
i rifiuti urbani. Nel caso degli impianti ibridi è incentivabile la sola energia imputabile alla
fonte rinnovabile (nel caso dei rifiuti, la sola energia imputabile alla frazione biodegra-dabile
in essi contenuta).
La normativa ha previsto che la richiesta di qualifica potesse riguardare sia impianti già
entrati in esercizio, sia impianti/interventi ancora in progetto, purché già autorizzati.
Al 31 dicembre 2013 risultano aver ottenuto la qualifica IAFR 5.799 impianti.
IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013
Complessivamente gli impianti in esercizio che hanno ottenuto la qualifica IAFR al 31 di-cembre
2013 risultano essere 5.239 (+652 rispetto al 31 dicembre 2012), per una potenza
totale di 22,6 GW (+1 GW rispetto al 31 dicembre 2012) e una corrispondente energia
incentivabile annua pari a circa 39 TWh (+3 TWh rispetto al 31 dicembre 2012).
In termini di numerosità, il primato spetta ai 1.910 impianti idroelettrici, seguiti da 1.238
termoelettrici a biogas e 1.014 eolici. Gli impianti idroelettrici risultano i più numerosi
in relazione a tutte le categorie di intervento (ad esclusione della categoria “E” delle
co-combustioni). Circa il 50% di tali impianti sono relativi a interventi di nuova costru-zione
a cui seguono, nell’ordine, i rifacimenti parziali, le riattivazioni, i potenziamenti e
i rifacimenti totali. In quanto a potenza installata, primeggiano gli impianti eolici subito
seguiti dagli idroelettrici: 8.241 MW eolici e 7.856 MW idroelettrici. Lo stesso discorso
vale per l’energia incentivabile annua: 14.225 GWh per gli eolici e 10.203 GWh per gli
idroelettrici. Nel settore delle bioenergie si rilevano 1.238 impianti a biogas, seguiti da
478 a bioliquidi, 237 a gas di discarica e 222 a biomasse solide. In termini di potenza,
escludendo gli impianti ibridi, si registrano in esercizio 2.474 MW a biomasse solide,
1.057 MW a bioliquidi e 954 MW a biogas. A questi impianti corrisponde un’energia
incentivabile pari a 5.232 GWh per i biogas, 3.360 GWh per i bioliquidi e 2.830 GWh
per le biomasse solide.
Per quanto attiene alla localizzazione geografica degli impianti qualificati in esercizio, l’I-talia
settentrionale è la zona in cui netta è la prevalenza degli impianti idroelettrici, seguiti
dagli impianti a biogas e a bioliquidi, mentre nell’Italia meridionale e insulare è maggiore
la diffusione degli impianti eolici. In Toscana si concentra l’intera capacità produttiva na-zionale
da geotermia, con 680 MW di impianti geotermoelettrici qualificati e in esercizio.
IMPIANTI QUALIFICATI A PROGETTO AL 31 DICEMBRE 2013
Al 31 dicembre 2013 risultano essere 560 gli impianti qualificati a progetto e non ancora
entrati in esercizio (175 in meno rispetto al 31 dicembre 2012), a cui corrispondono 1,79 GW
di potenza (-1,2 GW rispetto al 31 dicembre 2012) e 3,6 TWh di energia incentivabile annua.
In termini di numerosità sono 185 i progetti di impianti eolici qualificati, seguiti da 143
termoelettrici a bioliquidi e 96 idroelettrici. Dal punto di vista della potenza, prevalgono
gli impianti a bioliquidi con 597 MW, seguiti dagli impianti eolici con 480 MW e a bio-masse
solide con 211 MW.
Osservando i risultati relativi ai progetti qualificati, per quanto riguarda l’energia incen-tivabile
annua si distinguono i 1.274 GWh che sarebbero producibili dagli impianti a
bioliquidi, seguiti dai 790 GWh degli impianti eolici e dai 774 GWh prodotti da impianti
a biomasse solide.

Tabella 2-20 IMPIANTI QUALIFICATI AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO
IMPIANTI IN ESERCIZIO A PROGETTO
NUMERO POTENZA
(MW)
ENERGIA Ei
(GWh)
NUMERO POTENZA
(MW)
ENERGIA Ei
(GWh)
Idroelettrici a bacino 35 2.068 1.140 1 66 3
Idroelettrici a serbatoio 53 2.114 1.714 2 162 113
Idroelettrici ad acqua fluente 1.661 3.606 7.087 88 90 300
Idroelettrici su acquedotto 161 68 262 5 0 1
Eolici 1.014 8.241 14.225 185 480 790
Solari 71 7 5 2 1 1
Marini 1 0 0 - - 0
Geotermoelettrici 21 680 1.640 - - -
Biomasse solide 222 2.474 2.830 84 211 774
Bioliquidi 478 1.057 3.360 143 597 1.274
Biogas 1.238 954 5.232 39 23 122
Gas di discarica 237 319 1.068 4 4 15
Rifiuti 47 1.043 230 7 156 268
TOTALE 5.239 22.631 38.794 560 1.790 3.661
Tabella 2-21 IMPIANTI QUALIFICATI AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO
IMPIANTI IN ESERCIZIO A PROGETTO
NUMERO POTENZA
(MW)
ENERGIA Ei
(GWh)
NUMERO POTENZA
(MW)
ENERGIA Ei
(GWh)
A Potenziamento 153 3.292 1.069 3 120 124
B Rifacimento 168 819 2.006 22 126 316
BP Rifacimento Parziale 587 4.069 6.850 29 264 219
C Riattivazione 205 198 685 12 2 9
D Nuova Costruzione 4.114 12.203 28.067 494 1.278 2.993
E Co-combustione in
impianti esistenti prima
del 1999
12 2.050 117 - - -
TOTALE 5.239 22.631 38.794 560 1.790 3.661

40
9%
Figura 2-21 IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO
3% 3%
79%
4% 5%
1% 2%
2.4.2 CERTIFICATI VERDI
3%
Il meccanismo di incentivazione dei Certificati Verdi, introdotto dal D.Lgs 79/99, si
basa sull’obbligo, posto dalla normativa in capo ai soggetti produttori e importatori di
energia elettrica da fonti non rinnovabili, di immettere annualmente nel sistema elet-trico
nazionale una prestabilita quota di elettricità prodotta da impianti alimentati da
fonti rinnovabili.
La quota prestabilita è calcolata sulla base delle produzioni e delle importazioni da fonti
non rinnovabili dell’anno precedente, decurtate dell’energia elettrica prodotta in coge-nerazione,
degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, con una franchigia di 100
GWh per ciascun operatore. La quota d’obbligo prestabilita relativa alle produzioni/im-portazioni
del 2013 è pari al 5,03%.
Il possesso dei Certificati Verdi dimostra l’adempimento dell’obbligo: ogni Certificato
Verde attesta convenzionalmente la produzione di 1 MWh di energia rinnovabile. I
Certificati Verdi hanno validità triennale: quelli rilasciati per la produzione di energia
elettrica in un dato anno (anno di riferimento dei CV) possono essere usati per ottempe-rare
all’obbligo anche nei successivi due anni.
L’obbligo può essere rispettato in due modi: immettendo in rete energia elettrica prodotta
da fonti rinnovabili oppure acquistando i Certificati Verdi dai produttori di energia “verde”.
Idroelettrici a serbatoio
Idroelettrici a bacino
Idroelettrici ad acqua fluente
Idroelettrici su acquedotto
Eolici
Solari
Marini
Geotermoelettrici
Biomasse solide
Bioliquidi
Biogas
Gas di discarica
Rifiuti
32%
1%
1%
3%
19%
1%
0%
0%
4%
9%
24%
5%
1%
16%
10%
0%
36%
0% 0%
0% 0%
3%
11%
5%
4%
1%
5%
18%
4%
1%
34%
4%
7%
9%
13%
3%
1%
Figura 2-20 IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO
Numero impianti Potenza impianti Energia incentivabile
A Potenziamento
B Rifacimento
BP Rifacimento Parziale
C Riattivazione
D Nuova Costruzione
E Co-combustione in
del 1999
3%
0% 9%
0%
54% 72%
15%
11% 18% 18%
4%

0%
0%
0%
4%
Figura 2-23 IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO
7%
7%
5% 6%
2%
0%
3%
9%
0%
I Certificati Verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’e-nergia
prodotta da un impianto qualificato IAFR, entrato in esercizio entro il 31 dicembre
2012[3] ai sensi di quanto previsto dal D.Lgs. n. 28/2011, in numero variabile a seconda
del tipo di fonte rinnovabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione,
riattivazione, potenziamento e rifacimento).
0%
0%
1%
1%
Figura 2-24 SCHEMA DI FUNZIONAMENTO DEL MECCANISMO DEI CERTIFICATI VERDI
ENERGIA CONVENZIONALE ENERGIA RINNOVABILE
€ / MWh
MWh
CV Obbligo
Domanda CV
Produzione
nazionale fossile
soggetta a obbligo € / MWh
€ / MWh
MWh
Offerta CV
€ / MWh
MERCATO
DELL’ENERGIA
[3] Fatto salvo quanto previsto dall’articolo 30 del D.M. 6 luglio 2012 per il periodo transitorio.
Import
soggetto a obbligo
MERCATO
CERTIFICATI
VERDI
acquisto %
Idroelettrici a serbatoio
Idroelettrici a bacino
Idroelettrici su acquedotto
Eolici
Solari
Marini
Geotermoelettrici
Biomasse solide
Bioliquidi
Biogas
Gas di discarica
Rifiuti
33%
33% 35%
0% 0%
0% 0%
0% 0%
0%
26%
27%
1%
16%
15%
9%
9%
0%
0%
0%
0%
12%
22%
21%
5%
1%
3%
3%
7%
7%
8%
Figura 2-22 IMPIANTI QUALIFICATI A PROGETTO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO
A Potenziamento
B Rifacimento
C Riattivazione
D Nuova Costruzione
E Co-combustione in
del 1999
0% 0%
0%
88%
1%
71% 82%
15%
4%

42
I CV relativi a produzioni antecedenti al 2013 sono rilasciati a consuntivo o, nel caso siano
stati ottenuti precedentemente CV a preventivo, sono emessi a compensazione. Il GSE dopo
aver verificato l’attendibilità dei dati forniti dai produttori, emette i Certificati Verdi spettanti.
I produttori che hanno richiesto l’emissione di Certificati Verdi a preventivo sono sempre
tenuti, successivamente, a compensare l’emissione e a inviare copia della dichiarazione
annuale di consumo presentata all’Agenzia delle Dogane, attestante l’effettiva produ-zione
di energia elettrica realizzata nell’anno cui si riferiscono i Certificati Verdi.
Il D.M. 6 luglio 2012 prevede che l’emissione dei Certificati Verdi avvenga a partire dalle
misure trasmesse mensilmente da parte dei gestori di rete. A partire dal 2013, pertanto
non sono più previste le modalità di emissione dei CV a preventivo sulla base di garanzia
sulla producibilità attesa o sulla base di garanzia fideiussoria.
A partire dal 2013 i CV sono emessi su base mensile, compatibilmente con l’ottenimento
da parte dei gestori di rete delle misure della produzione lorda e dell’energia immessa in
rete, relativamente agli impianti qualificati IAFR. I CV vengono quindi classificati a partire
dal 2013, oltre che per anno, anche in base al mese di riferimento ai fini della corretta
individuazione del trimestre di riferimento per il successivo ritiro.
I Certificati Verdi vengono rilasciati in funzione dell’energia netta Ea prodotta dall’im-pianto,
che è l’energia lorda misurata ai morsetti dei gruppi di generazione, diminuita
dell’energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari, delle perdite dei trasformatori e
delle perdite di linea fino al punto di consegna dell’energia elettrica alla rete con l’ob-bligo
di connessione di terzi. L’energia netta prodotta, tuttavia, non costituisce sempre
direttamente il termine di riferimento per il calcolo del numero dei Certificati Verdi
spettanti. Esistono diversi tipi di interventi impiantistici (nuova costruzione, riattiva-zione,
potenziamento, rifacimento totale o parziale) che danno diritto a ottenere l’in-centivazione
di tutta o parte dell’energia elettrica netta prodotta, come specificato dal
D.M. 18/12/2008.
Per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007, il GSE rilascia
i Certificati Verdi per 15 anni, moltiplicando l’energia netta EI riconosciuta all’intervento
effettuato per le costanti, differenziate per fonte, della tabella 1 della Legge Finanziaria
2008 (aggiornata dalla Legge n. 99/2009).
Tabella 2-22 COEFFICIENTI MOLTILPLICATIVI PER IL CALCOLO DEL CERTIFICATI VERDI
NUMERAZIONE L. 244/2007 FONTE COEFFICIENTE K
1 Eolica on-shore 1
1-bis Eolica off-shore 1,5
3 Geotermica 0,9
4 Moto ondoso e maremotrice 1,8
5 Idraulica 1
6 Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo 1,3
7 Biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali,
ottenuti nell’ambito di intese di filiera, contratti quadro, o filiere corte 1,8
8 Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente 0,8
CERTIFICATI VERDI EMESSI A FAVORE
DI IMPIANTI QUALIFICATI IAFR
Nel corso del 2013 risultano emessi dal GSE oltre 24 milioni di CV IAFR (tale dato va
comunque considerato non ancora definitivo) relativi a produzioni 2013 ripartiti fra le

diverse tipologie di impianto come segue: impianti eolici (46%), idroelettrici (27%), bioe-nergie
(22%) geotermoelettrici (5%).
Nel 2013 inoltre è stata effettuata l’attività di consuntivazione dei CV IAFR relativi a pro-duzioni
2012, per un totale pari a quasi 28 milioni di CV emessi dal GSE. Gli impianti IAFR
per i quali è stato emesso il maggior numero di CV sono gli eolici (45%), seguiti nell’ordine
dagli idroelettrici (25%), dagli impianti a bioenergie (25%) e dai geotermoelettrici (5%).
Una quota marginale è infine da ascrivere alla produzione degli impianti fotovoltaici che
hanno richiesto e ottenuto la qualifica IAFR [4].
Nelle tabelle successive sono riportati i dati, aggiornati a dicembre 2013, relativi ai CV
emessi dal GSE.
Tabella 2-23 NUMERO CV IAFR EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI, SUDDIVISI PER FONTE (TAGLIA CV=1 MWh)
ANNO IDROELETTRICI EOLICI SOLARI MARINI GEOTERMOELETTRICI
BIOENERGIE TOTALE
2002 452.750 148.000 400 - 187.100 138.352 926.602
2003 596.100 181.200 800 - 482.500 270.444 1.531.044
2004 1.501.050 464.000 800 - 606.900 509.820 3.082.570
2005 1.692.900 1.281.550 1.100 - 629.950 772.889 4.378.389
2006 2.164.799 2.002.000 2.226 - 844.850 955.532 5.969.407
2007 2.921.494 2.653.229 3.096 - 865.644 1.324.515 7.767.978
2008 4.331.892 3.670.792 4.677 - 947.336 2.250.820 11.205.517
2009 6.892.929 5.541.061 4.887 4 936.341 4.475.531 17.850.753
2010 7.796.987 8.177.298 4.160 - 988.650 5.680.040 22.647.135
2011 7.315.677 9.237.531 3.695 - 1.331.627 5.889.915 23.778.445
2012 6.853.333 12.552.015 2.777 1.406.585 7.089.160 27.903.870
2013 (*) 6.641.533 11.161.671 210 - 1.187.403 5.271.712 24.262.529
Tabella 2-24 NUMERO CV IAFR EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI, SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO
ANNO A B BP C D E TOTALE
POTENZIAMENTO RIFACIMENTO RIFACIMENTO
PARZIALE
RIATTIVAZIONE NUOVA
COSTRUZIONE
CO-COMBUSTIONE
IN IMPIANTI
ESISTENTI PRIMA
DEL 1999
2002 179.900 10.900 135.300 41.200 503.202 56.100 926.602
2003 115.600 10.800 330.050 68.300 903.994 102.300 1.531.044
2004 726.400 24.050 528.900 87.450 1.623.620 92.150 3.082.570
2005 284.750 40.550 1.025.500 119.100 2.756.639 151.850 4.378.389
2006 212.820 83.150 1.441.005 225.052 3.844.580 162.800 5.969.407
2007 166.256 204.482 1.770.744 234.135 5.204.449 187.912 7.767.978
2008 708.769 407.046 2.362.146 284.896 7.366.173 76.487 11.205.517
2009 1.239.166 553.861 3.865.085 342.245 11.737.221 113.175 17.850.753
2010 1.149.768 775.618 4.859.172 411.105 15.352.174 99.298 22.647.135
2011 1.128.413 1.290.147 4.894.025 399.337 16.012.569 53.954 23.778.445
2012 777.811 1.814.557 5.055.710 425.130 19.769.113 61.549 27.903.870
2013 (*) 341.288 1.625.829 5.142.290 311.768 16.782.466 58.888 24.262.529
[4] Fino alla data di entrata in vigore della Legge Finanziaria 2008, gli impianti fotovoltaici che non aderivano al Con-to
Energia erano ammessi a ricevere i CV. L’art. 15, comma 2, del D.M. 18 dicembre 2008 ha esteso tale facoltà
agli impianti, non incentivati con il Conto Energia, che abbiano inoltrato la domanda di autorizzazione unica prima
del 2008.
(*) Dati preliminari

44
Figura 2-26 CV IAFR, SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO,
EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI
DAL 2002 AL 2013 (MILIONI DI CV)
Bioenergie E Co-combustione in impianti esistenti prima del 1999
Geotermoelettrici D Nuova Costruzione
Marini C Riattivazione
Solari BP Rifacimento Parziale
Eolici B Rifacimento
Idrolelettrici A Potenziamento
CV CV
CERTIFICATI VERDI EMESSI A FAVORE
DI IMPIANTI QUALIFICATI CHP-TLR
Con la Legge n. 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda-mento
(CHP-TLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al
rilascio dei Certificati Verdi (denominati in questo caso CV-TLR)[5].
Relativamente alla produzione di energia elettrica del 2012, risultano emessi dal GSE
quasi 1,9 milioni di CV-TLR 2012. Nessun CV-TLR è stato emesso dal GSE nel 2013.
Figura 2-27 CV-TLR EMESSI SUDDIVISI PER ANNO DI EMISSIONE
2.741 34.303
305.792 465.897
1.182.051
1.733.933
2.188.393
1.856.624
I PREZZI DI RIFERIMENTO NEL MERCATO DEI CV
Fino all’entrata in vigore del D.Lgs. n. 28/2011 di recepimento della Direttiva 2009/28/
CE, i prezzi presi a riferimento dal mercato dei CV sono stati quello di offerta e quello di
ritiro dei CV da parte del GSE.
[5] Vedasi paragrafo 6.1
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013 (*)
0
30.000.000
25.000.000
20.000.000
15.000.000
10.000.000
5.000.000
Figura 2-25 CV IAFR, SUDDIVISI PER FONTE,
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013 (*)
EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI
DAL 2002 AL 2013 (MILIONI DI CV)
0
30.000.000
25.000.000
20.000.000
15.000.000
10.000.000
5.000.000
27%
46%
5%
22%
2%
7%
21%
69% 1%
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

L’art. 2 comma 148 della Legge n. 244/2007 (Finanziaria 2008) ha stabilito che il prezzo
di offerta dei CV nella titolarità del GSE venga calcolato, con cadenza annuale, come
differenza tra:
◦◦ 180 €/MWh (valore di riferimento fissato dall’art. 2, comma 148 della L. n. 244/2007) e
◦◦ il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica di cui all’art. 13,
comma 3, del D.Lgs. 387/2003 registrato nell’anno precedente, definito dall’Au-torità
per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico con propria Deliberazione[6].
Per il ritiro dei CV effettuato dal GSE, fino all’entrata in vigore del D.Lgs. n. 28/2011, sono
esistiti due distinti riferimenti, uno a regime e uno transitorio.
L’art. 2, comma 149 della L. n. 244/2007 prevedeva che, a partire dal 2008, entro giugno
di ciascun anno, il GSE, su richiesta del produttore, ritirasse i CV in scadenza nell’anno
ulteriori rispetto a quelli necessari per assolvere l’obbligo. A tal fine il prezzo medio an-nuale
è quello relativo alle contrattazioni di tutti i CV, indipendentemente dall’anno di
riferimento, scambiati l’anno precedente sulla borsa del GME o con contratti bilaterali.
Per far fronte al sensibile eccesso di offerta registratosi negli ultimi anni, il D.M.
18/12/2008 aveva inoltre introdotto una norma transitoria (art. 15, comma 1) disponendo
che, entro il mese di giugno di ogni anno, il GSE ritirasse, su richiesta dei detentori, i CV
rilasciati per le produzioni relative agli anni fino al 2010. Da tale possibilità erano esclusi
gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento. Il prezzo di ritiro era pari al
prezzo medio di mercato del triennio precedente.
In termini generali si può sostenere che i prezzi di offerta e di ritiro del GSE abbiano
rappresentato rispettivamente i valori di riferimento massimo e minimo per il mercato.
Poiché le condizioni di mercato degli ultimi anni sono state caratterizzate da un’offerta
che ha notevolmente superato la domanda, le contrattazioni di mercato dei CV si sono
tendenzialmente attestate sul valore di riferimento minimo.
Il D.Lgs. n. 28/2011 ha abrogato il comma 149 della L. n. 244/2007, prevedendo che il GSE
ritiri annualmente i CV rilasciati per le produzioni da fonti rinnovabili degli anni dal 2011
al 2015, eventualmente eccedenti quelli necessari per il rispetto della quota d’obbligo,
a un prezzo fissato pari al 78% del prezzo di offerta dei propri CV, calcolato secondo il
comma 148 della stessa legge[7].
Per quanto riguarda il mercato dei CV relativo al 2011 (ritiro 2012):
◦◦ il prezzo di offerta dei CV nella titolarità del GSE è stato pari a 105,28 €/MWh,
calcolato come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di
cessione dell’energia elettrica registrato nel 2011, pari a 74,72 €/MWh così come
definito dalla Delibera AEEGSI 11/2012/R/EFR;
◦◦ il prezzo di ritiro calcolato in base all’art. 25 comma 4 del D.Lgs. n. 28/2011, pari al
78% del prezzo di offerta, è risultato pari a 82,12 €/MWh.
◦◦ il prezzo di offerta dei CV nella titolarità del GSE è stato pari a 103,00 €/MWh,
calcolato come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di
[6] L’art. 20 del D.M. 6/7/2012 ha cambiato questa disposizione, prevedendo che, dal 2013 al 2016 il GSE offra ai
soggetti obbligati i Certificati Verdi ritirati a un prezzo pari a quello di ritiro.
[7] L’art. 20 del D.M. 6/7/2012 ha dettagliato le modalità di ritiro per i Certificati Verdi relativi alle produzioni dal 2011
al 2015.

46
cessione dell’energia elettrica registrato nel 2012, pari a 77,00 €/MWh così come
definito dalla Delibera AEEGSI 17/2013/R/EFR;
◦◦ il prezzo di ritiro calcolato in base all’art. 25 comma 4 del D.Lgs 28/2011, pari al
78% del prezzo di offerta, è risultato pari a 80,34 €/MWh.
◦◦ il prezzo di offerta dei CV nella titolarità del GSE è pari a 114,46 €/MWh, calcolato
come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione
dell’energia elettrica registrato nel 2013, pari a 65,54 €/MWh così come definito
dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico con la deliberazione
20/2014/R/EFR;
◦◦ il prezzo di ritiro calcolato in base all’art. 25 comma 4 del D.Lgs 28/2011, pari al
78% del prezzo di offerta, risulta pari a 89,28 €/MWh.
Il D.Lgs. n. 28/2011 ha anche previsto che il GSE ritiri i CV-TLR, rilasciati sempre per le
produzioni dal 2011 al 2015, relativi agli impianti di cogenerazione abbinati a teleriscal-damento.
Il prezzo di ritiro è in questo caso pari al prezzo medio di mercato dei CV-TLR
registrato nel 2011, pari a 84,34 €/MWh.
ENERGIA SOGGETTA ALL’OBBLIGO:
QUANTIFICAZIONE E ASSOLVIMENTO
Come già detto, il sistema dei Certificati Verdi si basa sull’obbligo, posto in capo a
produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili, di immet-tere
nel sistema elettrico una determinata quota di nuova produzione di energia da
fonti rinnovabili.
Ai fini della quantificazione dell’energia soggetta all’obbligo, il GSE verifica le quantità
di energia convenzionale prodotta o importata e controlla l’annullamento dei CV sul
conto proprietà di ciascun soggetto obbligato.
Il processo che va dalla quantificazione dell’energia soggetta all’obbligo alla verifica
dell’adempimento è articolato su due anni:
◦◦ entro il 31 marzo dell’anno (n+1), i produttori e importatori di energia trasmet-tono
l’autocertificazione dei dati relativi alla produzione e importazione non rin-novabile
dell’anno (n) e le ulteriori informazioni necessarie al calcolo dell’energia
soggetta all’obbligo;
◦◦ nel corso dell’anno (n+1) il GSE, a seguito della valutazione delle autocertifica-zioni
e dei documenti correlati, comunica a produttori e importatori l’ammontare
dell’energia soggetta all’obbligo;
◦◦ entro il 31 marzo dell’anno (n+2), i soggetti obbligati provvedono a rendere di-sponibili
sul proprio conto proprietà i CV da annullare ai fini dell’adempimento
all’obbligo. Per l’annullamento possono essere utilizzati CV relativi a pro-duzione
rinnovabile degli anni (n+1), (n), (n-1) e, per una quota non superiore
al 20% dell’obbligo, anche CV rilasciati a impianti di cogenerazione abbinata
a teleriscaldamento;
◦◦ al raggiungimento del termine del 31 marzo dell’anno (n+2), il GSE procede alla
verifica dell’adempimento per ciascun soggetto obbligato: in caso di esito po-sitivo
il GSE invia al soggetto la comunicazione di avvenuto adempimento; in
caso di esito negativo il GSE invia al soggetto una comunicazione di sollecito
concedendo ulteriori 30 giorni per provvedere all’adempimento;
◦◦ a conclusione del processo di verifica il GSE comunica l’elenco dei soggetti
inadempienti Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico che
applica le sanzioni ai sensi alla Legge n. 481/1995. Sono considerati inadem-

pienti, per la quantità di certificati correlata al totale di elettricità importata
o prodotta nell’anno precedente, anche i soggetti che omettono di presentare
l’autocertificazione.
L’obbligo 2013, ripartito tra 104 operatori, è stato pari a 12.692.129 Certificati Verdi.
Gli operatori elettrici, suddivisi tra produttori e importatori, che nel 2012 hanno supe-rato
la soglia dei 100 GWh annui di energia prodotta o importata e quindi soggetti ad
autocertificazione, sono 133: ad essi è associata una produzione soggetta ad autocer-tificazione
pari a quasi 205 TWh, di cui il 90% imputabile alla produzione nazionale e
il 10% imputabile all’importazione.
Per la determinazione dell’energia effettivamente soggetta all’obbligo, sui dati di au-tocertificazione
presentati dagli operatori il GSE ha operato la detrazione delle espor-tazioni,
delle importazioni esenti in quanto riconosciute come produzioni da fonte
rinnovabile, della produzione riconosciuta di Cogenerazione ad Alto Rendimento e
della franchigia spettante a ciascun soggetto. Tale operazione ha comportato una ri-duzione
dell’energia soggetta ad obbligo di acquisto di CV da 205 a 168 TWh. Per
quanto riguarda l’import va notato che dei circa 19 TWh importati quasi 14 TWh sono
assoggettabili all’obbligo.
Applicando la quota percentuale stabilita dal legislatore per l’anno di adempimento
dell’obbligo 2013, pari al 7,55% dell’energia soggetta a obbligo, si è determinato quindi
un obbligo complessivo pari a 168.108 GWh, corrispondente ad un totale di 12.692.129
Certificati Verdi.
Tabella 2-25 RICOSTRUZIONE DELL’OBBLIGO 2013 RELATIVO ALL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA E IMPORTATA NEL 2012
PRODUTTORI IMPORTATORI TOTALE
GWh N. GWh N. GWh N.
Produzione > 100 GWh 185.368 75 Import. > 100 GWh 19.446 58 204.813 133
Prod. esente da Cogenerazione 25.278 Import. Esente 0 25.278
Export 159 Export 3.665 3.825
Franchigia 6.155 Franchigia 5.599 11.754
Energia soggetta 154.261 62 Energia soggetta 13.847 42 168.108 104
En. Calcolata 7,55% 11.647 En. Calcolata 7,55% 1.045 11.625
n. C. Verdi 11.646.697 n. C. Verdi 1.045.432 12.692.129
Tabella 2-26 ENERGIA SOGGETTA ALL’OBBLIGO NEL PERIODO 2002-2012
ANNO PRODUZIONE ENERGIA SOGGETTA OBBLIGO
(TWh)
OBBLIGO (%) ANNO OBBLIGO MILIONI DI CV
DA ANNULLARE
2002 180,91 2,00% 2003 3,62
2003 203,15 2,00% 2004 4,06
2004 193,75 2,35% 2005 4,55
2005 202,65 2,70% 2006 5,46
2006 189,94 3,05% 2007 5,79
2007 186,73 3,80% 2008 7,1
2008 186,91 4,55% 2009 8,5
2009 153,04 5,30% 2010 8,11
2010 147,8 6,05% 2011 8,94
2011 170,72 6,80% 2012 11,61
2012 168,11 7,55% 2013 12,69

48
Con riferimento all’obbligo 2013, alla data di redazione del presente rapporto, ri-sulta
che i soggetti obbligati hanno provveduto ad annullare complessivamente
11.067.590 CV.
Tabella 2-27 EVOLUZIONE DELL’OBBLIGO E SUA COPERTURA (1 CV = 1 MWh)
OBBLIGO CONSUNTIVO ASSOLVIMENTO DELL’OBBLIGO
OBBLIGO ASSOLTO OPERATORI
INADEMPIENTI
ANNO (T-1) (1) ENERGIA QUOTA OBBLIGO ANNO (T) (2) OBBLIGO CV CV UTILIZZATI N. CV
2001 161,62 2,00% 2002 3.232.400 3.232.400 0 -
2002 182,03 2,00% 2003 3.643.200 3.643.200 0 -
2003 208,45 2,00% 2004 4.145.800 4.137.800 1 8.000
2004 193,75 2,35% 2005 4.553.073 4.543.923 1 9.150
2005 201,97 2,70% 2006 5.456.337 5.395.587 5 60.750
2006 190,11 3,05% 2007 5.798.350 5.796.950 1 1.400
2007 187 3,80% 2008 7.106.189 7.083.074 1 23.115
2008 187,22 4,55% 2009 8.518.286 8.391.412 2 126.874
2009 155,48 5,30% 2010 8.204.370 8.115.243 3 89.127
2010 147,84 6,05% 2011 8.944.202 8.858.253 5 85.949
2011 170,69 6,80% 2012 11.607.230 10.701.220 3 906.010
2012 168,11 7,55% 2013 12.692.129 11.389.384 5 1.302.745
(1) Anno di produzione o importazione dell’energia soggetta ad obbligo
(2) Anno di assolvimento dell’obbligo
Figura 2-28 EVOLUZIONE DEL MERCATO DEI CV DAL 2002 AL 2013 (MILIONI DI CV)
Il grafico precedente mostra l’evoluzione del mercato dei CV in termini di domanda e
di offerta, evidenziando per quest’ultima il dettaglio delle differenti componenti che
la costituiscono: CV da impianti IAFR, CV-TLR e CV immessi sul mercato da parte
del GSE.
Si può osservare come nei primi 3 anni di mercato l’offerta di CV dei produttori IAFR,
inferiore alla domanda, sia stata integrata dai certificati venduti dal GSE.
Negli anni successivi l’offerta dei produttori IAFR ha superato la domanda e quindi l’of-ferta
del GSE ha assunto un ruolo marginale. In questo contesto fa eccezione il mercato
dei CV 2008 nel quale, nonostante l’eccesso di offerta di CV IAFR, i soggetti obbligati
hanno fatto ricorso per una quota consistente ai CV del GSE. Tale anomalia è stata cau-sata
dal fatto che per l’anno 2008 il prezzo di ritiro dei CV da parte del GSE è risultato
maggiore del prezzo di offerta dei CV del GSE (valore di riferimento del mercato). La
30
25
20
15
10
5
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Obbligo
Offerta GSE
Offerta IAFR
Offerta TLR
(*) Valore preliminare (*)

suddetta circostanza non si è ripetuta per gli anni successivi in quanto il prezzo di offerta
dei CV del GSE è tornato a essere superiore a quello di ritiro.
2.4.3 TARIFFE ONNICOMPRENSIVE
Prima dell’entrata in vigore del D.M. 6 luglio 2012, la Tariffa Onnicomprensiva (TO) co-stituiva
il meccanismo di incentivazione, alternativo ai Certificati Verdi, riservato agli
impianti qualificati IAFR di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW o 0,2
MW per gli impianti eolici.
La tariffa è detta “onnicomprensiva” in quanto il suo valore include una componente
incentivante e una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete.
Essa, previa qualifica IAFR dell’impianto e sua entrata in esercizio, è riconosciuta per un
periodo di 15 anni in funzione della quota di energia immessa in rete.
La tariffa si applica a una quota parte o a tutta l’energia immessa in rete a seconda della
tipologia di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, rifaci-mento
e potenziamento). Per gli impianti entrati in esercizio a seguito di interventi di-versi
dalla nuova costruzione (potenziamento, riattivazione, rifacimento), a seconda degli
interventi, può essere incentivata solo una determinata quota dell’energia immessa in
rete. Le formule che individuano la quota di energia incentivata a seconda dell’intervento
impiantistico realizzato sono contenute nel D.M. 18/12/2008.
Tabella 2-28 TARIFFE ONNICOMPRENSIVE
NUMERAZIONE L. 244/2007 FONTE VTO (€/MWh)
1 Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kW 300
3 Geotermica 200
4 Moto ondoso e maremotrice 340
5 Idraulica diversa da quella del punto precedente 220
6 Biogas e biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi (1) a eccezione degli oli vegetali puri tracciabili (2)
attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal Regolamento 2009/73/CE del Consiglio.
280
Alcol etilico di origine agricola proveniente dalla distillazione dei sottoprodotti della vinificazione.
8 Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi a eccezione degli oli
vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal Regolamento del
Consiglio 2009/73/CE
180
(1) L’articolo 25, comma 5, del D.Lgs. n. 28/2011 ha stabilito che, ai fini del riconoscimento della TO da 180 €/MWh, i residui di macellazione, nonché i sottoprodotti delle attività
agricole, agroalimentari e forestali, non sono considerati liquidi anche qualora subiscano, nel sito di produzione dei medesimi residui e sottoprodotti o dell'impianto di conver-sione
in energia elettrica, un trattamento di liquefazione o estrazione meccanica.
(2) Il sistema di tracciabilità degli oli vegetali puri è chiarito dalle circolari MIP AAF del 31 marzo 2010 (“Circolare esplicativa del sistema di tracciabilità degli oli vegetali puri per la
produzione di energia elettrica al fine dell’erogazione della Tariffa Onnicomprensiva di 0,28 euro a kWh prevista dalla L. n. 99/2009”) e del 21 giugno 2010 (“Oli vegetali puri.
Sistema di tracciabilità per la produzione di energia elettrica soggetta al riconoscimento della Tariffa Onnicomprensiva ai sensi della legge 99/2009. Disposizioni attuative”).

50
NUMERO E POTENZA DEGLI IMPIANTI INCENTIVATI
Al 31 dicembre 2013, 2.709 impianti risultano aver avuto accesso alle Tariffe
Onnicomprensive per una potenza complessiva di 1.554 MW.
Figura 2-29 NUMERO DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
153
429
1.246
797
1.728
2.709
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Tabella 2-29 NUMERO DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO, SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Idroelettrici a serbatoio _ 3 3 1 2 3
Idroelettrici a bacino _ 3 3 4 6 7
95 218 334
394 507 722
Idroelettrici su acquedotto 44 51 67
Eolici 3 39 95 164 221 354
Biomasse solide 5 12 33 52 68 125
Bioliquidi 8 36 76 141 197 294
Biogas 30 93 212 398 622 1.067
Gas di discarica 12 25 41 48 54 70
TOTALE 153 429 797 1.246 1.728 2.709
Figura 2-30 POTENZA DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO (MW)
1.800
1.500
1.200
900
600
300
0
77
209
403
656
956
1.554
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Tabella 2-30 POTENZA DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (MW)
2008 2009 2010 2011 2012 2013
44 103 154
208 275 424
Eolici 0 2 4 7 13 21
Bioliquidi 5 21 42 81 115 170
Biogas 17 56 152 287 460 793
TOTALE 77 209 403 656 956 1.554

ENERGIA RITIRATA E CORRISPETTIVI EROGATI
Nel 2013 è stato ritirato un quantitativo di energia convenzionata in regime di Tariffa
Onnicomprensiva pari a 7.548 GWh, per un corrispettivo economico erogato dal GSE
pari a di 1.976 milioni di euro.
Figura 2-31 ENERGIA RITIRATA RELATIVA AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO (GWh)
7.800
6.500
5.200
3.900
2.600
1.300
0
149
650
1.331
2.542
4.070
7.548
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Tabella 2-31 ENERGIA RITIRATA RELATIVA AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (GWh)
2008 2009 2010 2011 2012 2013
76 273 504
626 809 1.432
Eolici _ 0 2 4 12 21
Bioliquidi 6 45 96 121 194 308
Biogas 50 252 556 1.491 2.647 5.165
Gas di discarica 15 54 124 168 205 249
TOTALE 149 650 1.331 2.542 4.070 7.548
Figura 2-32 CORRISPETTIVI EROGATI RELATIVI AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO (MILIONI DI EURO)
2.400
2.000
1.600
1.200
800
400
0
35 158
327
650
1.056
1.978
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Tabella 2-32 CORRISPETTIVI EROGATI RELATIVI AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (MILIONI DI EURO)
2008 2009 2010 2011 2012 2013
17 60 111
138 178 315
Eolici _ 0 1 1 4 6
Bioliquidi 1 10 24 30 42 66
Biogas 14 71 155 417 741 1.445
TOTALE 35 158 327 650 1.056 1.978

52
Gli incentivi introdotti dal D.M. 6 luglio 2012
2.5 GLI INCENTIVI INTRODOTTI DAL D.M. 6 LUGLIO 2012
2.5.1 I NUOVI MECCANISMI DI INCENTIVAZIONE
L’11 luglio 2012 è entrato in vigore il D.M. 6 luglio 2012 che ha stabilito le nuove modalità
di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rin-novabili,
diverse da quella solare fotovoltaica, con potenza non inferiore a 1 kW, entrati
in esercizio a partire dal 1º gennaio 2013. Lo stesso Decreto, all’art. 30, prevede delle
modalità e condizioni di transizione dai precedenti meccanismi di incentivazione (regolati
dal D.M. 18/12/2008) al nuovo sistema.
Il Decreto 6 luglio 2012 prevede che l’incentivazione sia riconosciuta in riferimento all’e-nergia
netta prodotta e immessa in rete, pari al minor valore fra la produzione netta e l’e-nergia
effettivamente immessa in rete. In particolare sono previste due tipologie di incentivi:
◦◦ una tariffa incentivante onnicomprensiva (To), per gli impianti di potenza non su-periore
a 1 MW calcolata secondo la seguente formula:
To = Tb + Pr
(Tb: tariffa incentivante base; Pr: ammontare totale degli eventuali premi)
◦◦ un incentivo (I) per gli impianti di potenza superiore ad 1 MW e per quelli di
potenza non superiore a 1 MW che non optino per la Tariffa Onnicomprensiva,
calcolato come differenza tra un valore fissato (ricavo complessivo) e il prezzo zo-nale
orario dell’energia (riferito alla zona in cui è immessa in rete l’energia elettrica
prodotta dall’impianto):
I = Tb + Pr – Pz
(Pz: prezzo zonale orario)
Nel caso di Tariffa Onnicomprensiva, il corrispettivo erogato comprende la remunera-zione
dell’energia che viene ritirata dal GSE; nel caso di incentivo, l’energia resta invece
nella disponibilità del produttore.
Il D.M. 6/7/2012 definisce quattro diverse modalità di accesso ai meccanismi di incenti-vazione,
a seconda della taglia di potenza e della categoria di intervento:
◦◦ accesso diretto, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati,
oggetto di rifacimento o potenziamento con potenza non superiore a un de-terminato
valore (per i potenziamenti non deve essere superiore a tale limite
l’incremento di potenza);
◦◦ iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di po-tenza
incentivabili assegnati alle diverse fonti, nel caso di impianti nuovi, inte-gralmente
ricostruiti, riattivati o oggetto di potenziamento, se la relativa potenza
è superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto, ma non superiore
a un determinato valore soglia (per i potenziamenti non deve essere superiore a
tale valore soglia l’incremento di potenza);
◦◦ aggiudicazione degli incentivi a seguito di partecipazione a procedure compe-titive
di aste al ribasso, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui
di potenza incentivabili assegnati alle diverse fonti, nel caso di impianti nuovi,
integralmente ricostruiti, riattivati o oggetto di potenziamento se la relativa po-tenza
è superiore a un determinato valore soglia (per i potenziamenti deve essere
superiore a tale valore soglia l’incremento di potenza);

◦◦ iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di po-tenza
incentivabili assegnati alle diverse fonti, nel caso di rifacimenti di impianti la
cui potenza è superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto.
2.5.2 I BANDI PER I REGISTRI E LE ASTE
I bandi relativi ai primi registri e procedure d’asta sono stati pubblicati l’8 settembre 2012
e dopo 30 giorni è stato attivato un nuovo portale telematico per l’invio delle richieste
di iscrizione ai registri e di partecipazione alle aste da parte degli operatori. Le richieste
pervenute nell’ambito di tali registri e aste sono state 999; il dettaglio è fornito nelle
tabelle seguenti.
Tabella 2-33 RICHIESTE DI ISCRIZIONE ALLE PRIME PROCEDURE D’ASTA
TIPOLOGIA DI IMPIANTO CONTINGENTE ISTANZE INVIATE ISTANZE AMMESSE IN POSIZIONE UTILE
POTENZA
(MW)
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
Eolico onshore 500 18 442 88,4% 18 442 88,4%
Eolico offshore 650 1 30 4,6% 1 30 4,6%
Idroelettrico 50 0 0 0 0 0 0
Geotermoelettrico 40 1 39,6 99% 1 39,6 99%
Biomasse di cui all’articolo 8, comma
4, lettere a), b) e d), biogas, gas di
depurazione e gas di discarica e
120 1 13 10,8% 1 13 10,8%
bioliquidi sostenibili
4, lettera c) 350 2 32,91 9,4% 2 32,91 9,4%
TOTALE 1.710 23 557,51 32,6% 23 557,51 32,6%
Tabella 2-34 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI PRIMI REGISTRI (DIVERSI DA QUELLI DEDICATI AI RIFACIMENTI)
POTENZA
(MW)
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
Eolico onshore 60 461 191,706 319,51% 319 60 100%
Idroelettrico 70 248 162,826 232,61% 150 70 100%
Geotermoelettrico 35 1 4,8 13,71% 1 4,8 13,7%
170 239 220,651 129,79% 205 170 100%
4, lettera c) 30 1 2,4 8% 1 2,4 8%
Oceanico 3 0 0 0
TOTALE 368 950 582,383 158,26% 676 307,2 83,5%
Tabella 2-35 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI PRIMI REGISTRI PER GLI INTERVENTI DI RIFACIMENTO
POTENZA
(MW)
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
Eolico onshore 150 0 0 0 0 0 0
Idroelettrico 300 23 70,881 23,6% 20 30,625 10,21%
Geotermoelettrico 40 2 39,6 99% 2 39,6 99%
65 0 0 0 0 0 0
4, lettera c) 70 1 13,6 19,4% 1 13,6 19,43%
TOTALE 625 26 124,081 19,8% 23 83,825 13,41%

54
I bandi relativi ai secondi registri e procedure d’asta sono stati pubblicati il 13 marzo 2013
e dopo 30 giorni è stato attivato un nuovo portale telematico per l’invio delle richieste
di iscrizione ai registri e di partecipazione alle aste da parte degli Operatori. Le richieste
pervenute nell’ambito di tali registri e aste sono state 987; il dettaglio è fornito nelle
tabelle seguenti.
Tabella 2-36 RICHIESTE DI ISCRIZIONE ALLE SECONDE PROCEDURE D’ASTA
POTENZA
(MW)
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
NUMERO POTENZA
Eolico onshore 399,94 47 1.086 271,50% 16 399,94 100%
Eolico offshore 620 0 0 0 0 0 0
Idroelettrico 50 0 0 0 0 0 0
Geotermoelettrico - - - - - - -
107 2 33,696 31,50% 2 33,696 31%
4, lettera c) 317,09 0 0 0 0 0 0
TOTALE 1.494 49 1.119,70 74,90% 18 433,636 29%
Tabella 2-37 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI SECONDI REGISTRI (DIVERSI DA QUELLI DEDICATI AI RIFACIMENTI)
POTENZA
(MW)
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
NUMERO POTENZA
Eolico onshore 52,504 419 200,962 382,80% 61 52,504 100%
Idroelettrico 60,972 240 150,188 246,30% 105 60,972 100%
Geotermoelettrico 52,9 0 0 0 0 0 0
139,523 253 184,204 132% 213 139,523 100%
4, lettera c) 27,6 0 0 0 0 0 0
Oceanico 3 0 0 0 0 0 0
TOTALE 336,499 912 535,354 159,10% 379 252,999 75,20%
Tabella 2-38 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI SECONDI REGISTRI PER GLI INTERVENTI DI RIFACIMENTO
POTENZA
(MW)
NUMERO POTENZA
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
NUMERO POTENZA
Eolico onshore 300 0 0 0 0 0 0
Idroelettrico 553,992 26 34,089 6,20% 25 33,789 6,10%
Geotermoelettrico 40,4 0 0 0 0 0 0
130 0 0 0 0 0 0
4, lettera c) 126,4 0 0 0 0 0 0
TOTALE 1.150,79 26 34,089 3% 25 33,789 2,90%
2.5.3 IMPIANTI IN ESERCIZIO QUALIFICATI
NEL CORSO DEL 2013
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
COMPLESSIVA
(MW)
%
CONTINGENTE
Nel 2013 è stata avviata l’istruttoria per le richieste di ammissione agli incentivi degli
impianti entrati in esercizio a partire dal 1º gennaio 2013.

Il contatore delle fonti rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico
Gli impianti che hanno ottenuto la qualifica sono stati 83 per una potenza totale di 6,1
MW. Il maggior numero di impianti in esercizio qualificati nel 2013 si riferisce agli impianti
idroelettrici ad acqua fluente (37), seguono gli impianti eolici (35). Agli impianti idroelet-trici
ad acqua fluente spetta anche il primato in termini di potenza installata (3,6 MW),
seguiti dagli impianti eolici (1,8 MW).
Tabella 2-39 IMPIANTI QUALIFICATI NEL CORSO DEL 2013
SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO
TIPOLOGIA IMPIANTI NUMERO DI
IMPIANTI
POTENZA
(MW)
Idroelettrici a bacino/serbatoio 1 0,2
Idroelettrici ad acqua fluente 37 3,6
Idroelettrici su acquedotto 5 0,2
Eolici 35 1,8
Geotermoelettrici - -
Biomasse 4 0,3
Bioliquidi - -
Biogas 1 0,1
TOTALE 83 6,1
Tabella 2-40 IMPIANTI QUALIFICATI NEL CORSO DEL 2013
SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO
TIPOLOGIA IMPIANTI NUMERO DI
IMPIANTI
POTENZA
(MW)
Integrale Ricostruzione 2 0,2
Nuova Costruzione 76 5,6
Potenziamento 5 0,3
Riattivazione - -
Rifacimento - -
TOTALE 83 6,1
2.6 IL CONTATORE DELLE FONTI RINNOVABILI
ELETTRICHE DIVERSE DAL FOTOVOLTAICO
Il “contatore degli oneri delle fonti rinnovabili non fotovoltaiche” (contatore FER-E), è lo
strumento operativo che serve a visualizzare, sul sito Internet del GSE, il “costo indicativo
cumulato annuo degli incentivi” riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili
diversi da quelli fotovoltaici, definito all’art. 2 del D.M. 6/7/2012.
Tale costo rappresenta una stima dell’onere annuo potenziale, già impegnato anche se
non ancora interamente sostenuto, degli incentivi riconosciuti agli impianti a fonti rinno-vabili
non fotovoltaici, in attuazione dei vari provvedimenti di incentivazione statali che
si sono succeduti in questo settore. Il contatore non esprime quindi l’onere sostenuto
nell’ultimo anno solare o negli ultimi dodici mesi né tantomeno rappresenta una previ-sione
dell’onere da sostenere nel successivo anno solare o nei successivi dodici mesi.
In base all’art. 3 del D.M. 6/7/2012, il “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi”
non potrà superare i 5,8 miliardi di euro annui.
Concorrono al calcolo del contatore solo gli oneri derivanti dall’incentivazione dell’e-nergia
elettrica prodotta dalle fonti rinnovabili individuate dall’art. 2 del D.Lgs. n. 28/2011,
con esclusione degli impianti fotovoltaici. Non sono pertanto inclusi nel contatore gli
impianti alimentati a fonti assimilate alle rinnovabili.
Nel caso di impianti ibridi, vengono considerati nel contatore solo gli oneri attribuibili
alla fonte rinnovabile, indipendentemente dall’inquadramento giuridico della fonte non
rinnovabile al momento dell’entrata in esercizio dell’impianto e dunque indipendente-mente
dall’eventuale incentivo ad essa riconosciuto.
In particolare, nel caso degli impianti alimentati a rifiuti , anche se essi hanno avuto ac-cesso
all’incentivazione sul totale dell’energia prodotta, nel contatore vengono inclusi
solo gli oneri attribuibili all’incentivazione della frazione biodegradabile. A tal proposito,

56
I servizi di ritiro dell’energia: Ritiro Dedicato e Scambio sul Posto
ai soli fini del contatore, nei casi di impianti per cui non si disponga di una valutazione
dell’energia imputabile alla frazione biodegradabile dei rifiuti utilizzati, si assume che la
quota della producibilità imputabile alla frazione biodegradabile sia pari al 51%.
Per il calcolo del “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” si fa riferimento al pe-rimetro
degli interventi impiantistici ammessi agli incentivi (nuova costruzione, integrale
ricostruzione, riattivazione, rifacimento totale o parziale, potenziamento e impianti ibridi)
riconducibili alle seguenti fattispecie:
◦◦ interventi ammessi agli incentivi che hanno comunicato al GSE l’entrata in eser-cizio
fisico, siano essi già in esercizio commerciale o meno;
◦◦ interventi, non ancora entrati in esercizio, ammessi ai registri in posizione utile o
risultati vincitori delle procedure di asta al ribasso, secondo quanto previsto dal
D.M. 6/7/2012.
In conformità alle regole stabilite dall’art. 2 del D.M. 6/7/2012, il “costo indicativo cu-mulato
annuo degli incentivi” è calcolato come sommatoria del prodotto tra l’incentivo
specifico riconosciuto all’intervento e l’energia incentivabile annua, per tutti gli interventi
incentivati relativi agli impianti a fonti rinnovabili non fotovoltaici. Esso viene calcolato
e pubblicato sul sito Internet del GSE con cadenza mensile.
Al 31 dicembre 2013, il contatore FER Elettriche si è attestato sul valore di 4.558 milioni
di euro, ripartiti come segue tra i diversi meccanismi di incentivazione: 2.614 Mln € per
i Certificati Verdi; 1.331 Mln € per la Tariffa Onnicomprensiva; 201 Mln € per il CIP 6; 382
Mln € per i registri e le aste previste dal D.M. 6/7/2012; 29 Mln € per gli impianti entrati
in esercizio ai sensi del D.M. 6/7/2012.
Tabella 2-41 CONTATORE DELLE FER ELETTRICHE AL 31/12/2013 (MILIONI DI EURO)
FONTE CV TO CIP6 D.M. 6/7/2012
REGISTRI E ASTE
D.M. 6/7/2012
IN ESERCIZIO TOTALE
Idraulica 677,9 220,5 - 78,2 16,3 992,9
Eolica 1.116,6 4 6,1 68 7,8 1.202,6
Moto ondoso - - - - -
Geotermica 112,7 - - 11,7 - 124,4
Biomasse 301,3 63,2 185,3 125,2 1,3 676,3
Bioliquidi 310,3 71,2 - 1,5 - 383
Biogas 95,7 972,5 9,5 97,9 3,1 1.178,7
TOTALE 2.614,5 1.331,5 200,8 382,5 28,7 4.558,0
2.7 I SERVIZI DI RITIRO DELL’ENERGIA:
RITIRO DEDICATO E SCAMBIO SUL POSTO
2.7.1 RITIRO DEDICATO
QUADRO NORMATIVO
Il Ritiro Dedicato (RID) rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produt-tori
per il collocamento sul mercato dell’energia elettrica immessa in rete, alternativa ai
contratti bilaterali o alla vendita diretta in borsa.
Sono ammessi al regime di Ritiro Dedicato gli impianti citati dall’articolo 13, commi 3 e
4 del D.Lgs. n. 387/2003 e dall’articolo 1 comma 41 della Legge n. 239/2004. Si tratta
degli impianti:

◦◦ di potenza apparente nominale inferiore a 10 MVA alimentati da qualunque fonte;
◦◦ di qualsiasi potenza nel caso di fonti rinnovabili non programmabili (eolica, solare,
geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica limitatamente agli impianti
ad acqua fluente);
◦◦ di potenza apparente nominale uguale o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti
rinnovabili programmabili purché nella titolarità di un autoproduttore (così come
definito dall’articolo 2, comma 2, del D.Lgs. n. 79/1999).
Per questi impianti il GSE assume il ruolo di utente del dispacciamento, ritirando e col-locando
sul mercato l’energia elettrica immessa in rete, alle condizioni definite dalla
Delibera AEEGSIARG/elt 280/07 e s.m.i.
La determinazione degli importi relativi all’energia elettrica immessa in rete è definita
sulla base delle misure in immissione comunicate mensilmente al GSE dal gestore di rete
al quale l’impianto è connesso. L’energia elettrica è valorizzata al prezzo orario zonale
corrispondente alla zona di mercato in cui è connesso l’impianto.
A vantaggio dei produttori di piccola taglia (impianti di potenza attiva nominale fino
a 1 MW) sono riconosciuti dei Prezzi Minimi Garantiti (PMG) aggiornati annualmente
dall’AEEGSI.
Il produttore che intenda aderire al regime di ritiro dedicato deve presentare un’apposita
istanza e sottoscrivere una convenzione con il GSE.
L’accesso al meccanismo del Ritiro Dedicato è alternativo all’accesso agli incentivi rego-lati
dai Decreti del 5 e 6 luglio 2012.
Sulla base dei dati disponibili alla data di redazione del presente rapporto, a fine 2013
risultano 57.793 impianti in regime di Ritiro Dedicato per una potenza complessiva di
18.804 MW; si stima però che il dato di consuntivo finale relativo al 2013 possa superare
le 59.000 convenzioni RID, corrispondenti ad una potenza di oltre 19.000 MW e a un’e-nergia
ritirata di oltre 25 TWh per un costo di quasi 2 miliardi di euro.
Tabella 2-42 IMPIANTI IN CONVENZIONE RID AL 31 DICEMBRE 2013
TIPOLOGIA IMPIANTI NUMERO POTENZA (MW) ENERGIA RITIRATA (GWh) COSTO GSE DI RITIRO (MLN €)
PRE-CONSUNTIVO
STIMA
FINALE
PRE-CONSUNTIVO
STIMA
FINALE
PRE-CONSUNTIVO
STIMA
FINALE
PRE-CONSUNTIVO
STIMA
FINALE
Biocombustibili liquidi 174 194 106 116 7,87 8,81 0,61 0,68
Biogas 573 590 430 442 221,39 232,12 17,5 18,49
Biomasse 149 201 130 168 159,97 216,06 10,86 16,59
Combustibili fossili 275 322 409 460 368,75 410,94 23,57 26,19
Eolica 536 555 4.224 4.227 6.577,54 6.583,37 400,88 401,35
Gas di discarica 138 163 168 186 462,27 512,15 30,89 34,47
Gas residuati
dai processi di depurazione 8 8 10 10 34,33 34,33 3,13 3,13
Geotermica 1 1 0 0 0,31 0,31 0,02 0,02
Ibrido 1 1 1 1 0,01 0,01 0 0
Idraulica 1.731 1.765 1.208 1.224 3.387,04 3.434,01 266,06 269,94
Oli vegetali puri 3 3 3 3 0,08 0,08 0,01 0,01
Rifiuti 16 18 49 53 83,5 89,54 5,03 5,4
Solare 54.188 55.254 12.066 12.170 13.896,59 13.969,25 1.032,82 1.038,84
TOTALE 57.793 59.075 18.804 19.061 25.199,65 25.490,97 1.791,39 1.815,11

58
PREZZI DI RITIRO
Il prezzo zonale orario formatosi sul mercato elettrico, applicato nel regime di Ritiro Dedicato,
è corrisposto in relazione al profilo orario di immissione del singolo produttore ed è determi-nato
dal gestore di rete sulla base di quanto disposto dalla Delibera ARG/elt 178/08.
Per gli impianti a fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW sono riconosciuti dei Prezzi
Minimi Garantiti aggiornati annualmente dall’AEEGSI. In particolare, la Deliberazione
ARG/elt 103/11 ha modificato la Deliberazione n. 280/07 definendo, a decorrere dal
gennaio 2012, dei prezzi minimi garantiti differenziati per fonte e definiti , nel caso delle
fonti solare fotovoltaica e idraulica, per scaglioni progressivi di energia.
Tabella 2-43 PREZZI MINIMI GARANTITI PER L’ANNO 2013 (€/MWh)
TIPOLOGIA IMPIANTI QUANTITÀ DI ENERGIA ELETTRICA RITIRATA
I Prezzi Minimi Garantiti consentono ai produttori di piccola taglia di ricevere una remune-razione
stabile per i primi 2 milioni di kWh annui immessi in rete, senza pregiudicare tuttavia
la possibilità di ricevere di più nel caso in cui la remunerazione a prezzi orari zonali dovesse
risultare più vantaggiosa. A conclusione di ciascun anno, infatti, il GSE è tenuto a riconoscere
un conguaglio a favore degli impianti per i quali il ricavo medio unitario associato ai prezzi
orari zonali risulti più elevato di quello risultante dall’applicazione a Prezzi Minimi Garantiti.
2.7.2 SCAMBIO SUL POSTO
QUADRO NORMATIVO
Il meccanismo dello Scambio sul Posto (SSP) consente al soggetto responsabile di un
impianto la compensazione tra il valore economico associabile all’energia elettrica pro-dotta
e immessa in rete e il valore economico associabile all’energia elettrica prelevata e
consumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione.
Hanno potuto accedere allo Scambio sul Posto gli impianti:
◦◦ alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kW (se entrati in esercizio
dopo il 31 dicembre 2007);
◦◦ alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW (se entrati in esercizio entro
il 31 dicembre 2007);
SU BASE ANNUA
PREZZO MINIMO GARANTITO
PER L’ANNO 2012 (€/MWh)
Biogas
Biomasse fino a 2.000.000 kWh annui 119,6
Oli vegetali puri
Gas di discarica
Gas residuati dai processi di depurazione fino a 2.000.000 kWh annui 80,6
Biocombustibili liquidi
Eolica fino a 2.000.000 kWh annui 80,6
Geotermica fino a 2.000.000 kWh annui 80,6
Solare fino a 3.750 kWh 105,8
oltre 3.750 kWh fino a 25.000 kWh 95,2
oltre 25.000 kWh fino a 2.000.000 kWh annui 80,6
Idraulica fino a 250.000 kWh 158,7
oltre 250.000 kWh fino a 500.000 kWh annui 100,5
oltre 1.000.000 kWh fino a 2.000.000 kWh annui 80,6
Altre fonti rinnovabili fino a 500.000 kWh 109,4
oltre 1.000.000 kWh fino a 2.000.000 kWh annui 80,6

Il processo di recupero crediti
◦◦ di Cogenerazione ad Alto Rendimento di potenza fino a 200 kW.
L’accesso al meccanismo dello Scambio sul Posto è alternativo all’accesso agli incentivi
regolati dai Decreti del 5 e 6 luglio 2012.
La Deliberazione ARG/elt n. 74/08 (TI SP)[8] prevede il riconoscimento di un contributo,
a favore dell’utente dello scambio, che si configura come ristoro di una parte degli oneri
sostenuti per il prelievo di energia elettrica dalla rete.
In particolare il contributo erogato dal GSE all’utente dello scambio, prevede:
◦◦ il ristoro dell’onere sostenuto per la componente servizi, limitatamente all’energia scam-biata
con la rete (valore minimo tra l’energia immessa in rete e quella prelevata dalla rete);
◦◦ il riconoscimento del valore minimo tra l’onere energia e il controvalore in euro
dell’energia elettrica immessa in rete.
Nel caso in cui il controvalore dell’energia immessa in rete risulti superiore all’onere
energia sostenuto dall’utente dello scambio, il saldo relativo, su richiesta dell’interessato,
può essere liquidato economicamente ovvero registrato a credito e utilizzato per com-pensare
l’onere energia degli anni successivi.
Nel corso del 2012 l’Autorità, con la Delibera 570/2012/R/efr, ha definito la nuova re-golazione
dello Scambio sul Posto, al fine di rivedere le modalità di restituzione degli
oneri generali di sistema e di semplificarne la fruizione anche per gli impianti già entrati
in esercizio, dando attuazione alle disposizioni previste dal D.M. 6 luglio 2012. La nuova
regolazione ha trovato applicazione dall’anno 2013.
Alla data del 31 dicembre 2013, gli impianti per i quali è stata attivata una convenzione di
Scambio sul Posto risultano 389.320 per una potenza complessiva pari a 3,7 GW.
Tabella 2-44 IMPIANTI IN CONVENZIONE SSP AL 31/12/2013
ANNO NUMERO IMPIANTI IN CONVENZIONE POTENZA TOTALE IMPIANTI (GW)
2011 224.376 1,9
2012 373.470 3,5
2013 389.320 3,7
2.8 IL PROCESSO DI RECUPERO CREDITI
Il GSE, a partire dal 2010, ha implementato un processo di recupero crediti con la finalità di
gestire, coordinare e monitorare tutte le attività necessarie per il recupero degli incentivi/
benefici indebitamente percepiti dagli operatori. Le rideterminazioni e i recuperi dei be-nefici
e degli incentivi erogati derivano principalmente da verifiche documentali e sopral-luoghi[
9], verifiche a seguito di informativa antimafia interdittiva, ricalcoli incentivi erogati,
verifiche a seguito di segnalazioni di furto, danni e rimozione degli impianti fotovoltaici.
Nell’ambito del processo di recupero crediti, il GSE provvede pertanto al ricalcolo degli
incentivi spettanti, alla quantificazione delle somme indebitamente percepite dagli ope-ratori
e all’adozione delle misure necessarie per garantire il rientro delle somme (richiesta
[8] Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo Scambio sul Posto.
[9] Per la parte relativa alle verifiche documentali e ai controlli, dal 13 febbraio 2014 è in vigore il D.M. 31 gennaio 2014
che, in attuazione dell’articolo 42 del D.Lgs. 28/2011, ha lo scopo di definire un sistema organico in materia di con-trolli
attuati dal GSE sulla regolarità degli incentivi erogati, definendo alcune modalità operative per lo svolgimento
dei controlli.

60
Il processo di recupero crediti
di versamento degli importi, compensazioni con erogazioni successive o con altre partite
commerciali in essere, solleciti ad adempiere e, in ultima istanza, recuperi per vie legali).
Il processo di recupero crediti presenta un andamento crescente nel tempo. Alla fine del
2013 la somma totale di importi da recuperare ammonta a circa 108 Mln €, di cui circa il
59% già incassata. Considerato il particolare contesto economico e le crescenti richieste
da parte degli operatori di rateizzare la restituzione delle somme, sono state accettate,
anche a tutela del credito del GSE, soluzioni di pagamento dilazionato applicando gli
interessi per il ritardato pagamento.
Tabella 2-45 DATI PROCESSO DEL RECUPERO CREDITI (PERIODO 2010-2013)
2010 2011 2012 2013 TOTALE
Numero di recuperi avviati sugli impianti 11 13 92 137 253
Importi da recuperare (Mln €) 6,5 8,8 27,3 65 107,6
Importi recuperati (Mln €) 1 7,5 14,5 40 63
Figura 2-33 STATO RECUPERO CREDITI (PERIODO 2010-2013)
13%
Figura 2-34 DETTAGLIO RECUPERI ATTIVATI NEL 2013 (MILIONI DI EURO)
€35
€30
12,2
Nel solo anno 2013, i recuperi attivati a seguito delle attività di verifiche e controllo sugli
impianti ammontano a circa 65 Mln €. Di questi, circa 35 Mln € derivano da irregolarità
riscontrate con riferimento ai Certificati Verdi, 17 Mln € da ricalcoli degli incentivi spet-tanti
a impianti ricadenti nel regime CIP 6, 12 Mln € da difformità rilevate su impianti
fotovoltaici incentivati con il Conto Energia.
21%
5%
2%
59%
Recuperi effettuati: 63 Mln €
Recuperi con Piano di rientro: 2,5 Mln €
Recuperi affidati a legali esterni: 5 Mln €
Recuperi con contenziosi/ricorsi: 22,5 Mln €
Recuperi da effettuare: 14,6 Mln €
€25
€20
€15
€10
€5
€0
CIP6
Scambio
sul Posto
Conto
Energia
Ritiro
Dedicato
Tariffa
Onnicomprensiva
Certificati
Verdi
0 0,1
0,3
35
17,4

3
GESTIONE
DELL’ENERGIA ELETT RICA

Ges tione dell ’Energ ia Ele ttrica 3
La gestione dei meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica genera dei
costi che sono tuttavia parzialmente compensati dai ricavi derivanti dalla vendita dell’e-nergia
ritirata dal GSE, riducendo così in parte l’onere in capo agli utenti finali.
I costi sostenuti dal GSE per l’incentivazione e il ritiro dell’energia sono già stati descritti
nel capitolo 2. In questo capitolo, invece, vengono delineate le principali attività finaliz-zate
alla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata dal GSE dai titolari di unità di
produzione che hanno stipulato una convenzione CIP 6/92, Tariffa Onnicomprensiva (TO)
di cui al D.M. 18/12/2008 e al D.M. 5/5/2011, Ritiro Dedicato (RID), Scambio Sul Posto
(SSP) e Tariffa Onnicomprensiva (TFO) di cui ai D.M. 5/7/2012 e 6/7/2012.
3.1 PARTECIPAZIONE AL MERCATO ELETTRICO
La partecipazione del GSE al mercato elettrico ha l’importante obiettivo di ottimizzare le
vendite dell’energia elettrica immessa in rete dagli operatori e consegnata al GSE a fronte
dei diversi sistemi di incentivazione e/o promozione previsti dalla normativa.
Le principali attività svolte dal GSE, in ambito di Energy Management, possono essere
identificate in attività di front office (in semiturno) e attività di back office.
Le principali attività di front office sono:
◦◦ programmazione settimanale/giornaliera e vendita sul Mercato del Giorno Prima
(MGP) dell’energia immessa in rete da unità di produzione CIP 6, RID, TO, TFO e
SSP;
◦◦ vendita/acquisto energia sul Mercato Infragiornaliero (MI);
◦◦ monitoraggio della produzione mediante un servizio di acquisizione e telelettura
delle misure, al fine di aggiornare le offerte sui mercati MGP e MI;
◦◦ verifica degli ordini di dispacciamento impartiti da TERNA in tempo reale;
◦◦ gestione del contratto di dispacciamento (manutenzioni settimanali, annuali, ecc.);
◦◦ supporto alla Rete Ferroviaria Italiana (RFI) per la presentazione delle offerte di
acquisto sul MGP.
Le principali attività di back office, invece, sono:
◦◦ definizione delle strategie e delle attività di pricing, attraverso algoritmi di previ-sione
dei prezzi che si formano sul Mercato del Giorno Prima (MGP), sul Mercato
Infragiornaliero (MI) e sui Mercati dei Servizi del Dispacciamento (MSD) e stima
del segno dello sbilanciamento degli aggregati zonali di TERNA;
◦◦ definizione delle strategie e delle attività di bidding sui mercati di riferimento (MGP
e MI), con lo scopo di minimizzare lo sbilanciamento fisico delle unità di produ-zione
inserite nel contratto di dispacciamento in immissione del GSE;
◦◦ settlement attraverso il controllo delle partite energetiche verso il GME per l’e-nergia
venduta/acquistata sui mercati dell’energia e verso TERNA per i corrispet-tivi
dello sbilanciamento, attraverso la valutazione e la verifica degli importi co-municati
da TERNA, con segnalazione delle eventuali incongruenze riscontrate;
◦◦ settlement relativo al trasferimento ai produttori RID/TFO della quota residua
dei corrispettivi dello sbilanciamento calcolati da TERNA, e del controvalore di
partecipazione alle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero;
◦◦ allineamento delle anagrafiche con TERNA ai fini del settlement;
◦◦ reportistica contenente i dati di anagrafica delle unità di produzione considerate
ai fini della programmazione e della vendita dell’energia, i risultati delle azioni
di mercato effettuate sui mercati elettrici (MGP e MI), nonché i corrispettivi di
sbilanciamento e le eventuali quote residue in capo ai diversi regimi commerciali;

3 Ges tioen dell ’Eegnr ia Eel ttriac 65
Partecipazione al mercato elettrico
◦◦ supporto a RFI per la verifica tecnico/economica della fatturazione da parte di
TERNA.
I paragrafi che seguono delineano le principali attività del GSE nell’ambito della parteci-pazione
al mercato elettrico.
3.1.1 I MERCATI ELETTRICI IN CUI OPERA IL GSE
Il GSE vende sul mercato elettrico l’energia ritirata dai produttori a fronte dei diversi
meccanismi (CIP 6, TO, RID, SSP, TFO), attraverso la partecipazione al Mercato del Giorno
Prima (MGP) e al Mercato Infragiornaliero (MI, articolato su quattro sessioni MI1, MI2,
MI3 e MI4), nell’ambito del Mercato Elettrico a Pronti (MPE). Il GSE non partecipa invece
al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD).
Tabella 3-48 MERCATO ELETTRICO A PRONTI
MERCATO DEL GIORNO PRIMA
MERCATO DEL GIORNO PRIMA
L’energia (CIP 6, TO, RID, SSP, TFO) offerta dal GSE sul Mercato del Giorno Prima è
risultata pari al 17,4% dell’energia totale transitata in borsa nel 2013 (piattaforma IP EX[1]
del GME). I dati di previsione della produzione eolica, fotovoltaica e idroelettrica ad
acqua fluente sono utilizzati dalla sala trading del GSE al fine di quantificare le offerte
in borsa.
IL MERCATO INFRAGIORNALIERO
La partecipazione al Mercato Infragiornaliero è effettuata nell’ottica di modificare le of-ferte
presentate sul Mercato del Giorno Prima, tenendo conto delle indisponibilità o dei
rientri anticipati che si verificano dopo la chiusura di quest’ultimo, al fine di minimizzare
lo sbilanciamento fisico.
3.1.2 RICAVI DERIVANTI DALLA VENDITA DELL’ENERGIA SUL
MERCATO
Come già accennato in precedenza, i costi sostenuti dal GSE, dovuti ai meccanismi di
incentivazione e ritiro dell’energia, sono in parte compensati dai ricavi provenienti dalla
vendita dell’energia sul mercato. Nel 2013 il GSE, come operatore di mercato, ha collo-cato,
attraverso la presentazione di offerte di acquisto e vendita giornaliere sul Mercato
del Giorno Prima e sui Mercati Infragiornalieri, 50,2 TWh di energia elettrica, a cui si
aggiunge, per convenzione, il quantitativo di energia venduta da Enel Produzione per
l’impianto incentivato CIP 6 Sulcis pari a 0,1 TWh, per un totale di 50,3 TWh.
I ricavi complessivi sono stati pari a circa 3.065 milioni di euro, a cui si aggiungono 6,4
milioni relativi all’impianto Sulcis, per un totale di 3.072 milioni di euro. In particolare, tale
controvalore deriva dai ricavi delle vendite di energia sul MGP per 3.068 milioni di euro
pari a 50,2 TWh, al netto del saldo negativo del controvalore dell’energia negoziata sul
MI per 2,5 milioni di euro. Nel dettaglio, il controvalore dell’energia venduta su MI è stata
[1] Italian Power Exchange – Mercato Elettrico Italiano.
MGP
MERCATO INFRAGIORNALIERO
MI
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO
MSD
Risorsa Energia Variazioni di energia rispetto al MGP
e alla sessione precedente del MI
Energia per la risoluzione delle
congestioni e per i margini di riserva
Energia per il bilanciamento in
tempo reale e per la ricostruzione
dei margini di riserva
Operatori ammessi
a partecipare
Operatori di Mercato Operatori di Mercato Utenti di dispacciamento Utenti di dispacciamento
Prezzo Prezzo di equilibrio Prezzo di equilibrio Prezzo offerto Prezzo offerto

66
Rapporto Attività 2013 3 Ges tioen dell ’Eegnr ia Eel ttriac
pari a 14,3 milioni di euro per 0,2 TWh, mentre il controvalore dell’energia acquistata
sullo stesso mercato è stato pari a 16,8 milioni di euro per 0,2 TWh.
Tabella 3-49 ENERGIA COLLOCATA DAL GSE SU MGP E MI E RICAVI NETTI NEL 2013
ANNO ENERGIA SU MGP E MI (TWh) RICAVI NETTI SU MGP E MI (MLN €)
2011 39 2.898
2012 51 3.844
2013 50 3.072
3.1.3 GLI ONERI DI SBILANCIAMENTO
L’“energia di sbilanciamento” è la differenza oraria tra l’effettiva produzione immessa
in rete e l’energia offerta sui mercati. Gli sbilanciamenti comportano degli oneri a ca-rico
del GSE (cd. “oneri di sbilanciamento”), attribuiti da TERNA che sostiene i costi per
bilanciare la rete. L’energia di sbilanciamento è valorizzata al prezzo di sbilanciamento,
pari al prezzo di Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), secondo le casistiche
riportate nella Delibera AEEGSI 111/06. Esiste una quota penale associata a tali oneri,
che è data dalla differenza tra la valorizzazione dello sbilanciamento a prezzo MSD e
quella a prezzo MGP.
L’impegno del GSE è teso a ridurre gli oneri di sbilanciamento, per alleggerire la com-ponente
A3 della bolletta del consumatore finale. Per ridurre gli sbilanciamenti, il GSE,
oltre che utilizzare uno specifico sistema di monitoraggio, provvede anche a contattare
direttamente gli operatori delle unità di produzione CIP 6 rilevanti (potenze superiori o
uguali a 10 MVA).
In particolare, per l’anno 2013, l’ammontare dell’onere di sbilanciamento di tutte le UP
(unità di produzione) inserite nel contratto di dispacciamento del GSE è stato pari a circa
140 milioni di euro (importo attivo per il GSE), a fronte di un’energia sbilanciata pari a 1,7
TWh (circa 3,4% rispetto al totale di 50,3 TWh di energia collocata sul mercato elettrico)[2].
ONERI DI SBILANCIAMENTO PER IMPIANTI CIP6/92
Le principali cause di sbilanciamento per gli impianti CIP 6 rilevanti sono riconducibili a:
◦◦ indisponibilità accidentali;
◦◦ rientri anticipati, mancati o ritardati;
◦◦ avarie di breve durata.
L’andamento degli oneri di sbilanciamento delle sole unità rilevanti, nel periodo com-preso
tra gennaio e dicembre 2013, è così riassumibile:
◦◦ oneri di sbilanciamento totali pari a circa 3 Mln € (importo attivo per il GSE);
◦◦ quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 4,6 Mln €.
ONERI DI SBILANCIAMENTO PER IMPIANTI PROGRAMMABILI A
RITIRO DEDICATO E A TARIFFA ONNICOMPRENSIVA
Il GSE ripartisce la quota penale dei corrispettivi di sbilanciamento imputati da TERNA,
tra tutti gli impianti alimentati da fonte programmabile secondo le modalità previste
dalla Delibera AEEGSI n. 280/07 e s.m.i. Per gli impianti in Ritiro Dedicato (RID), tale
quota penale è trasferita ai produttori, mentre per gli impianti che accedono alla Tariffa
Onnicomprensiva (TO) tale quota penale resta in capo al GSE.
[2] I valori relativi agli oneri di sbilanciamento e alla quota penale 2013 includono sia i dati di acconto che i dati di
conguaglio del primo semestre 2013.

Dal punto di vista economico, per l’anno 2013 i dati sono stati i seguenti:
◦◦ oneri di sbilanciamento totali pari a circa 7 Mln € (importo attivo per il GSE);
◦◦ quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 0,6 Mln €, di cui 0,5 Mln €
trasferiti ai produttori RID.
ONERI DI SBILANCIAMENTO PER IMPIANTI NON PROGRAMMABILI
A RITIRO DEDICATO E A TARIFFA ONNICOMPRENSIVA
L’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico con le Delibere 281/2012/R/efr
e 493/2012/R/efr ha introdotto la revisione del servizio di dispacciamento prevedendo,
per le unità non programmabili che aderiscono ai regimi di TFO (di cui ai D.M. 5/7/2012
e 6/7/2012) e RID, a partire dal 1˚ gennaio 2013, il trasferimento a tali produttori dei
corrispettivi di sbilanciamento e del controvalore derivante dall’eventuale partecipazione
del GSE al Mercato Infragiornaliero.
A seguito delle sentenze del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia e delle
successive ordinanze del Consiglio di Stato, che hanno parzialmente annullato le Delibere
281/2012/R/efr e 493/2012/R/efr, l’Autorità ha pubblicato la Delibera 462/2013/R/eel
che, relativamente alle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non program-mabili,
stabilisce l’applicazione dei corrispettivi, di cui alla Deliberazione 111/06, esclusi-vamente
alla quota di sbilanciamento effettivo che eccede il 20% del programma vinco-lante,
a partire dalle produzioni di energia elettrica dell’ottobre 2013.
Successivamente, la sentenza del Consiglio di Stato del 9 giugno 2014, ha confermato
quanto già stabilito dal TAR della Lombardia in merito ai ricorsi degli Operatori e delle
Associazioni delle rinnovabili rispetto alle Deliberazioni 281/12, 343/12, 493/12 e con
effetti sulla 462/13; pertanto, in applicazione della suddetta sentenza, lo sbilanciamento
delle unità di produzione rientranti nei regimi RID e TFO sarà valorizzato a prezzo zonale
MGP.
Dal punto di vista economico, i principali dati sono stati i seguenti:
◦◦ oneri di sbilanciamento totali pari a circa 35 Mln € (importo passivo per il GSE per
l’anno 2013);
◦◦ quota penale degli oneri di sbilanciamento trasferita ai sensi della 462/13 pari a
circa 7 Mln € (quarto trimestre 2013) e da stornare a seguito della suddetta sen-tenza
del Consiglio di Stato.
3.1.4 ANDAMENTO DEL PREZZO UNICO NAZIONALE (PUN)
Le previsioni dei valori medi mensili per il PUN si basano su due caratteristiche fonda-mentali
del prezzo dell’energia elettrica: la sua forte correlazione con il prezzo del greggio
e il suo marcato profilo stagionale, orientato in base a quello che è l’andamento annuale
dei consumi. Oltre che per uso interno aziendale, la previsione del PUN è utile anche per
le analisi di convenienza economica per la fornitura di servizi a terzi.
Per il 2013, il PUN è stato pari a 62,99 €/MWh. La diminuzione per il 2013 dei prezzi
dell’IP EX (-16,5% rispetto al 2012) è stata determinata, da un lato, dalla costante flessione
della domanda di energia elettrica, a causa di molteplici fattori tra cui la crisi dell’industria,
l’andamento climatico con temperature superiori alle medie stagionali e il miglioramento
dell’efficienza energetica e, dall’altro lato, dall’aumento dell’offerta di energia elettrica, in
particolare da fonte rinnovabile che ha contribuito alla sempre più frequente formazione
su MGP di un prezzo orario pari o quasi a 0 €/MWh.

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Previsione della produzione elettrica e Mancata produzione eolica
3.1.5 SERVIZI DI SUPPORTO PER L’ACQUISTO DI ENERGIA
ELETTRICA SUL MERCATO
Il GSE svolge per conto di Rete Ferroviaria Italiana (RFI) un servizio remunerato di sup-porto
operativo alla presentazione delle offerte di acquisto sul mercato elettrico e a tutte
le attività ad essa connesse.
Le attività espletate dal GSE consistono nella:
◦◦ presentazione delle offerte di acquisto sul mercato elettrico;
◦◦ verifica tecnico-economica della fatturazione di TERNA a RFI, per il servizio di
dispacciamento;
◦◦ verifica delle quantità acquistate sul Mercato del Giorno Prima, valorizzate al
Prezzo Unico Nazionale;
◦◦ verifica dei relativi corrispettivi per l’accesso al mercato elettrico.
La potenza media di prelievo 2013 è stata pari a 598 MW, mentre l’energia acquistata sul
Mercato del Giorno Prima è stata pari a circa 5,2 TWh, per un controvalore di circa 346 Mln €.
3.2 PREVISIONE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA
E MANCATA PRODUZIONE EOLICA
3.2.1 PREVISIONE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA
L’attività di previsione della produzione elettrica è fondamentale per poter quantificare le
offerte di energia sul mercato elettrico. Buone previsioni si traducono, infatti, in un buon
risultato di vendita sul mercato dell’energia. La Deliberazione dell’AEEGSI n. 280/2007
(Ritiro Dedicato), così come modificata dalla Delibera ARG/elt n. 05/10, ha affidato al GSE
le attività di miglioramento delle previsioni delle immissioni in rete da parte degli impianti
a fonte rinnovabile non programmabili aventi una potenza installata inferiore ai 10 MVA.
La Delibera n. 281/2012/R/efr ha modificato la Delibera n. 280/2007 al fine di responsa-bilizzare
gli utenti del dispacciamento di impianti alimentati da fonti rinnovabili non pro-grammabili,
in relazione alla previsione e programmazione dell’energia elettrica immessa
in rete. Ciò ha comportato, per quanto riguarda le previsioni del GSE, il ripristino della
propria programmazione in borsa per le unità rilevanti a ritiro dedicato (precedentemente,
infatti, nel caso di impianti rilevanti la programmazione era in capo allo stesso produttore).
Di conseguenza, il GSE, in qualità di Utente del Dispacciamento, ha attuato azioni tec-niche
e procedurali al fine di migliorare le proprie previsioni di energia immessa in rete,
sia per le unità di produzione a fonte rinnovabile non programmabile non rilevanti che
per quelle rilevanti.
Il GSE, che gestisce anche il ritiro e l’allocazione in borsa dell’energia elettrica prodotta
dagli impianti regolati dal provvedimento CIP 6/92, ha avviato già a partire dal 2007 una
sperimentazione sui meccanismi di previsione delle immissioni, al fine di poter contri-buire
positivamente alla riduzione degli oneri di sbilanciamento. Il sistema di previsione
(in esercizio da febbraio 2008 per gli impianti eolici rilevanti CIP 6 e a ritiro dedicato,
mentre da settembre 2008 per gli impianti fotovoltaici a ritiro dedicato e da aprile 2009
per quanto riguarda la previsione idroelettrica) opera due volte al giorno (alle 7:00 e alle
18:00), per ciascun impianto rilevante e per gli impianti aggregati per zona di mercato.
Tale sistema produce delle curve previsionali orarie, con orizzonte temporale di 72 ore in
avanti, per ogni unità di produzione rilevante e per ogni aggregato zonale di riferimento.
Giornalmente il GSE utilizza le curve di produzione previste alle ore 7:00 (con previsione

in anticipo di 24h), al fine di ottimizzare al meglio le offerte di vendita di energia per il
Mercato del Giorno Prima.
La consistenza numerica delle previsioni è all’incirca la seguente:
◦◦ 750 impianti eolici, per un totale di circa 3.300 MW;
◦◦ 566.000 impianti fotovoltaici, per un totale di circa 17.800 MW;
◦◦ 2.500 impianti idroelettrici fluenti, per un totale di circa 2.700 MW;
◦◦ 1.400 impianti alimentati con altre fonti rinnovabili non programmabili, per circa
1.100 MW.
Al fine di migliorare l’attendibilità del sistema di previsione, viene effettuato giornalmente
il monitoraggio delle previsioni fornite a supporto dell’offerta in borsa dell’energia. Tale
monitoraggio mira a evidenziare in modo aggregato e in modo puntuale per ciascun
impianto rilevante (e in modo aggregato zonale, nel caso di unità non rilevanti), lo sco-stamento
orario tra la previsione e il consuntivo della misura, nonché altri indici rap-presentativi
della qualità previsionale. In questo modo è possibile individuare i casi che
necessitano di un approfondimento, al fine di migliorare i modelli di previsione.
Per ottimizzare le previsioni di immissione degli impianti fotovoltaici non rilevanti con
cessione parziale dell’energia prodotta, il GSE effettua anche la previsione dell’autocon-sumo
su un perimetro di circa 390.000 impianti di potenza inferiore a 200 kW, per una
potenza complessiva di 3.700 MW.
Ai sensi di quanto previsto dalla Delibera ARG/elt n. 05/10, per ottimizzare l’acquisizione
delle risorse di dispacciamento, a partire dal luglio 2011 il GSE invia a Terna due volte al
giorno e per un arco temporale di 72 ore in avanti, la previsione delle immissioni di tutti
gli impianti non rilevanti a fonte rinnovabile non programmabile.
L’OTTIMIZZAZIONE DELLE PREVISIONI
L’ottimizzazione delle previsioni è necessaria al fine di correggere le curve in uscita dai mo-delli
previsionali rispetto ad errori sistematici riscontrati con l’evidenza delle misure a con-suntivo
e rispetto a particolari condizioni meteo non prevedibili dai modelli stessi. Come
meglio specificato nel paragrafo successivo, il GSE ha avviato un processo di acquisizione
dei dati relativi ai singoli impianti non rilevanti mediante un canale satellitare che consente
di ottenere delle rilevazioni “quasi in tempo reale” anche da impianti remoti e non facil-mente
raggiungibili con mezzi trasmissivi tradizionali. Le grandezze che vengono tele-lette
sono tipicamente produzione e fonte primaria (irraggiamento, velocità del vento, ecc.) e
vanno ad alimentare la grande base dati del sistema di Monitoraggio degli Impianti a Fonte
Rinnovabile (MIFR) del GSE. I dati del “Metering Satellitare” vengono utilizzati al fine di:
◦◦ stimare il consuntivo dell’energia immessa dagli impianti non rilevanti;
◦◦ calcolare opportuni coefficienti correttivi da applicare alle curve previsionali al fine
di ridurre l’errore rispetto ai consuntivi di misura;
◦◦ verificare l’effettiva producibilità degli impianti durante particolari condizioni meteo;
◦◦ analizzare le particolari condizioni meteo (nebbia, neve, ecc.) o di indisponibilità
tecnica (manutenzione, guasti, ecc.) che potrebbero influenzare la producibilità
degli impianti;
◦◦ valutare la migliore previsione tra quelle disponibili (modelli fisici, statistici e ibridi)
sulla base del monitoraggio giornaliero e di breve/medio periodo.
Al fine di migliorare la previsione di immissione di energia elettrica effettuata dal GSE,
viene compiuta un’analisi della situazione meteo prevista per l’orizzonte temporale delle
previsioni, evidenziando i fenomeni potenzialmente critici (ad esempio “icing” degli ane-mometri
per le unità eoliche, neve o nebbia per quelle fotovoltaiche, ecc.). A seguito

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dell’evidenza di tali fenomeni, vengono effettuati degli approfondimenti attraverso l’a-nalisi
degli andamenti della produzione su impianti campione e definite, se necessario,
opportune azioni per l’ottimizzazione delle previsioni.
3.2.2 PROGETTO METERING SATELLITARE
Il progetto di Metering Satellitare, avviato dal GSE nel corso del 2010 sulla base di quanto
previsto nella Deliberazione ARG/elt n. 4/10, ha come obiettivo il miglioramento della
prevedibilità delle immissioni dell’energia elettrica prodotta da tutte le unità di produ-zione
non rilevanti (cioè di potenza inferiore a 10 MVA), alimentate da fonti rinnovabili
non programmabili, incluse anche quelle per cui il GSE non è utente del dispacciamento.
Una migliore precisione degli algoritmi di previsione consente di effettuare una più effi-cace
attività di mercato, minimizzando la differenza tra il programma offerto e quanto
effettivamente prodotto, nonché di supportare in modo più accurato le funzioni che si
occupano di approvvigionamento e di dispacciamento. Un altro aspetto di rilievo consiste
nel servizio offerto dal Metering Satellitare al fine di effettuare un monitoraggio continuo
degli impianti a fonte rinnovabile per individuare rendimenti, possibili anomalie della pro-duzione
o della fonte primaria, sia a livello di zona geografica che di rilevamento specifico.
Il sistema di Metering Satellitare del GSE è stato, nel 2013, pienamente operativo. La
rete di raccolta dati si fonda su un’infrastruttura di telecomunicazione satellitare e un
servizio di connettività, realizzato ad hoc da un importante operatore satellitare in ambito
internazionale. I flussi di dati provenienti dagli impianti di produzione e gestiti attraverso
un unico nodo centrale di raccolta sono sincronizzati costantemente con un sistema
corrispondente, già in dotazione al GSE, che provvede a sua volta all’alimentazione del
sistema MIFR (Monitoraggio Impianti a Fonte Rinnovabile) del GSE. Il prelievo dei dati
presso gli impianti è consentito da terminali remoti intelligenti sviluppati specificamente
per questo progetto e che hanno la capacità di interfacciarsi a livello elettrico e di pro-tocollo
applicativo con un numero sempre crescente di dispositivi esistenti sul campo.
Nel corso del 2013 le famiglie di terminali disponibili sono state due:
◦◦ SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) Gateway, per l’interfacciamento
di dispositivi evoluti di registrazione dei dati presenti sugli impianti (tipicamente
SCADA, Datalogger, PLC o contatori evoluti con a bordo schede di comunicazione
su protocolli standard – ad es. IEC-104, Modbus, ecc.)
◦◦ Meter Gateway, per l’interfacciamento dei contatori di produzione a livello di im-pulsi
su interfaccia ottica o elettrica.
Ciascuna delle due famiglie sopra elencate ha al proprio interno una serie di varianti
specifiche per l’implementazione degli opportuni protocolli fisici/logici di comunicazione.
Data
Netmodem satellitare
VPN su Internet
Monitoring and Control
Netmodem satellitare
Conversione Seriale/IP
Database GSE Stazione remota
produttore 1
Figura 3-35 SCHEMA DEL METERING SATELLITARE
(C) TELEPORTO (B) CANALE SATELLITARE (A) APPARATI REMOTI
RTU da controllare

Nel corso del 2013 le attività del progetto sono state focalizzate sull’incremento dei
volumi di integrazione degli impianti e sul mantenimento dell’operatività delle connes-sioni
già operative. In particolare, a fine 2013 risultano integrati nel progetto di Metering
Satellitare 365 impianti idroelettrici ad acqua fluente (600 MW), 2.983 fotovoltaici (2.296
MW), 30 eolici (738 MW) e 5 biogas (3 MW) per un totale di 3.383 unità pari a 3,6 GW
di potenza sottostante.
Dal punto di vista della localizzazione degli impianti idroelettrici integrati e dei misuratori
di portata, sono state coperte 66 province (circa il 60% del totale), principalmente situate
nel Nord Italia e nel Centro Nord. La provincia in cui si è integrato il maggior numero
di misuratori di portata è Cuneo, seguita da Ascoli Piceno e Torino. La provincia con il
maggior numero di MW idroelettrici tele-letti risulta essere Torino.
Gli impianti fotovoltaici integrati sono invece molto dispersi su tutto il territorio italiano,
pur essendoci una prevalenza di impianti tele-letti nel Nord (sia in termini di numero di
impianti che di potenza installata). Delle 106 province con almeno un impianto integrato,
quella di Lecce conta il maggior numero di installazioni (128), mentre si registra una media
di circa 28 impianti fotovoltaici integrati per provincia.
Per le unità eoliche, sono state coperte 15 province, avendo integrato stazioni anemo-metriche
(anche al fine di supportare maggiormente il calcolo della mancata produzione
eolica) ed impianti di produzione situati principalmente nel Sud Italia e in Sicilia. Difatti,
le province in cui si sono integrati il maggior numero di impianti risultano essere Sassari
(è anche la provincia con il maggior numero di MW tele-letti) e Palermo.
Per il biogas, a fine 2013, risultavano integrate 5 unità tutte localizzate al Nord dell’Italia
e in particolare nelle province di Torino, Pavia, Cremona e Imperia.
3.2.3 MANCATA PRODUZIONE EOLICA
Nel rispetto della priorità di dispacciamento accordata alla produzione di energia elet-trica
da fonti rinnovabili, TERNA si riserva di adottare eventuali azioni di variazione delle
immissioni di energia in rete (riduzioni e azzeramenti, programmati o impartiti in tempo
reale), al fine di garantire la sicurezza della rete elettrica nazionale.
La “mancata produzione eolica” (MPE) è la quantità di energia elettrica non prodotta da
un impianto eolico, per ciascuna ora, per effetto dell’attuazione degli ordini di dispac-ciamento
impartiti da TERNA. La mancata produzione è quantificata in termini ener-getici
dal GSE. Secondo quanto previsto dalla Delibera ARG/elt n. 05/10, gli utenti del
dispacciamento di una o più unità di produzione di energia elettrica da fonte eolica, la
cui produzione di energia elettrica abbia subito riduzioni per effetto di ordini di dispac-ciamento
impartiti da TERNA, possono presentare al GSE istanza per l’ottenimento della
remunerazione della mancata produzione eolica.
CALCOLO ENERGETICO CONSUNTIVO 2013
Il calcolo energetico della MPE relativo all’anno 2013 è stato effettuato sulla base dell’ul-tima
versione degli Ordini di Dispacciamento e l’ultima versione di anagrafica inviati da
TERNA. I dati che sono riportati di seguito fanno riferimento alle 140 unità di produzione
aventi nel corso del 2013 convenzione attiva con il GSE.
Il calcolo della mancata produzione eolica ha come dati variabili d’ingresso le serie sto-riche,
per ciascun mese, delle seguenti grandezze:
◦◦ misure di produzione, provenienti dal gestore di rete;
◦◦ ordini di dispacciamento, forniti da TERNA;

72
Gestione delle misure dell’energia elettrica
◦◦ indisponibilità, fornite dagli operatori elettrici;
◦◦ dati del vento, forniti dagli operatori o tele-letti dal GSE.
A queste grandezze si aggiungono le configurazioni delle anagrafiche delle unità di pro-duzione,
fornite da TERNA su base mensile, per tutte le unità.
A seguire è mostrato il dettaglio del valore energetico MPE, relativamente al regime
commerciale delle unità di produzione dispacciate da TERNA. Come si può vedere, più
della metà dell’energia non prodotta a seguito delle limitazioni di TERNA (circa 67 GWh,
pari al 55%), è in capo alle unità di produzione convenzionate RID.
Tabella 3-50 VALORE ENERGETICO MPE, RISPETTO AL REGIME COMMERCIALE DELLE UNITÀ DI PRODUZIONE
(MWh)
REGIME COMMERCIALE MPE
RID 67.000
Mercato Libero 53.500
CIP6 3.500
TOTALE 124.000
Analizzando, invece, il dettaglio mensile delle valutazioni effettuate, il primo aspetto che
si evidenzia è che, a fronte dei 124 GWh di MPE del 2013, circa il 70% è maturato nel
corso dei primi cinque mesi dell’anno.
Figura 3-36 VALORE ENERGETICO MENSILE DELL’ENERGIA RELATIVA ALLA MANCATA PRODUZIONE EOLICA NEL 2013 (MWh)
Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Il GSE ha posto in essere un flusso informativo ad hoc per il recepimento della valorizza-zione
economica della mancata produzione eolica operata da TERNA e la conseguente
regolazione dei pagamenti relativi alle unità di produzione sul proprio contratto di di-spacciamento.
In particolare, per le unità per cui risulti attiva una convenzione per il
Ritiro Dedicato dell’energia, è stata predisposta un’integrazione, con il portale del RID,
per l’acquisizione degli assensi alla fatturazione da parte dei produttori e la conseguente
visualizzazione e predisposizione delle fatture passive (attive per i produttori). L’importo
fatturabile a TERNA dal GSE, relativo alla valorizzazione economica delle partite ener-getiche
MPE riferite alle unità convenzionate RID e CIP 6, si attesta per il 2013 a circa
2,5 Mln €.
3.3.1 LE ATTIVITÀ RELATIVE ALLE GESTIONE DELLE MISURE
Le attività principali svolte dal GSE nel 2013 nell’ambito della gestione delle misure e
della correlata valorizzazione economica dell’energia elettrica sono state le seguenti:
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
8.534
11.977
25.362
11.916
1.702
4.452
27.598
8.084
991
8.890
13.827
338
3.3 GESTIONE DELLE MISURE DELL’ENERGIA ELETTRICA

◦◦ gestione dei processi e dei flussi informativi connessi all’acquisizione e alla
validazione dei dati di misura, provenienti dal canale diretto (metering) e indi-retto
(invio da parte dei gestori di rete), finalizzati all’attuazione dei meccanismi
di incentivazione, promozione e ritiro dell’energia in capo al GSE: CIP 6, Ritiro
Dedicato, Scambio sul Posto, Conto Energia, Garanzia di Origine, Certificati
Verdi, Tariffe Onnicomprensive, Mancata Produzione Eolica, incentivi ai sensi
del D.M. 6/7/2012 (FER);
◦◦ gestione dei processi e dei flussi informativi, connessi all’acquisizione dei dati di
misura provenienti dal canale diretto, finalizzati alle attività di monitoraggio della
produzione degli impianti CIP 6;
◦◦ gestione dei processi e dei flussi informativi, connessi all’acquisizione dei dati di
fornitura, inviati dalle imprese di vendita e finalizzati alla determinazione delle
partite commerciali nell’ambito del meccanismo dello Scambio sul Posto;
◦◦ gestione dei rapporti con i gestori di rete, con le imprese di vendita e ove neces-sario
con i produttori;
◦◦ gestione di tutti i processi aziendali core, connessi all’attuazione dei meccanismi di
incentivazione e di ritiro dell’energia, finalizzati alla determinazione delle partite
energetiche e dei corrispettivi economici (settlement passivo) connessi a tutti i
rapporti contrattuali attivi in capo al GSE, oltre che ai corrispettivi economici di
trasporto e di dispacciamento dell’energia immessa in rete;
◦◦ analisi per implementare e adeguare i nuovi processi operativi e i sistemi infor-mativi
per la gestione delle misure e dei corrispettivi in attuazione delle nuove
disposizioni di regolazione, quali ad esempio:
◦◦ Delibera 618/2013/R/efr, relativa all’applicazione dei prezzi minimi garantiti
anche per gli impianti che commercializzano l’energia direttamente sul mer-cato
libero;
◦◦ DCO 613/2013/R/eel e delibera attuativa sui sistemi di accumulo;
◦◦ D.M. 17/12/2013 di incentivazione del biometano.
Inoltre, al fine di migliorare il servizio reso ai titolari di convenzioni relative a mecca-nismi
di incentivazione o ritiro dell’energia elettrica, sono state sviluppate una serie di
funzionalità che permettono ai vari soggetti coinvolti nei processi gestiti (gestori di rete,
imprese di vendita, etc.) di monitorare le attività di propria competenza e di segnalare in
maniera efficiente e tempestiva eventuali criticità sui flussi informativi previsti.
3.3.2 LA GESTIONE DELLE MISURE NEL 2013
La gestione dei processi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica ha comportato,
anche per il 2013, una notevole crescita in termini di dati acquisiti, di misure gestite e di
determinazione delle relative partite economiche.
Nel corso dell’anno 2013 sono stati gestiti:
◦◦ oltre 900.000 rapporti contrattuali;
◦◦ circa 17.000.000 di misure dell’energia immessa, prodotta e prelevata dalla rete
(aventi un dettaglio ai 15’/orario/per fasce/monorario), trasmesse nel 2013 dai ge-stori
di rete per tutti gli impianti convenzionati (senza considerare le varie misure
di rettifica trasmesse dai gestori di rete a correzione di quelle precedentemente
inviate);
◦◦ oltre 2 miliardi di dati puntuali, trasmessi da parte dei gestori di rete e delle im-prese
di vendita, che sono stati processati per la determinazione delle partite
energetiche e commerciali di incentivazione e di ritiro dell’energia.
Si è proceduto, nel corso del 2013, alla determinazione di oltre 9.000.000 di partite
energetiche e di corrispettivi economici.

74
Si riportano di seguito alcuni numeri indicativi della mole e della complessità gestita
nel corso del 2013, relativamente ai principali processi di incentivazione, promozione
e di ritiro dell’energia da parte del GSE (CIP 6, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto,
Conto Energia, Garanzia di Origine, Certificati Verdi, Tariffe Onnicomprensive, Mancata
Produzione Eolica, incentivi ai sensi del D.M. 6/7/2012).
Figura 3-37 QUADRO DI RIEPILOGO DEI DATI DI MISURA GESTITI NEL 2013
MECCANISMO MISURE DATI DI MISURA
E FORNITURA PROCESSATI
RID 672.924 495.737.160
TO 26.886 23.494.320
FTV I-IV 4.993.103 75.589.380
FTV V 1.897.886 1.638.575.520
SSP 9.597.352 387.970.313
CIP6 851 2.347.680
GO 9.182 101.640
CV 30.318 22.548.240
FER 2.466 2.400.240
MPE 483 473.040
TOTALE 17.231.451 2.649.237.533

4
ONERI DI INCENTIVAZIONE
DELL’ENERGIA ELETT RICA

Oner i di incen tivaz ione dell ’Energ ia Ele ttrica 4
La gestione dei meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica genera costi
– essenzialmente legati agli incentivi erogati e all’acquisto dell’energia e dei Certificati
Verdi (e ricavi) derivanti, in massima parte, dalla vendita dell’energia elettrica gestita dal
GSE sul mercato.
Le risorse economiche necessarie per il finanziamento dei meccanismi gestiti dal GSE,
cioè per la copertura degli oneri derivanti dalla differenza tra costi e ricavi, sono prelevate
dal “Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate”, istituito presso la Cassa
Conguaglio del Settore Elettrico (CCSE). Il conto è alimentato dalla componente tariffaria
A3, applicata alla generalità delle bollette dei clienti finali per l’acquisto di energia elettrica.
Il GSE, congiuntamente con la Cassa Conguaglio, valuta su base annua il fabbisogno
economico della componente tariffaria A3. In funzione del fabbisogno, l’Autorità per
l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI) determina il gettito necessario per
alimentare il “Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate” e provvede
all’aggiornamento trimestrale dei valori della componente tariffaria A3, pagata dai con-sumatori
nelle bollette elettriche.
4.1 COSTI PER L’INCENTIVAZIONE
E L’ACQUISTO DELL’ENERGIA ELETTRICA
I costi sostenuti dal GSE nella gestione dei meccanismi dedicati alle fonti rinnovabili e
assimilate sono imputabili principalmente ai seguenti motivi:
◦◦ l’incentivazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici (Conto
Energia) e dagli impianti ammessi agli incentivi introdotti dal D.M. 6/7/2012;
◦◦ l’acquisto dell’energia elettrica dai produttori che hanno una convenzione con
il GSE, nell’ambito di uno dei meccanismi di incentivazione e ritiro dell’energia
elettrica (CIP 6, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto, Tariffe Onnicomprensive ai
sensi dei vari D.M.);
◦◦ il ritiro dei Certificati Verdi.
Per l’anno 2013 i costi sostenuti dal GSE ammontano complessivamente a un valore
pari a circa 15 miliardi di euro. Di seguito vengono descritte le principali voci di costo per
ciascuna partita energetica.
L’energia CIP 6 ritirata nell’anno 2013 è stata pari a 15,9 TWh, con un costo complessivo
di circa 2,1 miliardi di euro. Il suddetto valore di costo è calcolato considerando anche
il pagamento della componente legata al Costo Evitato di acquisto del Combustibile
(CEC), per un valore totale di quasi 1,4 miliardi di euro, di cui 177 milioni di euro relativi
alla stima del conguaglio della revisione prezzi. Il resto è dovuto al riconoscimento delle
componenti CEI e INC per un totale di 724 milioni di euro. Nei prossimi anni il costo
relativo al ritiro dell’energia CIP 6 si ridurrà, non solo per la progressiva scadenza del
periodo incentivante delle convenzioni, ma anche per effetto dei Decreti Ministeriali
che hanno consentito la risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 da combustibili
fossili (D.M. 2/12/2009, D.M. 2/8/2010, D.M. 8/10/2010). L’onere totale di competenza
2013 relativo alla risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 (circa 1,9 GW di potenza
convenzionata) è stato pari a 456 milioni di euro di cui 53 Mln € relativi ad esborsi con
pagamenti rateizzati e la restante parte relativa al pagamento, in un’unica soluzione, per
la risoluzione di 2 convenzioni.
Nel corso del 2013 hanno trovato anche applicazione le disposizioni di cui al D.M.
20/11/2012 per effetto delle quali sono stati aggiornati i valori del CEC da riconoscere

4 Oenr i di icenn tivaz ioen dell ’Eegnr ia Eel ttriac 79
Fabbisogno economico e gettito della componente A3
all’energia ritirata nel 2008 e nel periodo 2010-2012: ciò ha determinato un costo di 218
milioni di euro.
Il D.Lgs. n. 28/2011 ha previsto che il GSE ritiri annualmente i CV rilasciati per le pro-duzioni
da fonti rinnovabili degli anni dal 2011 al 2015, eventualmente eccedenti quelli
necessari per il rispetto della quota d’obbligo, ad un prezzo fissato pari al 78% del prezzo
di offerta dei propri CV, calcolato secondo il comma 148 della Legge n. 244/2007. Tale di-sposizione,
relativamente ai CV ritirati dal GSE nel corso del 2013 (riferiti alla produzione
di energia da FER dell’anno 2012 e del I trimestre 2013), ha comportato un onere di 1.409
milioni di euro, corrispondente al ritiro di 17,1 milioni di Certificati Verdi.
Il 6 giugno 2013 è stato raggiunta la soglia dei 6,7 miliardi di euro relativamente al costo
indicativo cumulato annuo degli incentivi per gli impianti fotovoltaici. Il costo indicativo
per l’incentivazione dell’energia (circa 20 TWh) attribuibile agli impianti che hanno avuto
accesso agli incentivi previsti dal I, II , III e IV Conto Energia, nel 2013, è pari a circa 6,5
miliardi di euro, mentre il costo per l’energia incentivata attraverso il V Conto Energia
(circa 1,4 TWh) è di circa 200 milioni di euro.
Nel 2013 il GSE ha ritirato circa 7,6 TWh di energia in Tariffa Onnicomprensiva. Il costo
corrispondente è stato pari a circa 2 miliardi di euro, con un costo unitario medio che
ammonta a 261 €/MWh.
All’acquisto dell’energia tramite il meccanismo del Ritiro Dedicato, relativo nel 2013 a
poco meno di 26 TWh, corrisponde un costo di circa 1,8 miliardi di euro. Tale costo è
connesso al pagamento dell’energia immessa in rete, valorizzata al prezzo zonale orario di
mercato o ai Prezzi Minimi Garantiti (questi ultimi nel caso di impianti alimentati da fonti
rinnovabili di potenza fino a 1 MW, per i primi 2 GWh). Il costo medio unitario dell’energia
ritirata dal GSE mediante RID nel 2013 ammonta a circa 71,3 €/MWh, valore superiore
ai prezzi medi di vendita registrati sulla borsa elettrica pari a circa 62,96 €/MWh (PUN).
Si stima che il consuntivo dell’energia immessa in rete nel 2013 in virtù dello Scambio
sul Posto sia pari a circa 4,1 TWh. Il costo corrispondente è di circa 267 milioni di euro.
4.2 RICAVI DELLA VENDITA DELL’ENERGIA ELETTRICA
Come indicato in precedenza, i costi sostenuti dal GSE sono in parte compensati dai
ricavi provenienti dalla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata. Nel 2013 i ricavi,
al lordo dei corrispettivi di borsa e della valorizzazione degli sbilanciamenti, sono stati
pari a circa 3.290 milioni di euro.
4.3 FABBISOGNO ECONOMICO
E GETTITO DELLA COMPONENTE A3
Per il 2013, la differenza tra costi (15,1 miliardi di euro) e ricavi (3,3 miliardi di euro) ha
determinato un onere e, dunque, un fabbisogno economico della componente A3 pari
a 11,8 miliardi di euro. Il gettito A3 raccolto da parte dei distributori connessi alla rete di
trasmissione nazionale per l’anno 2013 è stato, invece, pari a circa 12,5 miliardi di euro.
Ne consegue un avanzo economico di circa 700 milioni di euro.

80
4 Oner Rapporto Attività 2013 i di icenn tivaz ioen dell ’Eegnr ia Eel ttriac
Fabbisogno economico e gettito della componente A3
Figura 4-38 FABBISOGNO ECONOMICO E GETTITO DELLA COMPONENTE A3 NEL 2013 (MLD €)
Ipotizzando di utilizzare le aliquote stabilite attraverso la Delibera 405/2013/R/com, che
aggiorna la componente tariffaria A3 per l’ultimo trimestre 2013, la spesa annua per la
maggiorazione A3 può essere ridistribuita su una platea di clienti tipo, secondo quanto
indicato nella tabella seguente.
15
12
9
6
3
0
Costi Ricavi Gettito A3
0,7
11,8 12,5
3,3
15,1
Avanzo
economico
Fabbisogno
economico A3
Tabella 4-51 STIMA DELL’ONERE A3 2013 A CARICO DEGLI UTENTI FINALI
CLIENTE TIPO €/ANNO
Domestico residente con 3 kW di potenza e consumi per 2.640 kWh/anno 89
Domestico residente con 3 kW di potenza e consumi per 3.500 kWh/anno 143
In bassa tensione con 10 kW di potenza e consumi per 15.000 kWh/anno 1.011
In media tensione con 500 kW e 2.000 ore/anno di utilizzazione 48.388
In alta tensione con 3 MW di potenza e 2.500 ore/anno di utilizzazione 279.776

5
CERTI FICAZIO NE DEGLI IMPI ANTI
E DELL’ENERGIA ELETT RICA

CERTI FICAZIO NE DEGLI IMPI ANTI
E DELL’ENERGIA ELETT RICA 5
5.1 LA GARANZIA DI ORIGINE DA FONTI RINNOVABILI
La Garanzia di Origine (“GO”), come definita dall’articolo 15 della Direttiva 2009/28/CE,
rappresenta uno strumento di certificazione della produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili, rilasciato in formato elettronico, con il solo scopo di provare ai
clienti finali la quota di energia da fonti rinnovabili nel mix energetico dei fornitori
di energia.
Recependo tali disposizioni, l’articolo 34 del D.lgs. n. 28/2011 ha previsto l’aggiorna-mento
delle modalità di rilascio, riconoscimento e utilizzo della GO. In attuazione del
suddetto articolo, il D.M. 6 luglio 2012 ha demandato al GSE l’aggiornamento della
procedura per la certificazione della quota di energia elettrica prodotta da fonti rinno-vabili
di cui all’articolo 5, comma 6, del D.M. 31 luglio 2009 (c.d. decreto “Fuel Mix”). La
suddetta procedura è stata approvata dal Ministero dello Sviluppo Economico, sentita
l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico.
Pertanto, con decorrenza 2013, la certificazione di origine dell’energia elettrica da fonte
rinnovabile avviene esclusivamente mediante il rilascio delle GO che hanno sostituito i
titoli CO-FER, fino a quel momento utilizzati per il medesimo scopo.
A completamento dei suddetti aggiornamenti normativi e procedurali in tema di certifi-cazione
mediante GO, va menzionata l’estensione dell’adesione del GSE all’Association of
Issuing Bodies (AIB) per la gestione e lo scambio di tali titoli, oltre a quelli RECS, nell’am-bito
dello standard European Energy Certificate System.
Di seguito, si rappresentano nel dettaglio le principali attività svolte dal GSE con rife-rimento
alla certificazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili mediante
GO e RECS.
Il GSE, su richiesta dei produttori, rilascia la qualifica (c.d. “IGO”), propedeutica all’emis-sione
delle GO, agli impianti alimentati da fonti rinnovabili, ad esclusione degli impianti
che si avvalgono:
◦◦ del Ritiro Dedicato dell’energia ai sensi dell’articolo 13 del D.Lgs. n. 387/2003;
◦◦ del meccanismo dello Scambio sul Posto di cui alla deliberazione 570/2012/R/
efr e s.m.i;
◦◦ di incentivi onnicomprensivi che prevedano il ritiro dell’energia (impianti conven-zionati
CIP 6/92 e Tariffe Onnicomprensive) da parte del GSE.
Le GO relative alle produzioni realizzate dai suddetti impianti sono emesse e trasferite
a titolo gratuito al GSE.
Nell’ambito del processo della qualifica IGO, è data facoltà ai produttori di esprimere la
volontà di ottenere, congiuntamente alle GO, anche i certificati RECS. Dal punto di vista
operativo, entrambe le tipologie di certificati sono gestite dal GSE mediante il medesimo
sistema informatico che garantisce anche lo scambio dei titoli a livello internazionale
nell’ambito della rete di registri nazionali connessi alla piattaforma di scambio (HUB)
gestita dall’AIB. Tutti i trasferimenti che coinvolgono le GO a livello nazionale, avvengono
sul mercato organizzato (M-GO) o sulla piattaforma dei bilaterali (PB-GO), entrambi ge-stiti
dal Gestore dei Mercati Energetici (GME).
La GO è rilasciata sull’energia elettrica immessa in rete ed è valida fino al termine del
dodicesimo mese successivo a quello a cui la produzione di energia elettrica è riferita e,
comunque, non oltre il 31 marzo dell’anno successivo a quello di produzione.

5 Cer tifiacz ioen degl i Im pian ti e dell ’Eegnr ia Eel ttriac 85
La Fuel Mix Disclosure
L’annullamento delle GO è consentito esclusivamente alle imprese di vendita ai fini della
determinazione del proprio mix di approvvigionamento[1] e, a partire dal 2012, ai sensi
di quanto disposto dall’AEEGSI con la deliberazione ARG/elt 104/11, per comprovare
l’origine rinnovabile dell’energia elettrica venduta ai clienti finali nell’ambito dei contratti
di vendita di energia rinnovabile.
L’attività di qualifica IGO nel 2013 ha interessato quasi 800 impianti, per complessivi
21 GW di potenza; le emissioni di GO, di contro, provengono da circa 400 impianti cui
corrispondono oltre 17 milioni di certificati emessi.
Con riferimento alle attività di certificazione relative all’anno di competenza 2013, di
seguito si riportano i dati relativi al numero di GO complessivamente emesse, annullate,
importate, esportate e trasferite.
Tabella 5-52 MOVIMENTAZIONE DELLE GO RELATIVE ALL’ANNO 2013
EMESSE ANNULLATE IMPORTATE ESPORTATE TRASFERITE
17.615.362 2.704.110 1.106.356 750.474 8.000
In relazione alle GO nella disponibilità del GSE, ai sensi di quanto previsto dalla delibe-razione
ARG/elt 104/11, è previsto che le stesse siano oggetto di assegnazione mediante
procedure concorrenziali, organizzate secondo criteri di pubblicità, trasparenza e non
discriminazione. Ogni anno il GSE organizza cinque sessioni d’asta e in ciascuna asta
sono negoziabili le GO differenziate per tipologia di impianto e periodo di produzione
come di seguito indicato:
a) GO Gennaio: GO relative al mese di gennaio dell’anno “n” con validità di 12 mesi
dal periodo di produzione;
b) GO Febbraio: GO relative al mese di febbraio dell’anno “n” con validità di 12 mesi
dal periodo di produzione;
c) GO Altri mesi: GO relative a mesi diversi da quelli di cui alle lettere a) e b) dell’anno
“n” con validità fino al 31 marzo “n+1”.
Nella tabella seguente il riepilogo delle sessioni d’asta per l’anno 2013.
Tabella 5-53 ESITO SESSIONI D’ASTA 2013 PER LE GO
GO OFFERTE GO VENDUTE
31.425.217 6.000
5.2 LA FUEL MIX DISCLOSURE
Con l’entrata in vigore del Decreto Fuel Mix, le imprese che operano nel comparto della
vendita dell’energia elettrica sono tenute a fornire informazioni ai clienti finali circa la
composizione del mix energetico relativo all’energia elettrica immessa in rete e circa
l’impatto ambientale della produzione stessa. Questa forma di tutela informativa del
cliente finale è stata introdotta, a livello comunitario, dalla Direttiva 2003/54/CE e suc-cessivamente
confermata dalla Direttiva 2009/72/CE.
[1] Come descritto nella “Procedura per la determinazione del mix energetico utilizzato per la produzione dell’energia
elettrica venduta dall’impresa di vendita”, disponibile sul sito web del GSE.

86
5 Cer tificaz ione Rapporto Attività 2013 degl i Im pian ti e dell ’Eegnr ia Eel ttriac
In particolare, le imprese di vendita devono fornire, con riferimento ai due anni prece-denti,
le informazioni necessarie a tracciare il mix energetico di riferimento, riportando
tale informazione nei documenti di fatturazione (con frequenza almeno quadrime-strale),
nei propri siti internet, nel materiale promozionale dato al cliente nella trat-tativa
pre-contrattuale, secondo lo schema (riportato nella seguente tabella) indicato
dal Decreto Fuel Mix.
Tabella 5-54 SCHEMA PER LA COMPOSIZIONE DEL MIX ENERGETICO (LETTERA A ALLEGATO 1 DEL DECRETO “FUEL MIX”)
FONTI PRIMARIE UTILIZZATE COMPOSIZIONE DEL MIX ENERGETICO UTILIZZATO PER
LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA VENDUTA
DALL’IMPRESA NEI DUE ANNI PRECEDENTI
Ciò consente ai consumatori finali di confrontare il mix energetico della propria impresa
di vendita con la composizione del mix energetico medio utilizzato per la produzione
dell’energia elettrica immessa nel sistema elettrico nazionale, cui contribuisce anche
l’eventuale quota di energia importata. Al fine di assicurare la corretta determinazione del
mix energetico delle imprese di vendita e del mix energetico nazionale, il citato Decreto
ha fissato degli obblighi cui devono attenersi imprese di vendita e produttori che operano
nel mercato elettrico italiano.
Il Decreto ha assegnato al GSE un ruolo chiave nell’intero processo di determinazione del
mix energetico (“processo disclosure”). In particolare, il GSE ha il compito di:
◦◦ determinare e pubblicare i mix energetici dei soggetti inclusi nel processo disclosure, dai
produttori alle imprese di vendita, nonché il mix energetico complementare nazionale;
◦◦ effettuare verifiche di congruenza, in collaborazione con TERNA, sulle determi-nazioni
relative al mix energetico dei soggetti coinvolti nel processo disclosure;
◦◦ redigere rapporti annuali di carattere informativo;
◦◦ supportare il Ministero dello Sviluppo Economico nelle azioni informative relative
all’impatto ambientale della generazione elettrica e sul risparmio energetico.
DETERMINAZIONE DEI MIX ENERGETICI
Il Decreto Fuel Mix prevede la determinazione del mix energetico complementare del
produttore, del mix di approvvigionamento dell’impresa di vendita, nonché la determi-nazione
del mix energetico nazionale.
A tal fine, i produttori sono tenuti a comunicare i dati di anagrafica dei propri impianti
e del mix energetico iniziale, su base annuale, entro il 31 marzo dell’anno successivo a
quello di competenza. Con la medesima tempistica le imprese di vendita devono comuni-care
i dati di energia venduta ai clienti finali, specificando i quantitativi di energia venduta
nell’ambito delle offerte verdi[2], e l’eventuale quota di energia importata.
Sulla base delle informazioni ricevute e in proprio possesso, il GSE provvede a calco-lare,
per l’anno “n-2” (dato di consuntivo) e “n-1” (dato di pre-consuntivo), i seguenti
mix energetici:
[2] Come previsto dalla “Procedura tecnica di cui all’articolo 6, comma 1, lettera a) della Deliberazione ARG/elt n.
104/11”.
COMPOSIZIONE DEL MIX MEDIO NAZIONALE UTILIZZATO
PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA IMMESSA NEL
SISTEMA ELETTRICO NEI DUE ANNI PRECEDENTI
ANNO (N-1) ANNO (N-2) ANNO (N-1) ANNO (N-2)
% % % %
Fonti rinnovabili
Carbone
Gas Naturale
Prodotti Petroliferi
Nucleare
Altre fonti

5 Cer tifiacz ioen degl i Im pian ti e dell ’Eegnr ia Eel ttriac 87
◦◦ il mix energetico complementare di ogni produttore, dato dal mix energetico ini-ziale
al netto delle GO emesse e trasferite;
◦◦ il mix energetico iniziale nazionale, costituito dal totale dell’energia elettrica im-messa
nel sistema elettrico nazionale, inclusa l’energia di importazione (per la
determinazione del mix energetico nazionale, associato all’energia prodotta e
immessa da impianti di produzione localizzati in Italia, si fa riferimento ai dati
comunicati dai produttori);
◦◦ il mix energetico complementare nazionale, dato dal mix energetico iniziale nazio-nale
al netto delle GO annullate dalle imprese di vendita;
◦◦ il mix energetico di approvvigionamento delle imprese di vendita con l’algoritmo
di calcolo specificato nella “Procedura per la determinazione del mix energetico
utilizzato per la produzione dell’energia elettrica venduta dall’impresa di vendita”.
All’energia elettrica importata, il GSE assegna un mix energetico europeo rielaborato
sulla base di dati Eurostat.
COMPOSIZIONE DEL MIX MEDIO NAZIONALE UTILIZZATO PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA
IMMESSA NEL SISTEMA ELETTRICO NEL 2012 E NEL 2013
Figura 5-39
4,6%
37,5%
4,7%
2013
18,5%
1,0%
33,7%
5,8%
29,8%
4,8%
2012
18,5%
1,3%
39,8%
ATTIVITÀ DI CONTROLLO SULLE OFFERTE VERDI
L’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico, con la deliberazione ARG/
elt 104/11, ha definito i requisiti che devono presentare i contratti di vendita di energia
rinnovabile per garantire la tutela del consumatore e assicurare che la stessa energia elet-trica
prodotta da fonti rinnovabili non venga inclusa in più contratti di vendita. Ciascun
contratto di vendita di energia rinnovabile deve essere comprovato da una quantità
di GO pari alla quantità di energia elettrica venduta come rinnovabile nell’ambito del
medesimo contratto.
Al GSE è assegnato il compito di effettuare le opportune verifiche di congruità tra le
GO annullate dalle imprese di vendita e i dati di energia elettrica venduta da quest’ul-time
nell’ambito delle “offerte verdi”. Qualora i suddetti controlli abbiano esito negativo,
l’impresa di vendita in questione è chiamata a versare al GSE un corrispettivo pari al
prodotto tra il numero di GO di cui non si è approvvigionata e il prezzo medio di nego-ziazione
delle GO registrato dal GME. Eventuali ulteriori inadempienze sono segnalate
all’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico per gli eventuali interventi di
propria competenza.
Tabella 5-55
FONTI PRIMARIE
UTILIZZATE
ANNO 2012 ANNO 2013
Fonti rinnovabili 29,8% 37,5%
Carbone 18,5% 18,5%
Gas Naturale 39,8% 33,7%
Prodotti petroliferi 1,3% 1,0%
Nucleare 4,8% 4,7%
Altre fonti 5,8% 4,6%

6
COGENERAZIO NE, CERTI FICATI BIANCHI
E CONTO TERMICO

COGENERAZIO NE, CERTI FICATI BIANCHI
E CONTO TERMICO 6
6.1 LA COGENERAZIONE
Con il termine cogenerazione si intende la produzione combinata di energia elettrica/
meccanica e di energia termica. Per produrre la sola energia elettrica si utilizzano ge-neralmente
centrali termoelettriche che disperdono parte dell’energia nell’ambiente:
questa è energia termica di scarso valore termodinamico essendo a bassa temperatura.
Per produrre la sola energia termica si usano tradizionalmente delle caldaie che con-vertono
l’energia primaria contenuta nei combustibili, di elevato valore termodinamico,
in energia termica di ridotto valore termodinamico. Se un’utenza richiede contem-poraneamente
energia elettrica ed energia termica, anziché installare una caldaia e
acquistare energia elettrica dalla rete, si può realizzare un ciclo termodinamico per
produrre energia elettrica sfruttando i livelli termici più alti, cedendo il calore residuo
a più bassa temperatura per soddisfare le esigenze termiche. L’obiettivo fondamentale
che si vuole perseguire con la cogenerazione è quello di sfruttare al meglio l’energia
contenuta nel combustibile: a ciò consegue un minor consumo di combustibile e un
minor impatto ambientale.
Il GSE è incaricato di svolgere molteplici attività inerenti la cogenerazione. In parti-colare
riconosce gli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), determina
il numero di Certificati Bianchi cui hanno diritto gli impianti CAR, rilascia la garanzia
d’origine (GOc) all’energia elettrica prodotta mediante CAR (GOc), rilascia la qualifica
e i Certificati Verdi (CHP-TLR) agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda-mento
aventi diritto.
IL RICONOSCIMENTO DELLA COGENERAZIONE
AD ALTO RENDIMENTO
Il D.Lgs. n. 20/2007 attua la Direttiva 2004/8/CE prevedendo che, fino al 31 dicembre
2010, la condizione di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) corrisponda a quanto
definito all’articolo 2, comma 8, del D.Lgs. n. 79/1999 cioè la cogenerazione che soddisfa
i requisiti definiti dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico con la
Deliberazione n. 42/2002.
A decorrere dal 1º gennaio 2011, la Cogenerazione ad Alto Rendimento è, invece, la co-generazione
che rispetta i requisiti previsti dalla Direttiva 2004/8/CE, ripresi dal D.Lgs.
n. 20/2007 come integrato dal D.M. 4 agosto 2011. Il D.Lgs. n. 20/2007, per definire la
CAR, utilizza un criterio basato sull’indice PES (Primary Energy Saving) che rappresenta
il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla
produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica ed energia termica.
Con il D.Lgs. n. 20/2007 è introdotto anche il concetto di Garanzia di Origine per l’e-nergia
elettrica prodotta dagli impianti funzionanti in CAR (GOc). La GOc è la certifica-zione
rilasciata all’energia elettrica prodotta da CAR, utilizzabile dai produttori al fine
di dimostrare che l’energia elettrica da essi venduta è effettivamente prodotta da CAR.
Il D.M. 5 settembre 2011 istituisce, attraverso il riconoscimento dei Certificati Bianchi
(CB), il nuovo regime di sostegno per la CAR prevedendo che i benefici debbano essere
riconosciuti sulla base del risparmio di energia primaria ottenuto.
Gli impianti riconosciuti CAR godono, inoltre, di agevolazioni dal punto di vista delle
condizioni tecnico-economiche per la connessione alla rete pubblica, ai sensi della
Deliberazione ARG/elt n. 99/08.
Per gli impianti con potenza nominale inferiore a 200 kW è prevista la possibilità di
accedere al servizio di Scambio sul Posto ai sensi della Deliberazione dell’Autorità ARG/
elt n. 74/08.

6 Coaeegnrz ioen , Cer tifiac ti Biachn i e Conto Temr ico 91
La Cogenerazione
Esistono infine ulteriori vantaggi di cui la CAR può godere, quali:
◦◦ l’esonero dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi previsto per produttori
e importatori di energia da fonti non rinnovabili per quantità maggiori di
100 GWh;
◦◦ la priorità rispetto alla produzione da fonti convenzionali, nell’ambito del di-spacciamento,
dell’energia elettrica prodotta da unità prevalentemente CAR,
ovvero unità per le quali la percentuale dell’energia elettrica prodotta in CAR è
pari o superiore al 50% del totale dell’energia elettrica prodotta;
◦◦ relativamente alla quota di energia elettrica netta prodotta in CAR e immessa in
rete da impianti alimentati a biomassa, biogas e bioliquidi sostenibili, un incre-mento,
differenziato in base al combustibile, della tariffa base di incentivazione
prevista dal D.M. 6 luglio 2012;
◦◦ relativamente all’energia elettrica netta prodotta in CAR e immessa in rete da
impianti alimentati a biometano, il riconoscimento, ai sensi del D.M. 5 dicembre
2013, della tariffa riconosciuta alla produzione di energia elettrica da biogas di
cui al D.M. 6 luglio 2012;
◦◦ l’esenzione parziale dal pagamento degli oneri generali di sistema, qualora siano
rispettati gli altri requisiti previsti dal D.Lgs. n. 115/2008, come modificato dal
D.Lgs. 56/2010, ai fini del riconoscimento di “sistema efficiente di utenza e
sistemi equivalenti (SEU e SEESEU)”.
Nel corso del 2013, relativamente alla produzione 2012 ed alle richieste di valutazione
preliminare, per circa 872 unità di produzione sono state presentate 906 richieste, di
cui: 437 relative a richieste per il solo riconoscimento del funzionamento dell’unità in
regime CAR, 354 per l’accesso al regime di sostegno dei CB ai sensi del D.M. 5 settembre
2011, e 115 per la richiesta di qualifica delle unità di cogenerazione abbinate ad una rete
di teleriscaldamento.
Circa la metà degli impianti ha una potenza inferiore a 1 MW (“piccola cogenerazione”),
la sola “microcogenerazione” (potenza inferiore a 50 kW) rappresenta circa il 25% del
totale. Non mancano, infine, esempi di grandi impianti di solito ubicati all’interno di
importanti siti industriali.
Per l’80% delle unità di cogenerazione la tecnologia adottata è il motore a combu-stione
interna.
Le unità di cogenerazione che hanno presentato richiesta per la produzione dell’anno
2012 hanno prodotto circa 63 TWh elettrici e 33 TWh termici, consumando combustibile
per complessivi 146 TWh.
Figura 6-40 SUDDIVISIONE DELLE UNITÀ DI COGENERAZIONE
IN BASE ALLA POTENZA (ANNO 2012; 100% = 13.896 MWe)
25%
23%
52%
Pn < 50 kW
50 kW < Pn < 1 MW
1 MW < Pn
Figura 6-41 SUDDIVISIONE DELLE UNITÀ DI COGENERAZIONE
Motore a combustione interna
Turbina a vapore
Turbina a gas a ciclo combinato
con recupero di calore
Turbina a gas
Altro
IN BASE ALLA TECNOLOGIA (ANNO 2012; 100% = 872 UNITÀ)
9%
9%
80%
1% 1%

92
6 Cogeneraz ione Rapporto Attività 2013 , Cer tifiac ti Biachn i e Conto Temr ico
La Cogenerazione
Figura 6-42 CAPACITÀ DI GENERAZIONE INSTALLATA IN UNITÀ DI COGENERAZIONE IN FUNZIONE DELLA TECNOLOGIA IMPIANTISTICA
(ANNO 2012; 100% = 13.896 MWe)
LA QUALIFICA DEGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE ABBINATI
AL TELERISCALDAMENTO
Un impianto di cogenerazione abbinato al teleriscaldamento è un impianto di produzione
combinata di energia elettrica e calore, costituito da una o più sezioni funzionanti in co-generazione,
associato a una rete di teleriscaldamento per il trasporto e la distribuzione
del calore alle utenze per utilizzazioni esclusivamente di tipo civile, quali la climatizza-zione,
il riscaldamento, il raffrescamento e il condizionamento di ambienti a destinazione
residenziale, commerciale, industriale e agricola.
Con la Legge n. 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda-mento
(CHP-TLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al
rilascio dei Certificati Verdi (denominati in questo caso CV-TLR). Gli impiantti CHP-TLR
che hanno potuto ottenere la qualifica, propedeutica al rilascio dei CV, sono quelli sod-
2,5%
0,9%
2,7%
6,8%
85,3%
1,8%
Altro
Turbina a vapore a contropressione
Turbina a vapore a condensazione
Turbina a gas con recupero di calore
Motore a combustione interna
Turbina a gas a ciclo combinato
100% (13.896 MWe)
Tabella 6-56 CAPACITÀ DI GENERAZIONE INSTALLATA IN UNITÀ DI COGENERAZIONE NELLE REGIONI ITALIANE IN FUNZIONE DELLA TECNOLOGIA
IMPIANTISTICA (ANNO 2012, IN MWe)
TOTALE C.C. T.G. T.V.CP T.V.CD M.C.I. ALTRO
Abruzzo 244 177 0 0 0 4 63
Basilicata 180 107 68 0 0 5 0
Calabria 13 0 4 0 0 9 0
Campania 145 107 18 0 0 20 0
Molise 113 107 0 0 0 6 0
Puglia 1.834 1.828 0 0 0 5 0
Sardegna 66 0 0 0 66 0 0
Sicilia 833 682 0 0 0 0 152
TOTALE SUD E ISOLE 3.428 3.008 90 0 66 50 214
Lazio 299 221 16 0 0 62 0
Marche 37 29 0 0 0 8 0
Toscana 1.066 976 38 0 0 53 0
Umbria 182 156 11 0 0 15 0
TOTALE CENTRO 1.585 1.382 65 0 0 138 0
Emilia Romagna 766 594 42 0 0 128 1
Friuli Venezia Giulia 1.029 964 5 0 0 37 23
Liguria 78 30 14 0 0 10 24
Lombardia 3.089 2.404 51 121 177 308 27
Piemonte 2.629 2.404 58 0 0 159 7
Trentino Alto Adige 209 157 13 0 0 39 0
Valle d'Aosta 1 0 0 0 0 1 0
Veneto 1.172 985 34 6 11 85 51
TOTALE NORD 8.973 7.539 218 127 188 768 134
TOTALE 13.986 11.929 373 127 254 956 348

I Certificati Bianchi
disfacenti le condizioni individuate dall’art. 14 del D.Lgs. n. 20/2007, aggiornate dall’art.
30, comma 12 della Legge n. 99/2009.
La Legge n. 102/2009, inoltre, ha esteso il beneficio dei CV-TLR anche gli impianti di
cogenerazione abbinata al teleriscaldamento connessi ad ambienti agricoli.
Al 31 dicembre 2013 risultano qualificati 104 impianti CHP-TLR cui corrisponde una po-tenza
di 2.468 MW.
Tabella 6-57
CATEGORIA DI INTERVENTO NUMERO
IMPIANTI
POTENZA
IMPIANTI (MW)
A Potenziamento 1 780
Figura 6-43
780 826
95
I Certificati Bianchi, anche noti come “Titoli di Efficienza Energetica” (TEE), sono titoli
negoziabili che certificano il conseguimento dei risparmi energetici negli usi finali di
energia attraverso interventi e progetti di incremento di efficienza energetica. Un cer-tificato
equivale al risparmio di una tonnellata equivalente di petrolio (tep).
QUADRO NORMATIVO
Il sistema dei Certificati Bianchi è stato introdotto nella legislazione italiana dai Decreti
ministeriali del 20 luglio 2004 e s.m.i., che hanno previsto che i distributori di energia
elettrica e gas naturale debbano raggiungere annualmente determinati obiettivi quan-titativi
di risparmio di energia primaria, attraverso:
◦◦ la realizzazione di progetti di efficienza energetica che diano diritto a
Certificati Bianchi,
◦◦ l’acquisto dei Certificati Bianchi da altri soggetti operanti sul mercato dei TEE.
Il Decreto 28 dicembre 2012 ha modificato, potenziato e ampliato il meccanismo dei
Certificati Bianchi, disponendo, in primo luogo, il passaggio dall’Autorità per l’Energia
Elettrica il Gas e il Sistema Idrico al GSE delle attività di gestione del meccanismo dei
Certificati Bianchi. Tale passaggio di gestione è stato finalizzato con uno specifico
Accordo operativo tra il GSE e la stessa Autorità siglato nel mese di gennaio 2013,
con effetti a partire dal 3 febbraio 2013; a partire da tale data, e nel rispetto delle
tempistiche stringenti imposte della normativa, il GSE è diventato responsabile dell’at-tività
di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati a progetti di effi-cienza
energetica.
Lo stesso Decreto 28 dicembre 2012 ha altresì definito gli obiettivi quantitativi nazio-nali
di risparmio energetico, crescenti nel tempo, che dovranno essere perseguiti dalle
imprese di distribuzione di energia elettrica e gas nel quadriennio dal 2013 al 2016 e
ha stabilito i criteri, le condizioni e le modalità per realizzare interventi di efficienza
energetica negli usi finali, incentivati mediante l’emissione di Certificati Bianchi.
(impianto di cogenerazione)
6 826
(rete di teleriscaldamento)
2 26
D Nuova Costruzione 95 836
TOTALE 104 2.468
90 900
75 750
60 600
45 450
30 300
15 150
0 0
IMPIANTI CHP-TLR QUALIFICATI AL 31 DICEMBRE 2013
NUMERO
IMPIANTI
POTENZA
IMPIANTI (MW)
1 6 2 26
836
6.2 I CERTIFICATI BIANCHI

94
Figura 6-44 OBBLIGHI DI INCREMENTO DELL’EFFICIENZA ENERGETICA 2013–2016
Per adempiere agli obblighi, ciascun distributore di
energia elettrica è tenuto, nel periodo 2013-2016, a re-alizzare
misure e interventi (progetti) che comportino
una riduzione dei consumi di energia primaria, espressa
in numero di Certificati Bianchi, secondo le seguenti ca-denze
SOGGETTI AMMESSI AL MECCANISMO
Possono presentare progetti per il rilascio dei Certificati Bianchi, oltre alle imprese
distributrici di energia elettrica e gas con più di 50.000 clienti finali (“soggetti obbli-gati”),
le società controllate da tali imprese, i distributori di energia elettrica e gas non
obbligati, le società operanti nel settore dei servizi energetici, le imprese e gli enti che
si dotino di un energy manager o di un sistema di gestione dell’energia in conformità
alla ISO 50001.
IL RUOLO AFFIDATO AL GSE
Ai sensi dell’articolo 5, comma 1 del Decreto 28 dicembre 2012, a partire dal 3 febbraio
2013, è trasferita dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico al GSE l’atti-vità
di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati a progetti di efficienza
energetica condotti nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi.
Nell’espletamento dell’attività di valutazione della riduzione dei consumi di energia pri-maria
effettivamente conseguita dai progetti sulla base degli interventi ammessi, il GSE
si avvale del supporto di ENEA e di RSE.
Il Decreto 28 dicembre 2012 ha affidato al GSE anche il ruolo di effettuazione dell’istrut-toria
tecnico-economica, sui progetti di efficienza, relativa alla verifica preliminare di
conformità alle disposizioni del Decreto e alle linee guida operative per la certificazione
dei risparmi.
Al GSE spetta anche, con il supporto di ENEA e RSE, l’istruttoria sui “grandi progetti”,
rappresentati da interventi infrastrutturali, anche asserviti a sistemi di risparmio ener-getico,
trasporti e processi industriali, che comportino un risparmio stimato annuo su-periore
a 35.000 tep e che abbiano una vita tecnica superiore a 20 anni. Tale istruttoria
è preliminare all’esecuzione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico della ve-rifica
di conformità dei progetti ovvero ad uno specifico atto interministeriale che de-finisca,
previo parere della Regione territorialmente interessata, le modalità di accesso
al meccanismo, le modalità di misurazione dei risparmi prodotti e di quantificazione
dei certificati. Il Decreto prevede, inoltre, l’accesso a dei premi, espressi in termini di
coefficienti moltiplicativi dei certificati rilasciabili, nel caso di grandi progetti che com-portino
rilevanti innovazioni tecnologiche e anche consistenti riduzioni delle emissioni
in atmosfera oppure nel caso che siano realizzati nelle aree metropolitane e generino
ingenti risparmi di energia.
annuali:
◦◦3,03 milioni di Certificati Bianchi da conseguire
nell’anno 2013;
nell’anno 2014;
nell’anno 2015;
nell’anno 2016.
I distributori di gas naturale sono tenuti, invece, a rea-lizzare
misure e interventi in grado di ridurre i consumi
di energia primaria, secondo le seguenti quantità e ca-denze
annuali:
nell’anno 2013;
nell’anno 2014;
nell’anno 2015;
nell’anno 2016.

Al GSE è attribuito altresì il compito, a partire dal 2014 ed entro il 31 maggio di ciascun
anno, di verificare che ciascun soggetto possegga un numero di certificati corrispondenti
all’obbligo annuo assegnatogli, sulla base della comunicazione dei Certificati Bianchi
relativi all’anno precedente. A tal fine, con il supporto di ENEA, il GSE, con controlli a
campione, verifica la corretta esecuzione tecnica e amministrativa e la conformità al pro-getto
approvato dei progetti che hanno ottenuto i TEE. Possono essere eseguiti anche
sopralluoghi in corso d’opera e ispezioni nel sito di realizzazione del progetto, durante
la realizzazione dello stesso o nel corso della sua vita utile, al fine di verificare il corretto
adempimento degli obblighi derivanti dal riconoscimento dei certificati.
Nel corso dell’anno 2013 il GSE ha implementato importanti evoluzioni del sistema infor-mativo
e ottimizzato i processi di valutazione e certificazione dei risparmi al fine di age-volare
gli operatori, grazie a una semplificazione della fase di presentazione dei progetti,
e garantire il monitoraggio del procedimento amministrativo. In particolare il GSE ha:
◦◦ definito un regolamento interno per la gestione dei procedimenti amministrativi
in linea con le previsioni della Legge 241/90;
◦◦ redatto specifiche istruzioni operative per la gestione delle istruttorie tecniche
delle istanze, definendone i flussi informativi tra i succitati valutatori e il GSE;
◦◦ definito e implementato le modalità di smistamento dei progetti tra i valutatori
ENEA e RSE, tenendo conto delle rispettive competenze;
◦◦ svolto le attività di manutenzione evolutiva sul sistema Efficienza Energetica al
fine di semplificare e dematerializzare il processo di avvio e conclusione del pro-cedimento
amministrativo, nonché ottimizzare il processo di valutazione;
◦◦ implementato sull’applicativo una serie di controlli bloccanti nella procedura di
trasmissione telematica della richiesta/proposta, in accordo a quanto previsto
dalle Linee Guida, di cui alla deliberazione dell’Autorità EEN 9/11, nelle parti non
incompatibili con il decreto Certificati Bianchi, al fine di inibire l’invio di richieste
irricevibili, per le quali si renderebbe altrimenti necessario l’avvio dell’istrut-toria
tecnica;
◦◦ resi disponibili agli operatori dei sistemi di raccolta strutturata (fogli elettronici)
delle informazioni richieste nell’ambito dell’istruttoria tecnica per le tipologie di
progetti afferenti alle schede tecniche.
DATI 2013
Il GSE, nel corso del 2013, ha ricevuto 21.709 Richieste di Verifica e Certificazione (RVC)
e Proposte di progetto e di Programma di misura (PPP M), autorizzando il GME al rilascio
di 5.932.441 TEE; in tale ammontare sono incluse anche le istruttorie tecniche concluse
dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico nel periodo transitorio, ad
ogni modo circa 4.482.000 milioni sono relativi a TEE certificati dal GSE relativi a pro-getti
avviati a partire dal 3 febbraio 2013). I risparmi di energia primaria addizionali conse-guiti
sono pari a 2.350.608 tep (tonnellate equivalenti di petrolio), calcolati considerando
la sola quota di Risparmio netto Contestuale (RNC) ovvero il risparmio netto conseguito
nel corso della vita utile del progetto (numero di anni previsti all’art. 4, commi 5 e 9 del
decreto ministeriale elettrico 20 luglio 20014, all’articolo 4, commi 4 e 8, del decreto
ministeriale del 20 luglio 2004 e s.m.i.).
I TEE certificati, a seguito di approvazione delle Richieste di Verifica e Certificazione,
sono così suddivisi:
◦◦4.874.353 TEE afferiscono a metodi di valutazione a consuntivo (RVC-C); tali me-todi
di valutazione consentono di quantificare il risparmio netto conseguibile at-traverso
uno o più interventi in conformità ad un programma di misura proposto
dal soggetto titolare del progetto unitamente ad una descrizione del progetto
medesimo (PPP M);

96
◦◦ 288.197 TEE afferiscono a metodi di valutazione analitica (RVC-A); tali metodi con-sentono
di quantificare il risparmio lordo conseguibile sulla base di un algoritmo di
valutazione predefinito e della misura diretta di alcuni parametri di funzionamento
del sistema a seguito della realizzazione dell’intervento;
◦◦ 769.891 TEE afferiscono a metodi di valutazione standardizzata (RVC-S); tali me-todi
consentono di quantificare il risparmio specifico lordo annuo dell’intervento
attraverso la determinazione dei risparmi relativi ad una singola unità fisica di
riferimento, senza procedere a misurazioni dirette.
Figura 6-45 SUDDIVISIONE DEI TITOLI CORRISPONDENTI A RISPARMI CERTIFICATI DAL GSE NEL 2013
PER METODO DI VALUTAZIONE (VALORI IN kTEE)
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
5.932 4.874
770
288
TEE totali
certificati dal GSE
TEE suddivisi
per metodo di valutazione
Titoli rilasciati per RVC-C
Titoli rilasciati per RVC-S
Titoli rilasciati per RVC-A
I TEE rilasciati nell’anno solare 2013:
◦◦ per il 25% riguardano risparmi di energia primaria attraverso interventi per la ridu-zione
dei consumi finali di energia elettrica (TIPO I);
◦◦ per il 49% riguardano risparmi di energia primaria attraverso interventi per la ri-duzione
dei consumi finali di gas naturale (TIPO II );
◦◦ per il 26% afferiscono ad altri settori, diversi dall’energia elettrica e dal gas naturale
(essenzialmente TIPO III ).
Figura 6-46 SUDDIVISIONE DEI TITOLI CORRISPONDENTI A RISPARMI CERTIFICATI DAL GSE NEL 2013
PER TIPOLOGIA DI RISPARMIO (VALORI IN kTEE)
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
TEE totali
5.932 2.906
certificati dal GSE
TEE suddivisi
1.561
1.465
per tipologia di risparmio
Titoli attestanti risparmi
di gas (TIPO II )
Titoli attestanti risparmi
diversi dall’energia elettrica
e il gas (TIPO III )
Titoli attestanti risparmi di
energia elettrica (TIPO I)
Un rilevante ammontare dei TEE è realizzato mediante progetti a consuntivo in ambito
industriale, pari a circa il 73% dei risparmi. In particolare il 63% riguarda: interventi relativi
alla generazione e recupero di calore per raffreddamento, essicazione, cottura, fusione
(IND-T) ed interventi di ottimizzazione energetica dei processi produttivi e dei layout
di impianto finalizzati a conseguire una riduzione oggettiva e duratura dei fabbisogni di
energia finale (IND-FF).
Vale la pena notare, infine, che 1.473 progetti consistono in interventi oggetto delle
nuove schede tecniche, di cui all’art.12 del Decreto 28 dicembre 2012; in particolare si
è registrato un forte interesse degli operatori nell’utilizzo delle schede standardizzate
36E, relativa all’applicazione di sistemi UPS, e 37E, inerente all’installazione di sistemi di

Il Conto Termico
riscaldamento unifamiliari a biomasse con potenza inferiore a 35 kW. Le schede sono
state rese operative dal GSE nel corso del primo semestre del 2013. La presentazione da
parte dei proponenti è avvenuta nel corso dell’ultimo trimestre 2013.
6.3 IL CONTO TERMICO
Il “Conto Termico” è il regime di sostegno per la produzione di energia termica da fonti
rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni. È rivolto prin-cipalmente
al settore civile (residenziale e terziario), compresi gli edifici della Pubblica
Amministrazione, e, limitatamente, al comparto dell’agricoltura in serra e della produ-zione
di calore di processo.
QUADRO NORMATIVO
Il “Conto Termico” è stato introdotto con il Decreto interministeriale del 28 dicembre
2012 (di seguito “Decreto”), in attuazione dell’articolo 28 del D.Lgs. n. 28/2011. Tale
Decreto Legislativo, come noto, attua la Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso
dell’energia da fonti rinnovabili.
I criteri generali per l’incentivazione degli interventi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e di efficienza energetica di piccole dimensioni sono
definiti dall’articolo 28 del D.Lgs. n. 28/2011; la relativa disciplina, ai fini di contri-buire
al raggiungimento degli obiettivi specifici previsti dal Piano di azione per le
energie rinnovabili (PAN) e dal Piano per l’efficienza energetica (PAEE), è affidata al
“Conto Termico”.
Il “Conto Termico” è, infatti, una delle misure promosse dall’Italia per il raggiungi-mento
dell’obiettivo, vincolante al 2020, di coprire il 17% dei consumi lordi nazionali
con energia prodotta da fonti rinnovabili. Il meccanismo agisce doppiamente ai fini
dell’obiettivo, sia attraverso l’aumento della produzione di energia da fonti rinnova-bili
sia con la riduzione dei consumi finali di energia grazie all’incremento dell’effi-cienza
energetica.
SOGGETTI AMMESSI AL MECCANISMO
Possono accedere al sistema di incentivazione gli interventi realizzati dai seguenti soggetti:
◦◦ le Pubbliche Amministrazioni, relativamente alla realizzazione di interventi di cui
all’articolo 4, comma 1 (interventi di incremento dell’efficienza energetica in edifici
esistenti – categoria 1) e comma 2 (interventi di piccole dimensioni di produzione
di energia termica da fonti rinnovabili e di sistemi ad alta efficienza – categoria
2) del Decreto;
◦◦ i soggetti privati, intesi come persone fisiche, condomini e Soggetti titolari di red-dito
di impresa o di reddito agrario, relativamente alla realizzazione di interventi di
cui all’articolo 4, comma 2 (interventi di piccole dimensioni di produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e di sistemi ad alta efficienza – categoria 2) del Decreto.
I soggetti ammessi possono avvalersi del supporto di una ESCO (Energy Service Company)
per la realizzazione degli interventi.
L’articolo 8 del Decreto ha assegnato al GSE il ruolo di responsabile dell’attuazione e
gestione del sistema di incentivazione.
Il GSE provvede all’assegnazione, all’erogazione e alla revoca degli incentivi secondo le
modalità e i criteri specificati nelle Regole applicative.

98
Il Conto Termico
L’assegnazione e l’erogazione degli incentivi ai soggetti beneficiari è effettuata dal GSE
nei limiti di spesa annua cumulata di 200 milioni di euro per gli interventi realizzati o
da realizzare da parte delle Pubbliche Amministrazioni, e di 700 milioni di euro per gli
interventi realizzati dai soggetti privati.
Per gli interventi di piccole dimensioni di produzione di energia termica da fonti rin-novabili
e di sistemi ad alta efficienza (categoria 2), l’incentivo è calcolato in base alla
producibilità presunta di energia termica, in funzione della tecnologia, della taglia e della
zona climatica, e valorizzando l’energia prodotta attraverso coefficienti dipendenti dalla
tecnologia e dalla taglia. Sono previsti coefficienti premianti in relazione a valori bassi di
emissioni di particolato per i generatori di calore a biomassa. L’incentivo è ripartito in 1,
2 o 5 rate annuali, in funzione della tipologia di intervento e della taglia.
Al GSE è anche affidata l’effettuazione dei controlli sugli interventi incentivati tramite
verifiche documentali e sopralluoghi. L’esecuzione di tali controlli può essere effettuata
anche con il supporto di ENEA, di Soggetti concessionari di pubblico servizio e di altri
organi specializzati.
Il GSE inoltre predispone, in collaborazione con il CTI e le Regioni, le linee guida per
l’installazione di contatori termici per la contabilizzazione e la trasmissione telematica
dei dati relativi all’energia termica prodotta e, con il supporto di ENEA, effettua il moni-toraggio
del raggiungimento degli obiettivi di produzione di energia termica da fonti rin-novabili
e di efficienza energetica e predispone la relazione annuale sul funzionamento
del sistema incentivante.
RICHIESTE PERVENUTE NEL 2013
Nell’anno 2013, relativamente agli interventi conclusi successivamente alla pubblicazione
del decreto, sono pervenute al GSE 3.194 richieste di concessione degli incentivi in base
alla modalità dell’accesso diretto, per un impegno di spesa complessiva, su tutte le rate,
stimato pari a circa 9,44 M€.
Sono inoltre pervenute al GSE le seguenti richieste di incentivo in base alle altre modalità:
◦◦ 14 richieste di iscrizione ai registri per gli interventi di cui all’art. 4, comma 2 lettere
a) “sostituzione di impianti termici con generatori del tipo pompa di calore” e b)
“sostituzione di impianti termici con generatori alimentati a biomasse”, di potenza
termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000
kWt; 10 interventi sono stati ammessi alle graduatorie: 3 nel registro riservato alle
Pubbliche Amministrazioni (procedura CTP A 1-2013) e 7 nel registro riservato ai
soggetti privati (procedura CTP R 1-2013), per un impegno di spesa complessiva
pari a circa 1,4 M€; il relativo impegno di spesa annuo è pari rispettivamente a 85
k€ per e 194 k€.
◦◦ 96 richieste di prenotazione dell’incentivo relative alle Pubbliche Ammini-strazioni;
di queste solo due sono state valutate positivamente, mentre le altre
sono state sospese per integrazioni documentali o respinte per mancato ri-spetto
dei requisiti.
Con riferimento alle richieste di incentivo per accesso diretto del 2013, l’impegno stimato
di spesa complessiva, su tutte le rate, è distribuito per tipologia di intervento come illu-strato
nella figura seguente.

Il Conto Termico
Figura 6-47 DISTRIBUZIONE PERCENTUALE, PER TIPOLOGIA DI INTERVENTO,
DEGLI INCENTIVI RELATIVI ALLE RICHIESTE PERVENUTE NEL 2013
1.A Isolamento termico superfici 2.A Pompe di calore
1.B Sostituzione chiusure trasparenti 2.B Apparecchiature/generatori a biomassa
1.C Generatori calore a condensazione 2.C Solare termico
Nel caso di realizzazione di interventi di cui all’art. 4, comma 1, lettera a) e di realizzazione di interventi di cui all’art.
4, comma 1, lettere da b) a d) e comma 2, lettere da a) a c), su interi edifici con impianti di riscaldamento di potenza
nominale totale maggiori o uguali a 100 kW, le richieste di incentivo devono essere corredate da diagnosi energetica
preliminare e da certificazione energetica successiva. Il costo delle Diagnosi e ACE/APE è coperto dall’incentivo per
il 100% per le Pubbliche Amministrazioni e per il 50% per i soggetti privati, comunque entro i massimali e secondo i
criteri definiti all’allegato III al Decreto.
Con tutta probabilità il volume delle attività gestite nel primo anno di attuazione del
Conto Termico ha risentito della proroga a tutto il 2013, introdotta dal DL 4 giugno 2013,
n. 63 (convertito con la Legge n. 90/2013), delle detrazioni previste per la riqualificazione
energetica degli edifici (c.d. ecobonus) con innalzamento dell’aliquota dal 55% al 65%, e
per le ristrutturazioni edilizie del 50% (è verosimile supporre che, in assenza di tale pro-roga,
il numero di richieste di accesso al Conto Termico sarebbe potuto essere maggiore).
1.D Schermature
Nota:
2.D Scaldacqua in pompa di calore
Diagnosi e ACE
9,3%
3,5%
7,2%
0,3%
4,5%
28,2%
45,1%
0,7% 1,3%

7
IL SISTEMA DI IMMISSIO NE IN CONSUMO
DEI BIO CARBURANTI

IL SISTEMA DI IMMISSIO NE IN CONSUMO
DEI BIO CARBURANTI 7
In linea con le direttive europee, da alcuni anni in Italia è stato introdotto l’obbligo per i
fornitori di benzina e gasolio di immettere in consumo una quota minima di biocarburanti, al
fine di svilupparne la filiera, aumentarne l’utilizzo e limitare l’immissione di CO2 in atmosfera.
QUADRO NORMATIVO E SOGGETTI OBBLIGATI
La quantità minima annua di biocarburanti che i fornitori – detti soggetti obbligati – de-vono
immettere in consumo è calcolata sulla base del contenuto energetico di benzina
e gasolio forniti nell’anno precedente – espresso in Gigacalorie (Gcal) – ponderato se-condo
percentuali definite dalla normativa vigente. Nel 2013 la quota d’obbligo è stata
pari al 4,5%: ciò significa che i soggetti obbligati hanno avuto l’obbligo di immettere in
consumo una quantità di biocarburante il cui contenuto energetico fosse almeno il 4,5%
di quello della benzina e del gasolio immessi nel 2012.
Al fine di monitorare l’assolvimento dell’obbligo, il Decreto del Ministro delle politiche
agricole, alimentari e forestali n. 110/2008 ha istituito i “Certificati di Immissione in
Consumo”, i quali vengono rilasciati ai soggetti obbligati che immettono in consumo
biocarburanti sostenibili: un Certificato (in questo caso chiamato CIC10 – biocarburante
single counting) attesta l’immissione di 10 Gigacalorie (Gcal) di biocarburante.
I biocarburanti più diffusi sono il biodiesel – derivato in genere da oli vegetali estratti da
semi di piante (principalmente la palma e la colza) e da oli di scarto come l’olio da cucina
usato – e il bioetanolo, prodotto da biomasse ricche di zuccheri (ad esempio il mais),
quest’ultimo utilizzato anche per la produzione di ETBE, biocarburante considerato rin-novabile,
dalla normativa nazionale, solo per il 47% in volume.
Per alcuni biocarburanti sono previste “maggiorazioni” in termini di certificati ottenibili
a parità di biocarburante immesso in consumo. In particolare:
◦◦ ai biocarburanti prodotti in stabilimenti ubicati in Stati dell’Unione europea e che
utilizzano materia prima proveniente da coltivazioni effettuate nel territorio dei
medesimi Stati, nonché a quelli miscelati in percentuale pari al 25% a benzina e
gasolio e immessi in consumo al di fuori della rete di distribuzione, è rilasciato (se
immessi entro la prima metà del 2014) un Certificato ogni 8 Gigacalorie (detto
CIC8 – biocarburante premiale);
◦◦ ai biocarburanti prodotti a partire da rifiitu e sottoprodotti, da materie di origine non
alimentare (incluse le materie cellulosiche e le materie ligneo-cellulosiche) e da alghe
è rilasciato un Certificato ogni 5 Gigacalorie (CIC5 – biocarburante double counting).
L’istituzione dei CIC, di fatto, traduce il rispetto dell’obbligo annuale di immissione nel
raggiungimento di un certo numero di Certificati che ogni soggetto deve possedere
per dimostrare di aver coperto il proprio obbligo. I Certificati, quindi, costituiscono uno
strumento per svincolare il rispetto dell’obbligo dalla miscelazione del biocarburante.
Infatti, i soggetti obbligati che non avessero fisicamente miscelato e immesso in consumo
il biocarburante possono assolvere ugualmente il proprio obbligo acquistando i CIC da
coloro che ne avessero in eccesso per aver immesso più biocarburante rispetto alla pro-pria
quota minima obbligatoria.
Presupposto imprescindibile per il rilascio dei CIC è la sostenibilità dei biocarburanti,
che devono rispettare specifici criteri stabiliti a livello europeo: si tratta di un aspetto
fondamentale che investe l’intero ciclo di vita del biocarburante, volto a dimostrarne il
valore ambientale in termini di emissioni di gas serra e di impatto sui terreni e sui prodotti
agricoli destinati alla produzione alimentare.
Per verificare il rispetto di questi criteri, tutti i soggetti coinvolti nella filiera di produ-zione
del biocarburante devono aderire al Sistema Nazionale di Certificazione (istituito

7 Il sistaem di imm iss ioen in comnsu o de i bioaabcnrru ti 103

e disciplinato dal Decreto del Ministro dell’Ambiente, della Tutela del Territorio e del
Mare del 23 gennaio 2012) o a un sistema volontario approvato dalla Commissione
Europea, oppure conformarsi ad accordi bilaterali o multilaterali specifici, conclusi tra
l’UE e Paesi terzi.
Le competenze operative e gestionali sui biocarburanti sono attribuite al Ministero
dello Sviluppo Economico che le attua congiuntamente al Comitato tecnico-consul-tivo
sui biocarburanti, presieduto dallo stesso Ministero e composto dal Ministero
dell’Ambiente e Tutela del Territorio e del Mare, dal Ministero delle Politiche Agricole,
Alimentari e Forestali, dal Ministero dell’Economia e delle Finanze e dal GSE.
Quest’ultimo, in particolare, oltre ad essere membro del Comitato e a svolgerne le
funzioni di Segreteria tecnica, opera per conto del Ministero dello Sviluppo Economico
nell’attuazione esecutiva delle varie fasi del sistema di immissione: dalla ricezione delle
autodichiarazioni annuali sull’immissione di carburanti e biocarburanti all’accredita-mento
dei produttori di biocarburanti premiali, dall’emissione dei certificati al loro
scambio tramite l’apposita piattaforma informatica sviluppata per la validazione degli
accordi bilaterali, dalla verifica dell’assolvimento dell’obbligo, anche tramite ispezioni in
loco presso gli operatori, alla raccolta dei dati sulle emissioni di CO2, anche dei fornitori
di GPL e metano.
Gli oneri e i costi del sistema di immissione in consumo, inclusi quelli per il funziona-mento
del Comitato tecnico-consultivo biocarburanti, sono interamente a carico dei
soggetti obbligati, determinati e versati al GSE, per gli anni 2013 e 2014, secondo le mo-dalità
stabilite dal decreto dell’11 dicembre 2013, emanato dal Ministro dello Sviluppo
Economico di concerto con il Ministro dell’Economia e delle Finanze.
DATI 2012
Nel 2013, 56 soggetti obbligati hanno effettuato le comunicazioni dei quantitativi di
biocarburante e carburante fossile immessi in consumo nel corso dell’anno precedente.
Di seguito sono riportati i principali dati emersi a seguito delle istruttorie documentali
effettuate dal GSE.
CARBURANTI E BIOCARBURANTI IMMESSI IN CONSUMO
Dall’esame delle dichiarazioni a consuntivo presentate nel 2013 è risultato che i sog-getti
obbligati censiti hanno immesso in consumo, nel corso del 2012, oltre 14 milioni
di Gcal di biocarburanti sostenibili, suddivisi come mostrato in Figura 48. Tale quan-titativo
corrisponde a circa il 3,8% del contenuto energetico del carburante fossile
immesso nel 2011, pari a 368 milioni di Gcal, di cui quasi 272 milioni di Gcal di gasolio
e oltre 96 milioni di Gcal di benzina.
La differenza fra la quota d’obbligo da raggiungere – 4,5% – e quella di fatto rag-giunta
è spiegata dalla possibilità, per i soggetti obbligati, di rimandare all’anno suc-cessivo
la copertura di una parte del proprio obbligo, dalle maggiorazioni di cui
godono determinate tipologie di biocarburanti, nonché dalle sanzioni in cui alcuni
soggetti sono incorsi.
Nei confronti dei soggetti inadempienti, infatti, è prevista una sanzione, variabile da
un minimo di 600 euro a un massimo di 900 euro per ogni CIC mancante alla coper-tura
dell’obbligo. In particolare, per l’anno 2012 sono state accertate inadempienze
relativamente a tre società, cui corrispondono sanzioni per un ammontare totale di
oltre 900.000 euro.

104
7 Il sistema di i Rapporto Attività 2013 mm iss ioen in comnsu o de i bioaabcnrru ti

Figura 7-48 TIPOLOGIE DI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI
IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012 (Gcal)
Biodiesel
12.658.698 (89,82%)
Bioetanolo
20.006 (0,14%)
ETBE
1.309.736 (9,29%)
Olio Vegetale Idrotrattato
105.195 (0,75%)
0,75
89,82
0,14
9,29
Le materie prime più utilizzate per la produzione dei biocarburanti sono risultate essere
le coltivazioni alimentari (44%), seguite da rifiuti e sottoprodotti (24%) e palma (8%). Per il
restante 24% del biocarburante dichiarato, la materia prima d’origine non è nota, vista la
non obbligatorietà della comunicazione di tale informazione nelle autodichiarazioni del 2013.
Le stesse materie prime sono risultate essere di origine extra-comunitaria per il 43%,
comunitaria per il 30% e per la restante parte un mix tra le due.
Figura 7-49 MATERIE PRIME DI PRODUZIONE DEI BIOCARBURANTI
SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012
Figura 7-50 ORIGINE DELLE MATERIE PRIME DI PRODUZIONE DEI
BIOCARBURANTI SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012
27% 30%
Per quanto riguarda, invece, il luogo di produzione dei biocarburanti, gli stessi sono per
il 50% comunitari, per il 29% extra-comunitari e per la restante parte un mix tra le due
macro aree di produzione.
Coltivazioni alimentari (44%)
Rifiuti/sottoprodotti (24%)
Palma (8%)
Non dichiarato (24%)
44%
24%
8%
24%
UE (30%)
Extra-UE (43%)
UE+Extra-UE (27%)
43%
Figura 7-51 PAESI DI PRODUZIONE DEI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI
UE (50%)
IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012
Extra-UE (29%)
UE+Extra-UE (21%)
21%
50%
29%


CERTIFICATI DI IMMISSIONE IN CONSUMO RILASCIATI
A fronte del quantitativo di biocarburante sostenibile immesso nel 2012, il GSE nel 2013
ha rilasciato ai soggetti obbligati oltre 1,8 milioni di Certificati di Immissione in Consumo,
suddivisi tra le diverse tipologie.
Figura 7-52 SUDDIVISIONE PER TIPOLOGIA DEI CIC EMESSI NEL 2013
CIC5 – Double counting
CIC8 – Premiali
CIC10 – Single counting
38%
15%
47%
I certificati emessi sono stati oggetto di scambio fra i soggetti obbligati, i quali hanno
provveduto a registrare tutte le transazioni sulla piattaforma informatica implementata
dal GSE: nel 2013 sono stati movimentati circa 192.000 certificati.
Figura 7-53 CIC ACQUISTATI/VENDUTI NEL MERCATO 2013
114.985
8.007
69.154
0
0 458
In base alle autodichiarazioni annuali è emerso che poco più di un terzo dei soggetti obbli-gati
ha effettivamente immesso in consumo biocarburanti. È più numerosa, invece, la platea
dei soggetti che hanno agito sul mercato, acquistando o vendendo certificati. In particolare:
◦◦ 14 società hanno acquistato e venduto CIC;
◦◦ 30 società hanno esclusivamente acquistato CIC;
◦◦ 5 società hanno esclusivamente venduto CIC.
ACCREDITAMENTO DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI
BIOCARBURANTI PREMIALI
I soggetti obbligati che immettono in consumo biocarburanti cosiddetti “premiali” ricevono
la maggiorazione di 1 CIC ogni 8 Gcal, purché gli stessi biocarburanti siano stati prodotti in
impianti all’uopo accreditati e rispettino i requisiti di sostenibilità definiti a livello europeo.
Al tal fine i soggetti titolari di impianti di produzione di biocarburanti hanno presentato nel
2013, ai sensi del Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 14 febbraio 2013, appo-sita
istanza di accreditamento telematica tramite l’applicativo informatico BIO CAR del GSE.
120.000
105.000
90.000
75.000
60.000
45.000
30.000
15.000
0
CIC5 – 35,9% CIC10 – 63,9%
CIC8 – 0,2%
2012
2013

106

Per il 2013, sono stati accreditati 50 impianti di produzione di biocarburanti da filiera
europea[1], dei quali 7 sono anche produttori accreditati di biocarburanti da immettere
al di fuori della normale rete di distribuzione e miscelati al 25% con carburanti fossili
(destinati quindi a flotte speciali)[2].
La capacità produttiva annua[3] totale degli impianti accreditati è di circa 9.500.000 ton-nellate,
mentre il quantitativo di biocarburante premiale immesso in consumo in Italia è
stato quasi pari a 860 mila tonnellate.
Dei 50 impianti accreditati, 15 sono situati sul territorio nazionale, mentre i restanti si
distribuiscono sul territorio europeo come mostrato nella figura successiva.
Figura 7-54 NAZIONALITÀ IMPIANTI ACCREDITATI NEL 2013
Italia Germania Francia Paesi Bassi Spagna Belgio Austria Danimarca Lettonia Ungheria Slovacchia
VERIFICHE DOCUMENTALI E IN LOCO
Il GSE, per conto del Ministero dello Sviluppo Economico, effettua le pre-verifiche
documentali riguardo alle autodichiarazioni e alla sostenibilità dei biocarburanti im-messi
in consumo, anche mediante l’esame degli attestati di conformità aziendali e
dei certificati di sostenibilità. In quanto membro del Comitato tecnico consultivo bio-carburanti,
il GSE partecipa, inoltre, alle verifiche di approfondimento in loco presso
gli operatori interessati al fine di appurare la veridicità e la correttezza delle autodi-chiarazioni
annuali.
In tale ambito, nel 2013 sono stati effettuati 5 sopralluoghi presso altrettanti opera-tori,
che hanno dato origine a integrazioni documentali e rettifiche, principalmente in
merito a:
◦◦ certificazione di sostenibilità incomplete;
◦◦ errori materiali in fase di autodichiarazione;
◦◦ incongruenza dei dati dichiarati a seguito di riscontri con il Ministero dello
Sviluppo Economico e/o l’ISPRA (Istituto Superiore per la Protezione e la
Ricerca Ambientale).
DATI 2013
Nel 2014, 55 soggetti obbligati[4] hanno effettuato le autodichiarazioni riguardanti i bio-carburanti
e i carburanti fossili immessi in consumo nel corso dell’anno precedente.
Inoltre, a partire dal 1º gennaio 2014, il GSE è subentrato all’ISPRA nella raccolta infor-matica
dei dati relativi al GPL e Metano immessi in consumo. Sono stati 41 i fornitori di
GPL e metano che quest’anno hanno effettuato le proprie autodichiarazioni.
[1] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera a del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.
[2] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera b del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.
[3] La capacità produttiva non rappresenta il quantitativo di biocarburante realmente prodotto, ma il quantitativo
massimo producibile.
[4] Rispetto al 2013, il numero dei Soggetti Obbligati che hanno effettuato l’autodichiarazione è diminuito per via di
una fusione tra due società.
15
12
9
6
3
0
15
5
1
9
1 1
10
2 1
4
1


Di seguito sono riportati i principali dati emersi a seguito delle istruttorie documentali
effettuate dal GSE.
CARBURANTI E BIOCARBURANTI IMMESSI IN CONSUMO
Dalle autodichiarazioni effettuate a inizio 2014[5], relative alle immissioni del 2013, emerge
una riduzione dei carburanti e dei biocarburanti immessi in consumo rispetto all’anno pre-cedente:
sono stati, infatti, immessi circa 13 milioni di Gcal di biocarburanti, corrispondenti
a quasi il 3,8% del contenuto energetico del fossile immesso nel 2012, pari a oltre 336
milioni di Gcal, di cui circa 250 milioni di Gcal di gasolio e oltre 86 milioni di Gcal di benzina.
Figura 7-55 TIPOLOGIE DI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI
IMMESSI IN CONSUMO NEL 2013 (Gcal)
Biodiesel
11.771.331 (91,67%)
Bioetanolo
14.336 (0,11%)
ETBE
924.711 (7,20%)
115.351 (0,90%)
Olio Vegetale Puro
16.041 (0,12%)
ACCREDITAMENTO DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI
BIOCARBURANTI PREMIALI
Nel 2014 sono risultati accreditati 60 impianti per la produzione di biocarburanti da
filiera europea[6], dei quali 7 sono anche produttori accreditati di biocarburanti da im-mettere
al di fuori della normale rete di distribuzione e miscelati al 25% con carburanti
fossili (destinati a flotte speciali)[7]. Di questi, inoltre:
◦◦ 50 sono appartenenti alla lista di quelli accreditati nel 2013[8], in virtù della nota
esplicativa del Ministero dello Sviluppo Economico, che ha stabilito la validità
dell’accreditamento per l’intero 2014;
◦◦ 10 hanno effettuato un’istanza di accreditamento ex novo per il 2014.
La capacità produttiva annua[9] totale dei citati impianti è di circa 11.710.000 tonnellate.
Gli stessi si distribuiscono sul territorio comunitario come mostrato nella figura seguente.
Figura 7-56 NAZIONALITÀ IMPIANTI ACCREDITATI NEL 2014
[5] Dati suscettibili di variazioni a seguito di verifiche e sopralluoghi presso gli operatori.
[6] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera a del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.
[7] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera b del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.
[8] Per uno dei 50 impianti di produzione già accreditati nel 2013 è stata effettuata una voltura.
[9] La capacità produttiva non rappresenta il quantitativo di biocarburante realmente prodotto, ma il quantitativo
massimo producibile.
91,67
7,20
0,11 0,90 0,12
Italia Germania Francia Spagna Paesi Bassi Belgio Austria Danimarca Lettonia Ungheria Slovacchia Portogallo
15
12
9
6
3
0
15
5
1
9
2 1
14
2 1
8
1 1

108

Rispetto al 2013, è rimasto invariato il numero di impianti italiani accreditati, mentre è
aumentato il numero degli impianti tedeschi (passato da 10 a 14), spagnoli (da 4 a 8) e
austriaci (da 1 a 2), con l’aggiunta di un impianto portoghese.
EMISSIONI DI CO2
In ottemperanza a quanto previsto dalla Direttiva 2009/30/CE, il Decreto Legislativo n.
55 del 31 marzo 2011 ha stabilito che i soggetti tenuti al pagamento dell’accisa sui carbu-ranti
per autotrazione devono ridurre, entro il 2020, le emissioni di CO2 di almeno il 6%
rispetto al valore di riferimento stabilito dalla Direttiva stessa.
Al fine di monitorare l’andamento delle emissioni, il citato decreto ha stabilito altresì che
gli stessi operatori trasmettano annualmente al Ministero dell’Ambiente e della Tutela
del Territorio e del Mare, per il tramite dell’ISPRA, una relazione obbligatoria con valore
di autocertificazione, contenente i quantitativi di carburanti e biocarburanti immessi in
consumo nell’anno di riferimento e le relative emissioni di gas serra (CO2). Il legislatore
ha altresì previsto l’irrogazione di ingenti sanzioni per coloro che non effettuano le au-tocertificazioni
secondo le modalità di legge.
Nell’ottica di semplificare gli adempimenti a carico degli operatori, a partire dal 1º gennaio
2014 il GSE è subentrato all’ISPRA nella raccolta informatica di dette autocertificazioni
e dei relativi dati, attuando così il raccordo dei flussi informativi previsto dal Decreto
Legislativo 28 del 3 marzo 2011.
Al riguardo, dalle autodichiarazioni presentate a inizio 2014 è emerso che:
◦◦41 società fornitrici di soli GPL e Metano hanno dichiarato l’immissione a consun-tivo
nel 2013 di oltre 990 mila tonnellate di GPL e di circa 557 milioni di Smc di
metano, per un totale di quasi 5 milioni di tonnellate di CO2eq emesse;
◦◦ 55 soggetti obbligati hanno dichiarato di aver immesso in consumo oltre 1 milione
e 400 mila tonnellate di biocarburanti e circa 32 milioni di tonnellate di carburanti
fossili, per un totale di quasi 117 milioni di tonnellate di CO2eq, di cui oltre 2 milioni
di tonnellate riferite ai biocarburanti e circa 115 milioni di tonnellate riferite ai
carburanti fossili.
I dati di dettaglio delle suddette dichiarazioni sono stati comunicati dal GSE all’ISPRA per
le valutazioni e le verifiche di competenza da parte dell’Istituto stesso.
Nella figura sottostante sono riportati i valori delle emissioni di gas a effetto serra (CO2)
relative ai carburanti fossili, divisi per tipologia, immessi in consumo nel 2013.
Figura 7-57 EMISSIONI DI CO2 (TONNELLATE E PERCENTUALI)
RELATIVE AI CARBURANTI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2013
GPL (2,81%)
Metano (1,36%)
Benzina (24,41%)
Gasolio (71,42%)
1,36
2,81 24,41
71,42


Nella figura seguente sono riportati i valori delle emissioni di gas a effetto serra (CO2)
relative ai biocarburanti, divisi per tipologia, immessi in consumo nel 2013.
Figura 7-58 EMISSIONI DI CO2 (TONNELLATE E PERCENTUALI)
RELATIVE AI BIOCARBURANTI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2013
Biodiesel
2.109.388 (92,65%)
Bioetanolo
1.613 (0,07%)
ETBE
142.568 (6,26%)
19.837 (0,87%)
Olio Vegetale Puro
3.501 (0,15%)
Di seguito sono riportati i valori medi, ponderati sulle quantità dei biocarburanti immessi,
dei fattori di intensità delle emissioni di gas ad effetto serra (CO2), desunti dai certificati
di sostenibilità delle partite dichiarate.
41
Olio vegetale
idrotrattato
52
37
27
43
SVILUPPI DEL SISTEMA DEI BIOCARBURANTI
MODIFICHE AL SISTEMA D’OBBLIGO D’IMMISSIONE IN CONSUMO
A partire dal 2015, in virtù del Decreto Legge n. 145 del 23 dicembre 2013, convertito
con modificazioni dalla Legge n. 9 del 21 febbraio 2014, il sistema di immissione dei
biocarburanti sarà innovato.
Fra le varie novità sarà modificata la modalità di calcolo della quota d’obbligo: la stessa,
infatti, non sarà più determinata sui carburanti fossili immessi in consumo nell’anno
precedente, ma sull’immesso nel corso dello stesso anno solare.
A partire dall’immesso in consumo 2014, è anche abrogato il limite di utilizzo dei CIC5
(20% dell’obbligo), che saranno quindi utilizzabili al pari delle altre tipologie di certificati.
Oltre a ciò, a partire dalla data di entrata in vigore della citata Legge (22 febbraio 2014),
è stato ampliato il novero delle materie prime utilizzabili per la produzione di biocarbu-ranti
double counting, con l’inclusione di ulteriori categorie di grassi animali. La stessa
Legge ha previsto che i biocarburanti prodotti a partire da rifiuti e sottoprodotti, di cui
all’art.33, comma 5 del D.Lgs. n.28/2011, siano meritevoli della maggiorazione double
counting indipendentemente dal Paese d’origine della materia prima e da quello di pro-duzione
dei biocarburanti.
92,65
6,26
0,07 0,87 0,15
Figura 7-59 VALORI MEDI PONDERATI DEI FATTORI INTENSITÀ EMISSIONI GAS SERRA (GCO2eq/MJ) DEI BIOCARBURANTI
60
50
40
30
20
10
0
Olio vegetale
Biodiesel Bioetanolo ETBE puro

110

In aggiunta, il medesimo provvedimento ha anticipato il termine della maggiorazione per
i biocarburanti cosiddetti premiali al 31 marzo 2014[10]. Pertanto, potranno essere consi-derati
premiali i soli biocarburanti che, fatte salve le caratteristiche di cui al Decreto del
Ministro dello Sviluppo Economico del 14 febbraio 2013, siano stati immessi in consumo
entro tale data.
BIOMETANO COME BIOCARBURANTE PER AUTOTRAZIONE
Sulla base del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 5 dicembre 2013, sa-ranno
definite le regole operative per riconoscere i Certificati di Immissione in Consumo
per il biometano utilizzato come biocarburante per autotrazione.
Il decreto, tra le altre novità, ha previsto l’aggiunta di nuove materie prime nella lista
di quelle utilizzabili per la produzione di biometano meritevole di double counting: si
tratta, nello specifico, delle materie prime riportate nelle tabelle 1.A e 1.B del decreto del
Ministro dello Sviluppo Economico del 6 luglio 2012, la cui finalità è quella di sostenere
la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
[10] Al fine di tener conto dei contratti di fornitura della materia prima, ovvero del prodotto finito, legittimamente sot-toscritti
prima del 22/02/2014, data di entrata in vigore della Legge 9/2014, il MiSE, tramite nota esplicativa del
27/02/2014, ha prorogato il termine al 30 giugno 2014, data stimata come congrua per lo smaltimento delle scorte
di magazzino.

8
VERIFICHE E ISPEZIO NI
SUGLI IMPI ANTI

Ver ifiche e ispez ioni sugl i impian ti 8
Il GSE effettua, secondo criteri di trasparenza, affidabilità e non discriminazione, controlli
documentali e verifiche mediante sopralluogo sugli impianti in esercizio e in costruzione,
al fine di accertare la sussistenza o la permanenza dei requisiti previsti per le varie forme
di incentivazione.
Di seguito sono elencate le attività di controllo svolte dal GSE nell’anno 2013 e i principali
riferimenti normativi in vigore:
◦◦ verifiche sugli impianti fotovoltaici ai sensi dei D.M. 28/7/2005, D.M. 6/2/2006,
D.M. 19/2/2007 e Legge 129/2010, D.M. 6/8/2010, D.M. 5/5/2011 e D.M. 5/7/2012;
◦◦ verifiche sugli impianti alimentati da fonti rinnovabili ai sensi dei D.M. 11/11/1999,
D.M. 24/10/2005, D.M. 18/12/2008 (IAFR) e del D.M. 6/7/2012 (FER);
◦◦ verifiche sugli impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento (CHP+TLR)
ai sensi del D.M. 24/10/2005 e della “Procedura di Qualificazione GSE degli im-pianti
alimentati a idrogeno, celle a combustibile e di cogenerazione abbinati al
teleriscaldamento” approvata con D.M. del 21/12/2007;
◦◦ verifiche sugli impianti eolici che hanno chiesto la remunerazione della mancata
produzione (MPE) ai sensi della Delibera dell’AEEGSI ARG/elt n.05/10 e s.m.i.;
◦◦ verifiche sugli impianti ai quali sono stati riconosciuti le garanzie d’origine GO
e i certificati RECS e CO-FER ai sensi della Direttiva 2009/28/CE, del D.M.
31/07/2009 e del D.Lgs. 28/2011;
◦◦ verifiche sugli impianti che operano in regime di cogenerazione ad alto rendimento
(CAR) che accedono al meccanismo dei Certificati Bianchi ai sensi del D.M. 5/9/2011;
◦◦ verifiche in avvalimento per conto dell’AEEGSI, a partire dal 1º Luglio 2010 e fino
al 31 dicembre 2015, sugli impianti che accedono ai benefici previsti dal provve-dimento
CIP 6/92 e sugli impianti di cogenerazione (CHP), svolte ai sensi delle
Delibere AEEGSI GOP 42/09, 71/09, 43/10 e 509/2012/E/com.
È di seguito riportata una tabella di sintesi relativa all’attività svolta nel periodo 2001-
2011, nel 2012 e nel 2013, al fine di evidenziare l’evoluzione temporale dei controlli ef-fettuati
dal GSE.
Tabella 8-58 NUMERO E POTENZA DEGLI IMPIANTI CONTROLLATI DAL 2001 AL 2013
TIPOLOGIA 2001-2011 2012 2013
NUMERO DI
VERIFICHE
NUMERO DI
VERIFICHE
POTENZA (MW) NUMERO DI
VERIFICHE
POTENZA (MW)
Fotovoltaico (GSE) 986 582 400 231 248
Fotovoltaico (terzi) 3.092 519 21 2.269 150
Fotovoltaico (gestori di rete) 211 445 463 8 4
IAFR 453 97 2.215 86 629
RECS 19 10 401 1 0
MPE 21 12 287 3 88
ICOFER 0 16 863 9 66
CHP + TLR 45 2 31 2 399
CIP6/92 + CHP 45 35 1.793 27 2.149
CAR - - - 18 27
TOTALE 4.872 1.718 6.474 2.654 3.761
Complessivamente, in riferimento agli impianti IAFR – MPE – ICOFER – RECS oggetto di
controllo nell’anno 2013, circa il 32% dei procedimenti di verifica conclusi al 31 dicembre
2013, ha avuto esito negativo. Quanto invece agli impianti fotovoltaici, sul totale dei
procedimenti di verifica conclusi nello stesso periodo, la percentuale degli esiti negativi
è stata pari al 5%.

8 Ver ificeh e ispez ioni glsu i impian ti 115
Verifiche sugli impianti alimentati da fonti rinnovabili
L’esito negativo delle attività di verifica ha comportato in alcuni casi la decadenza dal
diritto agli incentivi e in altri il recupero parziale o totale degli incentivi già erogati. Nei
casi più gravi il GSE ha applicato le sanzioni previste dagli articoli 23 e 43 del Decreto
Legislativo 28/2011.
8.1 VERIFICHE SUGLI IMPIANTI ALIMENTATI
DA FONTI RINNOVABILI
Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato, con proprio personale, 86 verifiche su impianti IAFR
su tutto il territorio italiano. Considerando anche le verifiche effettuate su impianti RECS,
per mancata produzione eolica (MPE) e impianti qualificati ICO-FER, il numero totale è
stato pari a 99, così ripartito: 86 IAFR, 1 RECS, 3 MPE, 9 CO-FER.
Nelle tabelle successive sono riportati i dati suddivisi per tipologia impiantistica e cate-goria
d’intervento.
Come si può notare, l’attività di verifica si è maggiormente concentrata sugli impianti a
biogas e in misura minore sugli impianti eolici e idroelettrici. La maggiore incidenza in
termini di potenza degli impianti oggetto di verifica è in questo caso data dagli impianti
eolici e a seguire degli impianti idroelettrici.
La categoria degli interventi di nuova costruzione è quella per la quale è stato effettuato
il maggior numero di verifiche essendo quest’ultima la tipologia di intervento più fre-quentemente
realizzata.
Figura 8-60 NUMERO DEGLI IMPIANTI IAFR, RECS, MPE E ICO-FER
CONTROLLATI NEL 2013 PER FONTE
40
35
30
25
20
15
10
5
0
20
22
38
5
13
1
Idroelettrico Eolico Biogas Biomasse Bioliquidi Rifiuti
Figura 8-61 POTENZA DEGLI IMPIANTI IAFR, RECS, MPE E ICO-FER
CONTROLLATI NEL 2013 PER FONTE (MW)
Idroelettrico Eolico Biogas Biomasse Bioliquidi Rifiuti
400
350
300
250
200
150
100
50
0
193
346
41 37
131
36
Figura 8-62 PERCENTUALE DEGLI IMPIANTI IAFR CONTROLLATI NEL 2013
100%
75%
50%
25%
0%
PER TIPOLOGIA DI INTERVENTO
Potenziamento Rifacimento
Nuova
costruzione
Rifacimento
parziale
7%
86%
1%
6%
Figura 8-63 PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IAFR
100%
75%
50%
25%
0%
CONTROLLATI NEL 2013 PER TIPOLOGIA DI INTERVENTO
Potenziamento Rifacimento
Nuova
costruzione
Rifacimento
parziale
10%
63%
5%
22%

116
8 Ver Rapporto Attività 2013 ificeh e ispez ioni glsu i impian ti
Verifiche sugli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento
8.2 VERIFICHE SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
INCENTIVATI CON IL CONTO ENERGIA
Nell’anno 2013 sono state effettuate 2.508 verifiche sugli impianti fotovoltaici ammessi
ai meccanismi di incentivazione in Conto Energia. Per tale attività, effettuata su tutto il
territorio nazionale, il GSE si è avvalso anche di soggetti terzi, professionisti esterni e so-cietà
specializzate (ad oggi la società ICIM S.p.A., aggiudicatrice di una gara ad evidenza
pubblica), al fine di incrementare significativamente il numero di verifiche.
Di seguito sono riportate due figure riassuntive dell’attività svolta, recanti sia il numero
di verifiche eseguite dal GSE e da ICIM S.p.A., sia la potenza associata a tali verifiche. Dal
confronto tra le figure è possibile vedere come alla società ICIM S.p.A. siano state affidate
più verifiche, anche se su impianti di media/piccola potenza, mentre il GSE ha concentrato
le proprie risorse sugli impianti di media/grande potenza (nel 2013 la potenza media degli
impianti fotovoltaici oggetto di controllo da parte del GSE è stata pari a 1,1 MW).
Nel 90% dei casi le verifiche hanno comportato dei sopralluoghi sugli impianti: nel 33% dei
casi la verifica ha riguardato impianti fotovoltaici incentivati con il Secondo Conto Energia, nel
2% impianti fotovoltaici incentivati con il Terzo Conto Energia, nel 64% impianti fotovoltaici
incentivati con il Quarto Conto Energia, nell’1% impianti incentivati con il Quinto Conto Energia.
Figura 8-64 NUMERO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
2.269
8
Figura 8-65 POTENZA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
150
4
248
Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato 2 verifiche sugli impianti di cogenerazione abbinati
al teleriscaldamento, per una potenza complessiva di 398,6 MW.
Il numero limitato delle verifiche effettuato su questa particolare tipologia di impianti
dipende sostanzialmente dal fatto che tale segmento riguarda un numero complessivo
di circa 100 impianti di cui, negli anni precedenti (2008-2012), sono già stati verificati 47
impianti, individuati fra quelli di maggiore potenza.
Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato 18 verifiche sugli impianti di cogenerazione operanti
in regime di cogenerazione ad alto rendimento (CAR), che accedono al meccanismo dei
Certificati Bianchi ai sensi del D.M. 5/9/2011, per una potenza complessiva di 27,4 MW.
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
CONTROLLATI NEL 2013
231
GSE ICIM GDR
250
200
150
100
50
0
CONTROLLATI NEL 2013 (MW)
GSE ICIM GDR
8.3 VERIFICHE SUGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE
ABBINATA AL TELERISCALDAMENTO
8.4 VERIFICHE SUGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE
AD ALTO RENDIMENTO

8 Ver ificeh e ispez ioni glsu i impian ti 117
Verifiche sugli impianti CIP 6/92 e sugli impianti di cogenerazione
8.5 VERIFICHE SUGLI IMPIANTI CIP6/92
E SUGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE
Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato 27 verifiche sugli impianti di produzione di energia
elettrica alimentati da fonti rinnovabili, da fonti assimilate alle rinnovabili e sugli impianti
di cogenerazione in avvalimento dell’AEEGSI in attuazione della delibera 510/2012/E/eel,
per una potenza complessiva di 2.149,3 MW, così suddivisi:
◦◦ 14 impianti ammessi ai benefici del provvedimento CIP 6/92, per una potenza di
249,9 MW;
◦◦ 10 impianti riconosciuti cogenerativi ai sensi della delibera AEEGSI n. 42/02, per
una potenza di 1.457,4 MW;
◦◦ 3 impianti ammessi ai benefici del provvedimento CIP 6/92 e riconosciuti coge-nerativi
ai sensi della delibera AEEGSI n. 42/02, per una potenza di 442,0 MW.
Figura 8-66 NUMERO DEGLI IMPIANTI CONTROLLATI
IN AVVALIMENTO AEEGSI NEL 2013
14
12
10
8
6
4
2
0
Term.
Biogas
Term.
Rifiuti
Term. Comb.
processo
Term. Gas
Naturale Eolico
8
3
1
13
2
Figura 8-67 POTENZA DEGLI IMPIANTI CONTROLLATI
Term.
Biogas
Term.
Rifiuti
Term. Comb.
processo
Term. Gas
Naturale Eolico
IN AVVALIMENTO AEEGSI NEL 2013 (MW)
1.750
1.500
1.250
1.000
750
500
250
0 10
155
288
1.658
38

9
STOCCAGGIO VI RTUALE
DEL GAS NATURALE

Stoccagg io virtuale del gas na turale 9
Il Decreto Legislativo n. 130 del 13/8/2010 ha introdotto misure finalizzate a rendere il
mercato del gas naturale maggiormente concorrenziale, promuovendo l’incontro della
domanda di gas naturale dei clienti finali industriali e di loro aggregazioni con l’offerta,
e trasferendo ai clienti finali i benefìci derivanti dalla aumentata concorrenzialità.
In particolare, il Decreto ha introdotto specifiche misure per incentivare la realizzazione
in Italia di 4 miliardi di metri cubi di capacità di stoccaggio addizionale, di cui 3 miliardi
destinati a consumatori industriali e 1 miliardo destinato ai produttori termoelettrici. La
realizzazione delle nuove infrastrutture o il potenziamento di quelle esistenti, entro e
non oltre il 31 marzo 2015, è stata affidata al principale operatore del mercato, ENI S.p.A.
Per stimolare la partecipazione di soggetti privati alla realizzazione di questa ulteriore
capacità di stoccaggio, è stato predisposto un insieme di strumenti che permettono di
anticipare i benefici ottenibili mediante il possesso di una quota di un sito di stoccaggio
gas operativo, cioè di poter acquistare il gas al prezzo più basso, stoccarlo e riutilizzarlo
nel momento in cui il prezzo sui mercati organizzati è maggiore.
Al GSE è stato attribuito un ruolo centrale nella gestione dei meccanismi e dei servizi
per lo stoccaggio virtuale. Nel corso dell’anno 2013 il GSE ha utilizzato 5 applicativi in-formatici
predisposti per la gestione dei meccanismi istituiti con il D.Lgs. n. 130/2010: 2
portali informativi per gli operatori (soggetti investitori e stoccatori virtuali), 1 portale per
la gestione delle aste telematiche per la selezione degli stoccatori virtuali e 2 applicativi
interni per la gestione operativa e amministrativa dei contratti stipulati con gli operatori.
Le disposizioni di maggior interesse pubblicate nel corso dell’anno 2013 sono riportate
nella tabella seguente.
Tabella 9-59 PRINCIPALI RIFERIMENTI NORMATIVI IN MERITO ALLO STOCCAGGIO VIRTUALE DEL GAS
DELIBERA AEEGSI TITOLO
33/2013/R/gas Disposizioni per il servizio di stoccaggio virtuale, per l’anno termico dello stoccaggio 2013 – 2014
90/2013/R/gas Ulteriori disposizioni urgenti per il servizio di stoccaggio virtuale, per l’anno termico dello stoccaggio 2013 – 2014
171/2013/R/gas Determinazione a consuntivo del corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A.
per l’anno 2012 e approvazione del corrispettivo di acconto per l’anno 2013
261/2013/R/gas Approvazione della documentazione contrattuale della società Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A., relativa al servizio di stoccaggio virtuale
350/2013/R/gas Approvazione dei corrispettivi d’impresa e determinazione dei corrispettivi unici per il servizio di stoccaggio relativi all’anno 2014
641/2013/R/com Aggiornamento della componente tariffaria CVos dal 1º gennaio 2014
SOGGETTI COINVOLTI E SERVIZI EROGATI
I soggetti coinvolti nel meccanismo sono:
◦◦ gli investitori industriali che contribuiscono a finanziare la capacità di stoccaggio
e che beneficiano delle misure transitorie finanziarie e fisiche;
◦◦ gli stoccatori virtuali che forniscono il servizio di stoccaggio virtuale.
La capacità fisica realizzata da ENI aumenta nel corso degli anni, diminuendo al contempo la
capacità virtuale non ancora realizzata e sulla quale vengono applicate le misure transitorie.
Tabella 9-60 CAPACITÀ FISICA E CAPACITÀ VIRTUALE DI STOCCAGGIO GAS
DELIBERA AEEGSI ANNO 2011 -2012 ANNO 2012-2013 ANNO 2013-2014
Capacità fisica (mld mc) 1,7 2,4 2,6
Capacità virtuale (mld mc) 1,3 0,6 0,4
I soggetti investitori industriali in possesso degli idonei requisiti di consumo di gas, se-lezionati
da Stogit con apposita procedura concorsuale, hanno presentato al GSE una
richiesta di partecipazione al meccanismo di stoccaggio virtuale che prevede, per tali

9 Stoaccgg io virtaelu del ags an taelru 121

soggetti, la possibilità di beneficiare immediatamente delle nuove capacità di stoccaggio,
nelle stesse condizioni che si avrebbero con l’effettiva realizzazione di tali opere (misure
transitorie). I soggetti selezionati sono stati 34.
Il GSE eroga a favore di tali soggetti il servizio di stoccaggio virtuale, articolato in misure
transitorie finanziarie e misure transitorie fisiche.
MISURE TRANSITORIE FINANZIARIE
Per gli anni di stoccaggio 2010-2011 e 2011-2012, il GSE ha erogato dei corrispettivi pari
alla differenza di prezzo delle quotazioni del gas naturale nel periodo invernale e quelle
nel periodo estivo del medesimo anno termico, applicati sulla quota di capacità di stoc-caggio
assegnata e non ancora entrata in esercizio.
L’anticipo dei benefici attraverso le misure transitorie finanziarie comporta la correspon-sione,
da parte del GSE verso i soggetti investitori aderenti, di un corrispettivo (FINt) di-pendente
dalla capacità di stoccaggio oggetto delle misure transitorie (CA0), comunicata
dai soggetti investitori al momento dell’istanza, e da un corrispettivo unitario (Δtfin), al
netto dei corrispettivi per il servizio (CVS e Kt), secondo la formula seguente:
FINt = CA0 × (Δt
fin – CVS × 2 – Kt × cvrt)
Nella tabella che segue sono indicati, per gli anni di stoccaggio 2010-2011 e 2011-2012, i
valori dei parametri che compaiono nella formula.
Tabella 9-61 MISURE TRANSITORIE FINANZIARIE: FORMULA DI DETERMINAZIONE DEL CORRISPETTIVO EROGATO DAL GSE
FINt = CA0 × (Δtfin – CVS × 2 – Kt × cvrt)
CA0, CAPACITÀ DI STOCCAGGIO OGGETTO DELLE MISURE TRANSITORIE COMUNICATA DAI SOGGETTI INVESTITORI AL MOMENTO DELLA RICHIESTA DELL’ISTANZA
2010 – 2011 2011 - 2012
Δtfin, definito dalla Del. ARG/gas 40/11 2,47 €/MWh 3,10 €/MWh
CVS, definito dalla Del. ARG/gas 106/11 0,304776 €/MWh 0,304794 €/MWh
Kt, definito dalla Del. ARG/gas 40/11 0,5 0,75
Cvrt, definito dalla Del. ARG/gas 106/11 1,0664028 €/MWh 1,1393496 €/MWh
Le misure transitorie finanziarie hanno determinato la corresponsione ai soggetti inve-stitori,
da parte del GSE, di corrispettivi per 44 milioni di euro relativi al 2010-2011 e per
23 milioni di euro relativi al 2011-2012.
MISURE TRANSITORIE FISICHE
A partire dall’anno di stoccaggio 2012-2013, i soggetti investitori industriali possono
consegnare il gas in estate e ritirarlo nell’inverno successivo, a fronte di un corrispettivo
regolato dall’AEEGSI scontato rispetto alle tariffe di stoccaggio. In questo modo è quindi
possibile acquistare il gas nei periodi di maggiore disponibilità e a minor prezzo (prezzo
estivo) per poi utilizzarlo nella stagione invernale quando il prezzo è più elevato.
In particolare, le modalità di funzionamento del servizio di stoccaggio virtuale di cui il
soggetto investitore industriale si può avvalere – sia sul mercato italiano sia su alcuni
mercati esteri – si distinguono in:
◦◦ consegna fisica del gas al Punto di Scambio Virtuale (PSV) in estate e ritiro del gas
al PSV nell’inverno successivo (PSVq-PSVq);

122
Rapporto Attività 2013 9 Stoaccgg io virtaelu del ags an taelru

◦◦ consegna fisica del gas in estate presso l’hub fisico di Zeebrugge (ZEE) o presso
l’hub virtuale di Title Transfer Facility (TT F) e ritiro del gas al PSV nell’inverno suc-cessivo
(ZEEq – PSVq ovvero TT Fq-PSVq);
◦◦ riconoscimento di un corrispettivo per un valore equivalente al valore di gas non
consegnato fisicamente in uno dei due mercati esteri nel periodo estivo e ritiro
del gas al PSV nell’inverno successivo (ZEEeuro – PSVq ovvero TT Feuro–PSVq).
Per l’applicazione delle misure transitorie fisiche i soggetti investitori aderenti ricono-scono
al GSE un corrispettivo pari alla somma delle seguenti componenti:
◦◦ corrispettivo di accesso;
◦◦ corrispettivo di utilizzo;
◦◦ corrispettivo di trasporto, solo per le modalità che prevedono la consegna su un
mercato estero (TT Fq – PSVq e ZEEq – PSVq);
◦◦ corrispettivo di valorizzazione economica, solo per le modalità che non prevedono
la consegna del gas (TT Feuro – PSVq e ZEEeuro – PSVq).
Per l’erogazione delle misure transitorie fisiche ai soggetti investitori industriali il GSE,
con cadenza annuale, si avvale di stoccatori virtuali, ovvero di soggetti abilitati ad ope-rare
sui mercati europei del gas e a ritirare il gas in estate per riconsegnarlo nel periodo
invernale. Il GSE aggrega le richieste dei soggetti investitori industriali aderenti e orga-nizza
le procedure concorrenziali per la selezione degli stoccatori virtuali e per la for-nitura
del servizio di stoccaggio virtuale ai soggetti richiedenti a prezzi più competitivi.
A valle della selezione degli stoccatori virtuali, il GSE provvede, di anno in anno, ad
abbinare questi ultimi con i rispettivi soggetti investitori industriali e a stipulare un con-tratto
di natura annuale con gli stoccatori virtuali. L’abbinamento avviene sulla base delle
preferenze espresse da parte dei soggetti investitori industriali, minimizzando il numero
di combinazioni possibili.
Con riferimento all’anno di stoccaggio 2013-2014, la quantità complessiva da approvvi-gionare
per il servizio di stoccaggio virtuale offerto è stata pari alla quantità complessiva
richiesta dai soggetti investitori (circa 266 mila MWh) per la modalità TT Feuro – PSVq.
Sono stati selezionati 3 stoccatori virtuali, ai fini della fornitura del servizio. Il corrispet-tivo
corrispondente per il GSE per i servizi erogati è pari a circa 7 milioni di euro.
TARIFFA
Il fabbisogno del GSE a copertura dei benefici per le misure transitorie, non coperto
dai corrispettivi ricevuti per i servizi erogati, viene coperto dalla componente gas CVos
definita dalla Delibera AEEGSI n. 201/11, a valere sulle maggiori imprese di trasporto del
gas, che alimenta il “conto oneri stoccaggio” introdotto dalla Delibera dell’Autorità ARG/
gas 29/11 e istituito presso la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico.
Il valore della componente tariffaria CVos per l’anno di stoccaggio 2013-2014 è stato
aggiornato a 0,095 centesimi di euro/standard metro cubo.
CESSIONE AL MERCATO E ATTIVITÀ DI MONITORAGGIO
A partire dall’anno di stoccaggio 2012-2013 e con cadenza annuale, il GSE gestisce e
garantisce la cessione al mercato dei servizi e delle prestazioni relative alla capacità
di stoccaggio già entrata in esercizio attraverso un’apposita procedura. Relativamente
all’anno di stoccaggio 2013-2014, la capacità offerta ammonta a 9,2 milioni di GJ, mentre
quella richiesta è stata pari a 12,3 GJ e quella assegnata è stata pari a 2,2 GJ.
Sempre a partire dall’anno di stoccaggio 2012-2013, con cadenza annuale, il GSE veri-fica,
attraverso un’apposita attività di monitoraggio, il rispetto dell’obbligo di offerta in

9 Stoaccgg io virtaelu del ags an taelru 123

vendita di gas sul mercato in capo ai soggetti investitori industriali attraverso l’accesso,
nel periodo invernale, alla piattaforma di negoziazione P-GAS e/o al mercato MGP-GAS,
entrambi gestiti dal GME S.p.A. Il GSE si coordina, inoltre, con Snam Rete Gas al fine
di verificare lo scambio giornaliero di gas tra soggetti investitori industriali e stoccatori
virtuali abbinati al Punto di Scambio Virtuale (PSV). Il GSE ha stipulato tre apposite
Convenzioni con le parti interessate: Stogit, GME e Snam Rete Gas.

10
EMISSIO NI
DI GAS SERRA

Emiss ioni di gas serra 10
10.1 EMISSIONI DI GAS SERRA, IL RUOLO DEL GSE
Il GSE svolge un’attività di monitoraggio sulle politiche europee e internazionali per
il controllo delle emissioni di gas ad effetto serra fin dal 2007, quando, con il lancio
dell’ambizioso obiettivo del “20-20-20 al 2020”, il Consiglio europeo ha di fatto can-cellato
i confini tra le politiche energetiche e climatiche evidenziando la stretta corre-lazione
tra le azioni finalizzate alla riduzione dei gas climalteranti e lo sviluppo di fonti
rinnovabili ed efficienza energetica.
Nel 2008, il GSE fu coinvolto operativamente nella gestione nazionale del principale
strumento regolatorio, speculare al Protocollo di Kyoto, di cui l’Unione europea si è
dotata per raggiungere i propri obiettivi di riduzione delle emissioni: il sistema eu-ropeo
per lo scambio di quote di emissione (cosiddetto EU ETS), che indirettamente
costituisce un meccanismo di incentivo alle fonti rinnovabili e all’efficienza energe-tica.
In parallelo, fu avviata un’attività di supporto tecnico al Ministero dello Sviluppo
Economico nei percorsi negoziali nazionali ed europei volti a definire alcuni aspetti
attuativi dell’EU ETS lasciati indeterminati dalla Direttiva europea di riferimento, in
particolare il sistema delle aste di quote in vigore dal 2013 e le regole semplificate per
i piccoli emettitori.
Nel 2013, con l’entrata in vigore del Decreto Legislativo n. 30/2013 che recepisce in
Italia la Direttiva 2009/29/CE e le modifiche che essa introduce al Sistema europeo
per lo scambio di quote di emissione (EU ETS), il GSE è stato formalmente designato
quale responsabile del collocamento delle quote italiane di emissione nel sistema
di aste dell’EU ETS (Auctioneer). Questa nuova competenza, in realtà operativa già
da fine 2012, si aggiunge al curriculum ormai significativo del GSE sul piano inter-nazionale
e costituisce la prima vera esperienza della società come protagonista
sui mercati europei collegati all’energia. Il conferimento dell’incarico di Auctioneer
ha consentito al GSE di ampliare il proprio perimetro d’azione acquisendo un ruolo
nell’attuazione degli strumenti regolatori per il controllo delle emissioni di gas serra,
in un ambito che potrebbe avere significativi sviluppi in un orizzonte temporale di
medio lungo termine.
Le aste sono, infatti, un meccanismo per l’allocazione delle quote agli operatori vincolati
dal sistema ETS destinato ad espandersi nel post-2020. Infatti, nel proporre un unico
obiettivo vincolante espresso in termini di riduzione delle emissioni che traini anche
lo sviluppo di efficienza energetica e rinnovabili, la Comunicazione della Commissione
15 (2014) del 22/1/2014 “Quadro per le politiche dell’energia e del clima per il periodo dal
2020 al 2030” riconferma la centralità del sistema e in particolare delle aste al fine
del raggiungimento degli obiettivi in materia di clima-energia dell’Unione. Questo ap-proccio
trova conferma anche nella proposta di riforma dell’EU ETS che accompagna la
Comunicazione. La proposta infatti introduce un meccanismo di flessibilità per rendere
l’ETS meno vulnerabile agli shock esogeni ed incentrato sulle aste quale strumento di
gestione efficace del sistema, oltre che di assegnazione delle quote.
10.2 EU ETS, COLLOCAMENTO ALL’ASTA
DELLE QUOTE DI EMISSIONE ITALIANE
Il Sistema europeo di scambio di quote di emissione (European Union Emissions
Trading Scheme – EU ETS) è la principale misura dell’Unione europea in attuazione del
Protocollo di Kyoto per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori energivori,
ovvero nei settori industriali caratterizzati da maggiori emissioni. Il Sistema, istituito
dalla Direttiva 2003/87/CE e successive modificazioni (Direttiva ETS), trasferisce in

10 Emiss ioni di ags aerrs 127
EU ETS, collocamento all’astadelle quote di emissione italiane
Europa a livello di impianti industriali il meccanismo di cap&trade introdotto a livello
internazionale dal Protocollo di Kyoto.
Dal 2012 il Sistema è stato ampliato agli operatori del settore aereo e, dal 2013, è
esteso ulteriormente alle attività di produzione di alluminio, calce viva, acido nitrico,
idrogeno, carbonato e bicarbonato di sodio e agli impianti che si occupano della
cattura e dello stoccaggio di CO2. Il Sistema coinvolge attualmente a livello europeo
circa 16.000 operatori, tra impianti termoelettrici, industriali nel campo della produ-zione
di energia e della produzione manifatturiera (attività energetiche, produzione
e trasformazione dei metalli, cemento, ceramica e laterizi, vetro, carta) ed operatori
aerei. Per quanto riguarda l’Italia, sono oltre 1.458 gli impianti coinvolti, di cui oltre
il 60% nei settori manifatturieri, cui si aggiungono una settantina di operatori del
settore aereo.
Figura 10-68 NUMERO DI IMPIANTI SOTTOPOSTI AD EU ETS NEL 2013 – INCLUSI OPERATORI AEREI
15.932 2.626
1.683
1.535
1.528
8.560
La Direttiva ETS prevede che dal primo gennaio 2005 gli impianti dell’Unione europea
con elevati volumi di emissioni non possano operare senza un’autorizzazione a emet-tere
gas ad effetto serra. Ogni impianto autorizzato deve monitorare annualmente le
proprie emissioni e compensarle con quote di emissione europee che possono es-sere
comprate e vendute (European Union Allowances – EUA e European Union Aviation
Allowances – EUA A, equivalenti a 1 tonnellata di CO2eq).
Dal 2013, come criterio generale, gli Stati membri dell’UE assegnano le quote agli
operatori a titolo oneroso attraverso aste pubbliche europee. Le quote sono con-servate
nel Registro Unico dell’Unione europea. Oltre a censire tutti i passaggi di
proprietà delle quote, il Registro è lo strumento attraverso il quale gli operatori
compensano annualmente le proprie emissioni restituendo le quote assegnategli a
livello europeo.
Le aste si svolgono su una piattaforma centralizzata a livello europeo che nel 2013
ha raccolto le quote di proprietà di 25 su 28 Stati membri, inclusa l’Italia, più Islanda,
Norvegia e Liechtenstein: il 10 settembre 2012 è stata individuata come piattaforma
europea centralizzata la European Energy Exchange – EEX. Le quote di proprietà di
Germania e Regno Unito sono collocate attraverso due piattaforme nazionali, rispet-tivamente
gestite dalla borsa tedesca EEX e dalla borsa britannica ICE Future Europe.
L’offerta delle quote origina dagli Stati, mentre la richiesta dei permessi di emissione
proviene dai produttori di energia elettrica e dagli impianti che si occupano della cat-tura,
del trasporto e dello stoccaggio della CO2 (CCS); questi ultimi devono approvvi-gionarsi
di quote all’asta per coprire il proprio fabbisogno di emissioni. I settori mani-fatturieri
e l’aviazione ricevono, invece, parte delle quote a titolo gratuito e ricorrono
alle aste per la parte rimanente.
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
EU+EFTA Germania Regno Unito Italia Francia Altri paesi

128
Rapporto Attività 2013 10 Emiss ioni di ags aerrs
Il sistema delle aste prevede che per ogni asta i partecipanti presentino le proprie
offerte (quantità di quote richieste e prezzo offerto), durante il periodo d’asta indi-cato
dalle piattaforme nel calendario e senza conoscere le offerte presentate da altri
soggetti. Ciascuna asta ha un unico prezzo di aggiudicazione (clearing price), determi-nato
dalla piattaforma che ha bandito l’asta, a prescindere dai prezzi offerti dai sin-goli
offerenti.
Per mettere all’asta le proprie quote gli Stati membri nominano un responsabile
nazionale del collocamento (c.d. Auctioneer). Il GSE è formalmente stato designato
Auctioneer per conto del Governo italiano sulla piattaforma comune europea, tramite
il D.Lgs. n. 13/2013, in vigore dal 5 aprile 2013, che recepisce la Direttiva 29/2009/CE
di modifica del Sistema ETS.
Nel corso delle 142 sessioni d’asta tenutesi nel 2013 sulla Piattaforma d’Asta Comune
Transitoria (t-CAP), il GSE ha collocato per l’Italia oltre 87 milioni di quote EUA
(87.873.000) valevoli per il periodo 2013-2020. Tale quantitativo corrisponde al 10,87%
degli 808 milioni di quote collocate all’asta complessivamente nel 2013 dagli Stati
membri ai sensi di quanto previsto dal Regolamento, che disciplina l’assegnazione delle
quote di emissione a titolo oneroso tramite asta agli impianti ricadenti nel campo di
applicazione della Direttiva ETS (Regolamento n. 1031/2010 della Commissione del 12
novembre 2010 e successive modificazioni).
Le sessioni d’asta di quote EUA A sono rimaste sospese durante tutto il 2013 a seguito
della dichiarazione del Commissario europeo per il clima del 12 novembre 2012 (“Stop
the clock for the aviation”) ed in virtù della decisione n. 377/2013/EU del Parlamento UE
e del Consiglio dell’Unione (c.d. “Stop the clock decision”) che esenta temporaneamente
gli operatori che effettuano voli intercontinentali dagli obblighi di compensazione della
direttiva ETS.
Complessivamente, nel 2013 l’Italia ha ricavato oltre 385 milioni di euro (385.979.650
euro) pari al 18,33% del ricavo totale sulla t-CAP e al 10,87% del totale ricavato dagli
Stati membri su tutte le piattaforme. Nel 2013, tali proventi sono rimasti sotto la tem-poranea
custodia del GSE al fine del loro trasferimento al Bilancio dello Stato, che
sarà attuato in conformità alle norme e agli indirizzi dei Ministri competenti ai sensi
del D.Lgs. n. 13/2013, in vigore dal 5 aprile 2013, che recepisce la Direttiva 29/2009/
CE di modifica del Sistema ETS.
Tabella 10-62 SUDDIVISIONE DEI RICAVI D'ASTA 2013 TRA STATI MEMBRI
PAESE TOTALE RICAVI € PAESE TOTALE RICAVI € PAESE TOTALE RICAVI % PAESE TOTALE RICAVI %
Germania 791.253.420 Danimarca 56.055.960 Germania 22,28% Danimarca 1,58%
Regno Unito 409.625.940 Austria 55.752.320 Regno Unito 11,54% Austria 1,57%
ITALIA 385.979.650 Bulgaria 52.628.980 ITALIA 10,87% Bulgaria 1,48%
Spagna 346.111.240 Irlanda 41.677.355 Spagna 9,75% Irlanda 1,17%
Polonia 244.021.705 Svezia 35.674.095 Polonia 6,87% Svezia 1,00%
Francia 219.246.740 Ungheria 34.592.340 Francia 6,17% Ungheria 0,97%
Grecia 147.638.220 Lituania 19.978.120 Grecia 4,16% Lituania 0,56%
Olanda 134.237.810 Estonia 18.073.820 Olanda 3,78% Estonia 0,51%
Romania 122.736.875 Slovenia 17.738.695 Romania 3,46% Slovenia 0,50%
Belgio 114.992.255 Lettonia 10.791.975 Belgio 3,24% Lettonia 0,30%
Repubblica Ceca 80.685.660 Lussemburgo 4.973.270 Repubblica Ceca 2,27% Lussemburgo 0,14%
Portogallo 72.782.065 Malta 4.466.015 Portogallo 2,05% Malta 0,13%
Finlandia 66.970.455 Cipro 345.100 Finlandia 1,89% Cipro 0,01%
Slovacchia 61.702.620 Slovacchia 1,74%
TOTALE RI CAVI € 3.550.732.700 TOTALE RICAVI % 100%

10 Emiss ioni di ags aerrs 129
Tabella 10-63 RIEPILOGO DEI RICAVI DELLE QUOTE DI EMISSIONE ITALIANE MESSE ALL’ASTA NEL 2013 PRESSO LA T-CAP
MESE D’ASTA T0 (ANNO 2013) TOTALE 2013
Le quote italiane sono state messe all’asta nel 2013 ad un prezzo medio ponderato di
4,39 €, con un picco massimo di 6,35 € registrato nel corso della prima asta dell’anno
(8 gennaio) e un picco minimo di 2,65 € registrato il 23 aprile.
Figura 10-69 ANDAMENTO DEI RICAVI DELLE QUOTE DI EMISSIONE ITALIANE 2013 PRESSO LA T-CAP
Ricavi d’asta (€) 38.665.890 31.930.830
23.904.990
32.192.820
37.502.910
15.428.655
42.749.100
40.429.530
34.582.680
23.679.570
Prezzo medio
Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Per consentire agli operatori di orientarsi più facilmente nel sistema e ricordare che
gli operatori italiani hanno uguale diritto di accesso a tutte le piattaforme, il GSE ha
predisposto un calendario consolidato relativo alle aste svolte su tutte le piattaforme
attive (t-CAP, piattaforma tedesca e piattaforma britannica). Il Calendario delle aste è
pubblicato e regolarmente aggiornato all’interno di una sezione del sito istituzionale
GSE dedicata alle aste e attivata con finalità divulgative verso le Istituzioni nazionali e
gli operatori italiani soggetti alla Direttiva ETS.
Con le medesime finalità è stato attivato un indirizzo e-mail al quale rivolgere eventuali
quesiti e sono state effettuate attività di informazione specifiche su sollecitazione, in
particolare, di associazioni di categoria ed enti pubblici di formazione.
Nel corso del 2013 sono inoltre stati pubblicati 3 rapporti che esaminano l’andamento
delle aste di quote di emissione italiane in relazione alle aste di quote degli altri paesi
dell’Unione europea e al mercato secondario delle quote di emissione, ciascuno cor-redato
di un approfondimento su temi di particolare rilevanza al momento della pub-blicazione
dei rapporto: regolamentazione dell’accesso alle aste negli Stati membri
dell’Unione europea, caratteristiche degli altri meccanismi di emissions trading operativi
a livello internazionale, stato e andamenti del mercato internazionale del carbonio.
Quantitativo quote asta
– EUA (n)
7.668.000 7.668.000 7.668.000 8.307.000 7.029.000 7.668.000 8.946.000 3.514.500 8.307.000 8.307.000 7.668.000 5.122.500 87.873.000
Prezzo medio ponderato(*)
(€/tCO2)
€ 5,04 € 4,45 € 4,02 € 3,84 € 3,40 € 4,20 € 4,19 € 4,39 € 5,15 € 4,87 € 4,51 € 4,62 € 4,39
Ricavi d’asta (€) 38.665.890 34.103.430 30.809.245 31.930.830 23.904.990 32.192.820 37.502.910 15.428.655 42.749.100 40.429.530 34.582.680 23.679.570 385.979.650
(*) Il valore totale indica il prezzo medio di aggiudicazione ponderato sul quantitativo di quote messe all’asta nel periodo
Gennaio
7.668.000
34.103.430
30.809.245
EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA
ponderato
7.668.000
7.668.000
7.668.000
7.668.000
8.307.000
8.307.000
8.307.000
8.946.000
3.514.500
5.122.500
7.029.000
€ 6,00
€ 4,50
€ 4,39
€ 3,00
€ 1,50
€ 0
€ 40 Mln
€ 30 Mln
€ 20 Mln
€ 10 Mln
€ 0
€4,39
€5,15
€4,87
€4,51 €4,62
€4,20 €4,19
€3,40
€3,84
€4,02
€4,45
€5,04
Prezzo medio
anno

130
Rapporto Attività 2013 10 Emiss ioni di ags aerrs
Segreteria tecnica del Comitato ETS: piccoli emettitori
L’attività informativa svolta dal GSE sulle aste abbraccia il quadro normativo europeo
e nazionale, le procedure di accesso alle aste, l’andamento generale del sistema d’aste
e la principale letteratura di settore, inclusi i principali rapporti degli analisti di settore.
10.3 SEGRETERIA TECNICA DEL COMITATO ETS:
PICCOLI EMETTITORI
Sin dal 2008, il GSE è parte della Segreteria Tecnica del Comitato nazionale per la
gestione della Direttiva 2003/87/CE e per il supporto nella gestione delle attività di
progetto del Protocollo di Kyoto (Comitato ETS). Il Comitato ETS è l’organo intermi-nisteriale
che assolve alla funzione di autorità nazionale competente per la gestione
della Direttiva ETS in Italia.
Già dal 2012, l’attività svolta dal GSE nell’ambito della Segreteria tecnica è stata con-centrata
in particolare sui cosiddetti “piccoli emettitori”.
L’articolo 27 della Direttiva ETS ha consentito all’Italia di esentare dal Sistema ETS, a
partire dal 2013, 166 impianti cosiddetti “piccoli emettitori”, ovverosia impianti che,
nel periodo 2008-2010, hanno presentato emissioni annue inferiori a 25.000 tCO2eq.
e che abbiano, per gli impianti che svolgono attività di combustione, potenza termica
nominale inferiore a 35 MW; anche gli ospedali, indipendentemente dai requisiti pre-visti
per le altre due tipologie di impianti, sono esentati. Di tali impianti, oltre il 56%
appartenente al settore della ceramica e dei laterizi. La restante parte comprende
centrali a cogenerazione, impianti termoelettrici, ospedali, centrali per il teleriscalda-mento
e raffinerie.
Il GSE ha supportato il Comitato ETS nell’elaborazione della proposta di esclusione dei
piccoli emettitori dall’ambito della Direttiva e, nel corso del 2013, nella predisposizione
della disciplina nazionale ad essi dedicati.
Tale disciplina, entrata in vigore nel 2013, prevede che essi non superino livelli di emis-sioni
quantificati ex-ante, calcolati sulla base degli stessi benchmark usati per gli im-pianti
che ricadono nel campo di applicazione della Direttiva ETS o come riduzione
delle emissioni al 2020 del -21% rispetto ai livelli del 2005. In caso di mancato rispetto
di tali obblighi, per ciascuna tonnellata di CO2eq. in eccesso rispetto alle emissioni con-sentite,
l’impianto “piccolo emettitore” potrà scegliere se restituire un corrispondente
numero di quote EUA o corrispondere all’erario un ristoro economico valorizzato
sulla base del prezzo delle quote EUA dell’anno precedente. Nel caso in cui l’impianto
escluso dovesse emettere più di 25.000 tCO2eq. in uno degli anni del periodo 2013-
2020, esso rientrerà automaticamente nel Sistema ETS e in futuro non potrà essere
oggetto di ulteriore esclusione dal campo di applicazione della Direttiva ETS.

11
STUDI, STATI STI CHE
E SERVIZI SPECIALISTICI

Stud i, statistiche e ser vizi special istici 11
11.1 ELABORAZIONE DI STUDI E RAPPORTI SPECIALISTICI
Nel corso degli ultimi anni il GSE ha destinato un impegno sempre maggiore all’ap-profondimento
di studi e analisi inerenti le energie rinnovabili e l’efficienza ener-getica.
Tale attività è svolta in primo luogo a supporto del Ministero dello Sviluppo
Economico, nonché con finalità informative e divulgative, in ottemperanza a quanto
stabilito dal D.Lgs. n. 28/2011 e dai successivi decreti attuativi. La vigente normativa
ha infatti previsto la pubblicazione da parte del GSE di rapporti annuali su una serie
di tematiche, quali ad esempio: costi delle tecnologie, analisi delle politiche energe-tiche
internazionali, valutazione degli impatti economici, occupazionali e ambientali
dello sviluppo delle rinnovabili e dell’efficienza energetica, procedimenti autorizzativi
nazionali e regionali.
Nel 2013, particolare rilievo ha assunto la redazione, a supporto del MiSE ai fini dell’invio
alla Commissione Europea, del secondo Progress Report dell’Italia in merito allo stato di
attuazione delle politiche adottate e dei risultati raggiunti verso l’obiettivo, stabilito dalla
Direttiva 2009/28/CE, del 17% di energia da fonti rinnovabili entro il 2020.
L’attività di monitoraggio della normativa energetica regionale ha condotto, nel 2013,
alla pubblicazione del primo rapporto sulla regolazione regionale per le fonti rinnovabili.
Il rapporto è stato presentato nel corso di un evento insieme ai Ministeri e alle Regioni.
Uno degli ambiti di lavoro nel 2013 è stato quello relativo al monitoraggio dei costi di
produzione da fonti rinnovabili (LCOE, Levelized Costs of Energy). L’attività è stata prin-cipalmente
eseguita a supporto del MiSE, ma nel corso del 2014 troverà anche spazio
in apposite pubblicazioni. Le analisi sono state peraltro molto apprezzate a livello inter-nazionale,
tanto da essere inserite in pubblicazioni di IEA (International Energy Agency)
e IRENA (International Renewable Energy Agency).
Un altro tema strategico impostato già nel 2012 e ulteriormente sviluppato nel 2013
concerne la predisposizione di un sistema di valutazione delle ricadute economiche,
industriali e occupazionali connesse alla diffusione delle fonti rinnovabili e alla pro-mozione
dell’efficienza energetica sul territorio nazionale. Ciò ha richiesto l’elabora-zione
di un’apposita metodologia, per la cui messa a punto sono stati analizzati tutti i
principali studi internazionali, con proficue attività di confronto con importanti centri
di ricerca e stakeholders del settore, anch’essi impegnati nell’approfondimento del pe-rimetro
della cosiddetta green economy. Alcune delle stime effettuate sono state rese
note nel corso di una Audizione Parlamentare.
Il monitoraggio delle ricadute ambientali connesse allo sviluppo delle fonti rinnovabili
ha comportato la definizione di un modello per il calcolo delle emissioni evitate (uti-lizzando
l’approccio del ciclo di vita). Le stime compiute, per gli anni dal 2009 al 2012,
sono state inserite nel Progress Report inviato dall’Italia alla Commissione Europea a
dicembre 2013.
Uno dei settori presidiati, anche attraverso la partecipazione a gruppi di lavoro in-ternazionali,
è stato anche nel 2013 quello relativo all’analisi dei meccanismi di pro-mozione
delle energie rinnovabili. I risultati di questo osservatorio internazionale
consentono l’elaborazione di rapporti specialistici di approfondimento e confronto,
utili per individuare e mettere in luce best practices and lessons learnt, funzionali alle
valutazioni propedeutiche alla revisione delle politiche energetiche e della normativa.
Inoltre, l’analisi delle politiche energetiche internazionali si traduce anche nell’elabo-razione
di specifici country report, utili anche per evidenziare interessanti opportunità
d’investimento: sono stati pubblicati studi su Turchia, Tunisia, Corea del Sud, Brasile
e Arabia Saudita.

11 Stdu i, statisticeh e ers vizi spceial istici 135
Elaborazione di studi e rapporti specialistici
Nel 2013 è stato anche impostato il monitoraggio dei sistemi di certificazione delle
filiere delle biomasse e della sostenibilità dei bioliquidi e dei biocarburanti a livello
internazionale, tema sul quale il GSE è anche coinvolto in un implementing agreement
in ambito IEA.
Vale la pena notare che molte della attività citate, tutte previste dalla normativa, si sono
rivelate terreno fertile per rafforzare le collaborazioni internazionali (IEA, IRENA, ma
anche Commissione europea, ecc.).
Figura 11-70 STUDIO SULLE RICADUTE ECONOMICHE ED OCCUPAZIONALI DELLE FER
STI MA INVESTI MENTI IN NUOVI IMPI ANTI NEL 2012
Mln € Mln €/anno
8.000 800
7.000 700
6.000 600
4.000 400
3.000 300
2.000 200
1.000 100
0 0
STI MA RICADUTE OCCUPAZIO NALI TEMPO RANEE NEL 2012
(relative a investimenti in nuovi impianti)
Unità di
lavoro annuali
Unità di
lavoro annuali
STI MA SPESE DI O&M NEL 2012 SU TUTTO IL PARCO FOTOVOLTAICO
110
514
390
445
545
STI MA RICADUTE OCCUPAZIO NALI PERMANENTI NEL 2012
(relative ad O&M su tutto il parco fotovoltaico)
5.000 500
60.000
45.000
30.000
15.000
0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
760
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eolico
Eolico
Eolico
Eolico
Idroelettrico
Idroelettrico
Idroelettrico
Idroelettrico
Biogas
Biogas
Biogas
Biogas
Biomasse
solide
Biomasse
solide
Biomasse
solide
Biomasse
solide
Bioliquidi
Bioliquidi
Bioliquidi
Bioliquidi
32
Geotermo-elettrico
Geotermo-elettrico
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
7.460
1.530
350
2.400
530 330
137.000 53.000
occupati occupati
59.491
23.102
5.160
36.013
8.756
4.785
14.445
2.252
10.474 10.064
10.762
619
6.391
Indotti Diretti Indiretti Indotti Diretti Indiretti
Figura 11-71 STUDIO SULL’ANDAMENTO DEI COSTI DI INVESTIMENTO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (COSTO SPECIFICO €/W)
6,30 5,89 4,66 4,05 3,11 2,76 5,90 5,44 4,22 3,58 2,58 2,21 5,32 4,73 3,56 2,95 2 1,65 5,10 5,28 3,35 2,85 1,75 1,53 4,79 3,98 3,09 2,78 1,71 1,23
1,2 1,6 1,2
1,3
1,1
1,1
1,1
0,9
0,9
1,1 0,9
1,2
1,3
1,3
1,4
4,1 3,7 2,8 2,2 1,5 1,3 4,0 3,6 2,6 2,1 1,3 1,1 3,6 3,1 2,2 1,8 1,1 0,8 3,1
2008 2011
0,7
0,7 2,8 2,3 1,7 1,5 0,8 0,6
0,6
0,9
1,0
1,5
1,0
2,0
1,2
2,7
2009 2010 2012 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013
1-3 kW su edificio 3-20 kW su edificio 20-200 kW su edificio 200-1000 kW a terra >1000 kW a terra
1,4
0,8 0,7
0,6
0,5
0,7
1,1
1,1
1,3
1,8
0,1
0,2
0,3 0,2
0,4
0,2
0,4
0,5
0,4 0,3 0,4
0,6
0,7
0,7
0,7
0,3
0,4
0,5
0,6
0,6
0,4
0,3
0,3
0,3 0,2 0,2 0,2
0,4
0,4
0,5
Moduli Inverter Altro

136
11 Stud i, statistiche Rapporto Attività 2013 e ers vizi spceial istici
Le statistiche sulle energie rinnovabili
11.2 LE STATISTICHE SULLE ENERGIE RINNOVABILI
Negli ultimi anni il GSE ha acquisito un ruolo di primo piano nel campo dell’informazione
statistica sulla diffusione delle fonti rinnovabili in Italia e, in particolare, nel monitoraggio
degli obiettivi di consumo di energia da FER assegnati all’Italia dalla Direttiva 2009/28/
CE e dal Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili (PAN).
SETTORE ELETTRICO
Con riferimento al settore elettrico, dal 2009 il GSE compartecipa con TERNA alla rile-vazione
“Statistica annuale della produzione e del consumo dell’energia elettrica” (codice
TER-00001 del Programma Statistico Nazionale), che descrive l’evoluzione del settore
elettrico italiano sia dal lato dell’offerta (caratteristiche degli impianti di generazione e
produzione) sia dal lato della domanda (consumi di elettricità per settore finale di uti-lizzo).
Il GSE, in particolare, contribuisce alla rilevazione fornendo i dati relativi a tutti
gli impianti fotovoltaici e agli impianti fino a 200 kW di potenza alimentati dalle rima-nenti
fonti rinnovabili. Naturalmente, l’utilizzo delle informazioni contenute nei registri
amministrativi creati dal GSE per i propri compiti istituzionali – erogazione di incentivi,
fornitura di servizi energetici, ecc. – assicura un costante miglioramento qualitativo e
quantitativo della rilevazione.
I risultati di queste rilevazioni sono diffusi dal GSE attraverso pubblicazioni annuali, di-sponibili
sia in forma cartacea sia on line, sul sito istituzionale della società. Nel corso
del 2013, in particolare, il GSE ha pubblicato il “Rapporto statistico 2012. Impianti a
fonti rinnovabili – Settore Elettrico” e il “Rapporto Statistico 2012. Solare fotovoltaico”; il
primo documento riguarda il complesso degli impianti di generazione elettrica alimentati
da FER in esercizio in Italia, mentre il secondo è una monografia specifica sulla fonte
solare. È stato inoltre elaborato il rapporto statistico “Energia elettrica nelle Regioni
italiane” contenente approfondimenti e dettagli con livello di disaggregazione regionale
e provinciale.
La produzione di energia elettrica da FER nel 2013[1] ha superato i 112 TWh (+21% circa
rispetto al 2012), arrivando a coprire circa un terzo del consumo interno lordo nazionale
(34%), in netta crescita rispetto al 2012 (27%). In soli sei anni il contributo delle FER nella
produzione elettrica nazionale è sostanzialmente raddoppiato.
Figura 11-72 EVOLUZIONE DELLA PRODUZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI IN ITALIA DAL 2001 AL 2013 (GWh)
Solare
54.473 112.008
Eolica
Bioenergie
Geotermica
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
[1] Terna, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2013.
Idrica
19%
13%
15%
5%
47%
86%

Tabella 11-66 EVOLUZIONE DELLA PRODUZIONE DA FONTE RINNOVABILE (GWh)
FONTE 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Idraulica 41.623 49.137 51.117 45.823 41.875 52.773
Eolica 4.861 6.543 9.126 9.856 13.407 14.897
Solare 193 676 1.906 10.796 18.862 21.589
Geotermica 5.520 5.342 5.376 5.654 5.592 5.659
Bioenergie (*) 5.966 7.557 9.440 10.832 12.487 17.090
TOTALE FER 58.164 69.255 76.964 82.961 92.222 112.008
CIL – CONSUMO INTER NO
LORDO (GWh) 353.560 333.296 342.933 346.368 340.400 330.043
FER /CIL (%) 16 21 22 24 27 34
(*) Bionergie: biomasse solide, biogas e bioliquidi
Come ampliamento ed evoluzione dei portali Atlasole e Atlavento, negli ultimi mesi del
2013 è stato avviato lo studio di fattibilità del progetto Atlaimpianti. Il progetto prevede
di georeferenziare tutti gli impianti di produzione elettrica, alimentati da fonti rinnova-bili,
sul territorio nazionale e di realizzare un’interoperabilità con le Regioni in materia
autorizzativa. Considerata la complessità e la vastità del progetto, nella fase iniziale esso
riguarderà i soli impianti incentivati dal GSE; negli anni successivi si verificherà la possi-bilità
di estendere il progetto a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili presenti
sul territorio nazionale.
Si segnala, infine, che attraverso una casella di posta elettronica dedicata, nel corso del
2013 il GSE ha soddisfatto oltre 300 richieste di informazioni sui dati delle rinnovabili
pervenute da università, enti locali, operatori di settore, studiosi e consulenti.
SETTORE TERMICO E SETTORE DEI TRASPORTI
Da alcuni anni il GSE è impegnato nella rilevazione dei consumi di energia da fonti rinno-vabili
nel settore termico (calore prodotto da impianti alimentati da biomasse, da rifiuti o
da risorsa geotermica; pompe di calore; collettori solari termici; ecc.) e nel settore trasporti
(immissione in consumo di biocarburanti). Si tratta di settori di impiego delle FER che, pur
tradizionalmente meno indagati, dal punto di vista statistico, rispetto a quello elettrico,
rivestono comunque un ruolo di grande rilievo in termini energetici ed ambientali.
La rilevazione viene effettuata sulla base di metodologie sviluppate dallo stesso GSE e
approvate dal Decreto ministeriale 14/1/2012 del Ministero dello Sviluppo Economico.
I risultati della rilevazione condotta nel 2013, relativa all’anno precedente, sono stati
comunicati al MiSE, ai sensi dell’art. 3 dello stesso D.M.; contestualmente sono stati
impostati forma e contenuti del “Rapporto statistico sui consumi di energia da fonti
rinnovabili nei settori Termico e Trasporti”, che nei prossimi anni affiancherà le altre
pubblicazioni statistiche pubblicate dal GSE.
SISTEMA ITALIANO PER IL MONITORAGGIO DELLE ENERGIE
RINNOVABILI (SIMERI)
Il monitoraggio statistico del grado di raggiungimento degli obiettivi di consumo di
energia da FER individuati dalla Direttiva 2009/28/CE e dal PAN (intermedi e al 2020,
complessivi e settoriali, nazionali e regionali) è un’attività di grande rilievo, la cui respon-sabilità
tecnica è affidata al GSE dal Decreto Legislativo 28/2011; è infatti il GSE che,
nell’ambito del tradizionale ruolo di supporto al Ministero dello Sviluppo Economico,
deve concretamente organizzare e gestire il “sistema nazionale per il monitoraggio stati-stico
dello stato di sviluppo delle fonti rinnovabili”, con riferimento ai tre settori elettrico,
termico e trasporti.
Questo sistema, sviluppato dal GSE a partire dal 2011, è denominato SIMERI – Sistema
Italiano per il Monitoraggio delle Energie Rinnovabili. Si tratta di un complesso di me-

138
todi e strumenti informativi per rilevare, con la necessaria affidabilità e continuità, i dati
statistici che descrivono l’evoluzione delle fonti rinnovabili di energia in Italia, ai fini
della verifica dello stato di raggiungimento degli obiettivi vincolanti fissati dalla Direttiva
2009/28/CE. Come specificamente richiesto dalla normativa, il sistema è sviluppato in
piena coerenza con le metodologie e le norme stabilite in ambito UE/Eurostat ed è ar-monizzato
con l’attuale sistema statistico in materia di energia, operando in continuità
e coerenza con esso.
Dal punto di vista della diffusione on line dei dati di monitoraggio rilevati nell’ambito
del SIMERI, il GSE ha sviluppato una piattaforma informativa – il “portale” del sistema
– aperta a tutti gli utenti e consultabile attraverso la homepage del sito istituzionale,
contenente dati statistici per l’intero settore energetico declinati nei settori elettrico,
termico e trasporti.
Dal SIMERI on line è possibile scaricare cruscotti dinamici per navigare nei dati o
semplici tabelle Excel, nonché tutti i riferimenti normativi che regolano il monito-raggio
dei dati statistici per l’intero settore energetico. Inoltre, il portale ha un’area
riservata dedicata alle Regioni che permette loro l’accesso a dati disaggregati a li-vello
provinciale.
La tabella seguente riporta l’andamento dei consumi di energia da FER nei tre settori di
utilizzo delle FER nel periodo 2006-2012 e costituisce un esempio di set di informazioni
reperibili nel portale SIMERI. I dati sono ripresi dalla “Relazione sui progressi realizzati
nella promozione e nell’uso dell’energia da FER” che l’Italia deve trasmettere ogni due
anni alla Commissione europea (Progress Report); la quota FER sui consumi finali lordi è
calcolata seguendo le procedure indicate da Eurostat per il monitoraggio degli obiettivi
definiti dalla Direttiva 2009/28/CE.
Tabella 11-67 CONSUMO FINALE LORDO TOTALE E PER SETTORE (Mtep)
SETTORE DI CONSUMO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
FER – Elettricità (Mtep) 4,69 4,72 4,91 5,25 5,77 6,84 7,84
FER – Termico (Mtep) 3,78 3,65 4,02 5,11 6,46 7,22 7,39
FER – Trasporti (Mtep) 0,34 0,32 0,88 1,29 1,57 1,58 1,55
CONSUMI FINALI LORDI
(Mtep) 136,94 134,12 132,73 125,82 129,88 127,39 124,06
Quota FER /
Consumi finali lordi 6,40% 6,50% 7,40% 9,30% 10,60% 12,30% 13,50%
Sempre in tema di monitoraggio degli obiettivi, nel 2013 è stata sviluppata la proposta
metodologica per il monitoraggio degli obiettivi regionali in materia di consumi finali
lordi di energia coperti da FER definiti dal D.M. 15/3/2012 (Decreto “Burden Sharing”);
l’approvazione definitiva di questa proposta, al termine della procedura di discussione e
condivisione con Regioni e Ministeri, è prevista entro il 2014.
NUOVE ATTIVITÀ IN AMBITO SISTAN
Nel corso del 2013 è stato svolto un importante lavoro ai fini della programmazione delle
future attività statistiche nell’ambito del Sistema Statistico Nazionale (SISTAN).
Seguendo i diversi passaggi previsti dalla procedura SISTAN, infatti, il GSE ha proposto
l’inserimento di due nuovi lavori statistici nel Programma Statistico Nazionale (PSN):
◦◦ la rilevazione del calore derivato rinnovabile e dell’energia termica prodotta da
pompe di calore, collettori solari termici e risorsa geotermica;
◦◦ l’elaborazione e il monitoraggio statistico degli obiettivi di consumo di fonti rin-novabili
(SIMERI).

I servizi specialistici per la Pubblica Amministrazione
Entrambi i lavori sono legati all’attività di monitoraggio statistico degli obiettivi nazionali
di consumo di energia da FER avviate ai sensi del D.Lgs. 28/2011, art. 40, con particolare
riferimento alle grandezze relative ai settori termico e trasporti.
11.3 I SERVIZI SPECIALISTICI
PER LA PUBBLICA AMMINISTRAZIONE
La Legge n. 99/2009 stabilisce che le Pubbliche Amministrazioni possono rivolgersi al
GSE per la fornitura di servizi specialistici in campo energetico. Con apposito atto di in-dirizzo
del 29 ottobre 2009, il Ministro dello Sviluppo Economico ha definito le modalità
con cui il GSE può fornire tali servizi:
◦◦ per le Amministrazioni centrali dello Stato e gli organi costituzionali, il supporto
si può concretizzare in consulenza per applicazioni specifiche e interventi presso
le loro sedi istituzionali, riguardanti l’efficienza energetica (EE) e le fonti rinnova-bili
(FER);
◦◦ per le Regioni e le Province autonome, la consulenza può riguardare gli aspetti
informativi dello sviluppo territoriale delle fonti rinnovabili e delle relative forme
di incentivazione;
◦◦ per i Comuni, i servizi possono essere forniti di norma in affiancamento all’ANCI,
in conformità a un Protocollo d’intesa.
I servizi specialistici in campo energetico possono riguardare i seguenti argomenti:
◦◦ promozione, diffusione e sviluppo delle fonti rinnovabili e della cogenerazione;
◦◦ meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonti rin-novabili
e da impianti cogenerativi, incluse le modalità e le condizioni di accesso
agli stessi;
◦◦ efficienza energetica, in particolare tramite il ricorso alle fonti energe-tiche
rinnovabili.
L’azione di supporto del GSE alla PA si articola in attività specialistiche di ingegneria
energetica, definite da protocolli d’intesa e convenzioni, e in azioni informative e for-mative
volte a diffondere una cultura dell’energia compatibile con le esigenze dell’am-biente
ed a trasmettere conoscenze specifiche sui meccanismi di incentivazione, sulle
tecnologie di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e di Cogenerazione ad
Alto Rendimento.
Inoltre nel 2013, a sostegno dell’attuazione della Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza
energetica, sono state eseguite le seguenti attività:
◦◦ attività finalizzate alla valorizzazione della gestione energetica degli edifici del
GSE, anche in chiave di diffusione di buone pratiche;
◦◦ analisi sullo scenario di attuazione delle nuove norme UE in materia di riqualifica-zione
energetica degli edifici della PA, sugli strumenti di intervento già disponibili
e sul ruolo degli attori presenti in questo ambito;
◦◦ ricognizione funzionale ad inquadrare, sotto il profilo normativo e tecnico, il tema
della riqualificazione energetica degli edifici vincolati, inclusa una raccolta di casi
di interventi di efficienza energetica e/o fonti rinnovabili già realizzati in edifici
storici vincolati, pubblici, in Italia;
◦◦ impostazione delle attività di informazione per la promozione della riqualificazione
energetica degli edifici della PA tramite la diffusione di buone pratiche in termini
di interventi, diagnosi energetiche e contrattualistica.

140
I servizi specialistici per la Pubblica Amministrazione
SUPPORTO ALLA PA CENTRALE
Nel 2013 è stata fornita consulenza sui temi della produzione di energia elettrica e ter-mica
da rinnovabili, della cogenerazione e dell’efficienza energetica, anche per l’indivi-duazione
delle migliori soluzioni tecnico-economiche e contrattuali e per la redazione di
avvisi pubblici riguardanti la realizzazione di interventi e impianti. In particolare:
◦◦ con la convenzione stipulata tra il GSE e il Senato della Repubblica Italiana è stato
fornito supporto per la definizione delle esigenze specifiche in merito alla realiz-zazione,
su immobili di proprietà, di interventi di efficienza energetica e di impianti
alimentati a FER (principalmente utilizzanti la tecnologia fotovoltaica), compresa
l’analisi tecnico-commerciale e il supporto nella fase di predisposizione della docu-mentazione
di gara e contrattuale; sono stati inoltre definiti i contenuti per la pre-disposizione
di documentazione informativa, per uso interno all’Amministrazione,
in tema di efficienza e sostenibilità energetica negli edifici pubblici di proprietà;
◦◦ nell’ambito del Programma Operativo Interregionale “Energie rinnovabili e ri-sparmio
energetico” 2007-2013[2] (POI Energia), è stato supportato il Ministero
dello Sviluppo Economico mediante la partecipazione a commissioni tecniche per
la valutazione delle istanze presentate ai sensi degli avvisi pubblici per il finanzia-mento
di progetti per la produzione di energia da fonti rinnovabili su edifici pub-blici
(bando maggio 2010, bando “Progetti esemplari”, bando “Progetto JUSTI CE”);
◦◦ con la convenzione stipulata tra il GSE e il Ministero degli Affari Esteri, è stato
fornito supporto specialistico per l’analisi preliminare di alcune opportunità per
la realizzazione, presso sedi estere (Ambasciate e Consolati), di interventi di effi-cienza
energetica e di produzione di energia elettrica da FER;
◦◦ alla fine del 2013 sono state avviate le attività relative alle convenzioni con la
Presidenza della Repubblica, Agenzia del Demanio e Coni Servizi S.p.A.
SUPPORTO ALLE ALTRE PA
Alle Pubbliche Amministrazioni territoriali (Regioni e Province Autonome e grandi
Comuni) sono stati erogati corsi di formazione sui temi dello sviluppo delle energie rin-novabili,
della cogenerazione e dell’efficienza energetica, in base alle modalità definite
dall’atto di indirizzo del MiSE del 29 ottobre 2009 e dal D.Lgs. n. 28/2011. Oltre a for-nire
le necessarie informazioni, anche di dettaglio, sulle fonti rinnovabili e sui relativi
meccanismi di incentivazione, le giornate hanno consentito la presentazione di tutte le
attività svolte dal GSE, con particolare riferimento a quelle definite dal D.Lgs. n. 28/2011,
che promuove tra l’altro le collaborazioni tra amministrazioni finalizzate allo scambio di
informazioni, dati e buone pratiche per l’attuazione delle politiche nazionali in tema di
È stata inoltre fornita consulenza in merito alla realizzazione di impianti alimentati a fonti
rinnovabili, principalmente fotovoltaici, supportando le Amministrazioni nell’analisi dei
consumi energetici dei propri edifici, nell’identificazione delle criticità sotto il profilo
energetico e nella valutazione tecnico-economica preliminare degli interventi.
[2] Il POI Energia è un programma di sostegno, finanziato da fondi comunitari e nazionali, per le Regioni italiane
Obiettivo “Convergenza”, concertato tra il Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE), il Ministero dell’Ambien-te
(MATTM), le Regioni Obiettivo “Convergenza” ed un nutrito partenariato economico e sociale. Obiettivo del
programma è quello di aumentare la quota di energia consumata proveniente da fonti rinnovabili e migliorare
l’efficienza energetica, promuovendo le opportunità di sviluppo locale, integrando il sistema di incentivi messo a
disposizione dalla politica ordinaria, valorizzando i collegamenti tra produzione di energie rinnovabili, efficienta-mento
e tessuto sociale ed economico dei territori in cui esse si realizzano.

12
ATTIVITÀ INTERNAZIONALI
E DI SOSTEGNO ALLA FILIERA

ATTIVITÀ INTERNAZIONALI E DI SOSTEGNO
ALLA FILIERA 12
Se il 2013 può essere considerato un anno particolarmente significativo per il dibattito
sulle politiche energetiche europee, lo è stato di conseguenza anche per le attività
internazionali condotte dal GSE, declinate principalmente nella partecipazione ad orga-nizzazioni
intergovernative ed associazioni internazionali volontarie, e nel lavoro svolto
nell’ambito di progetti finanziati dalla Commissione europea.
Le attività sono state accompagnate da un’attenta osservazione del dibattito internazio-nale
sui temi dell’energia, del clima e della sostenibilità e da un costante monitoraggio
della legislazione dell’Unione europea di settore (in particolare mercato interno dell’e-nergia,
fonti rinnovabili, efficienza energetica e clima) al fine di individuare novità di
interesse, anche sotto il profilo interpretativo, con potenziale impatto sulle attività del
GSE e sulle politiche energetiche nazionali.
L’attività internazionale si svolge in costante dialogo con il Ministero dello Sviluppo
Economico che frequentemente la indirizza o, più in generale, si avvale del GSE come
strumento tecnico operativo per la realizzazione e/o la partecipazione ad iniziative in-tergovernative,
nonché per il presidio dei principali fora di discussione internazionali e
nell’ambito dell’Unione europea, sul clima e sulla sostenibilità energetica, che possano
avere impatti sulle scelte di politica energetica nazionali.
12.1 COLLABORAZIONI NELL’AMBITO
DI INIZIATIVE E ORGANIZZAZIONI
Nel corso del 2013, si è consolidata la partecipazione del GSE ai lavori delle principali
organizzazioni intergovernative di settore quali l’International Energy Agency (IEA)[1] e
l’International Renewable Energy Agency (IRENA)[2].
È proseguito l’impegno del GSE nell’ambito del Working Party on Renewable Energy
Technology (cd. REWP) della IEA, piattaforma di dialogo tra i governi dei Paesi membri
dell’Agenzia su aspetti rilevanti per lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili e la loro
integrazione nel mercato energetico. Nel 2013 da questa partecipazione è nata l’idea di
portare avanti un’analisi delle politiche di settore condivisa con la Divisione Rinnovabili
della IEA e finalizzata ad una prima valutazione tecnica degli impatti del mix di politiche
adottate dagli Stati membri europei in attuazione del Pacchetto Clima – Energia al 2020.
Inoltre, su indicazione del Ministero dello Sviluppo Economico, sono state poste le pre-messe
per il coordinamento di un’iniziativa finalizzata all’individuazione e alla divulgazione
a livello nazionale dei risultati raggiunti nell’ambito degli Implementing Agreement (IA) tec-nologici
di riferimento, ai quali il GSE partecipa in maniera diretta o tramite la propria
controllata RSE (IA su fotovoltaico, bioenergie, ocean energy systems, smart grids, ecc.).
Nel 2013, il Ministero degli Affari Esteri, d’intesa con il Ministero dello Sviluppo
Economico, ha indicato il GSE quale focal point tecnico nazionale per le attività svolte
da IRENA. Ciò ha comportato l’intensificarsi del contributo del GSE ai tavoli di lavoro
di IRENA e alle riunioni degli organismi di governance dell’Agenzia. Il GSE ha proposto
spunti per la definizione del piano di attività dell’Agenzia per il biennio 2014-2015, te-nendo
conto della propria esperienza operativa settoriale, delle priorità indicate dalla
Strategia Energetica Nazionale (SEN) delle esigenze di espansione verso mercati esteri
[1] L’International Energy Agency (IEA) è un’organizzazione internazionale istituita nel 1974 nel quadro OCSE a seguito
della prima crisi petrolifera e avente sede a Parigi. L’Italia è tra i 16 Paesi fondatori dell’Agenzia che ad oggi conta
28 Paesi aderenti.
[2] L’International Renewable Energy Agency (IRENA) è un’organizzazione intergovernativa nata nel 2009 con l’obiettivo
principale di promuovere e favorire la diffusione delle energie da fonti rinnovabili a livello internazionale e in parti-colare
nei Paesi in via di sviluppo.

12 Attività intaenrz ioaln i e di sostegn o aall filiaer 145
Collaborazioni nell’ambito di iniziative e organizzazioni
delle imprese italiane riscontrate nell’ambito delle proprie attività istituzionali e dell’i-niziativa
Corrente. Inoltre ha contribuito alla revisione della pubblicazione di punta
dell’Agenzia, REthinking Energy, ed ha fornito supporto tecnico ed analitico per la par-tecipazione
dell’Italia all’iniziativa REMAP 2030 – A Renewable Energy Roadmap, avviata
nel 2012 allo scopo di contribuire agli obiettivi dell’iniziativa Sustainable Energy 4 All
lanciata dal Segretario Generale delle Nazioni Unite Ban-Ki Moon. Nel 2013, inoltre, il
GSE ha avviato ufficialmente l’adesione alla IRENA Costing Alliance, iniziativa avente
quale obiettivo principale la raccolta di dati sui costi e le prestazioni delle tecnologie
rinnovabili e ha ottenuto la nomina (confermata a inizio 2014) di un proprio funzionario
come rappresentante dell’Italia nel team di esperti internazionali individuato da IRENA
per la valutazione tecnica di progetti finanziati dall’Abu Dhabi Fund for Development.
Nel corso dell’anno è stata data continuità anche alle attività focalizzate sull’area me-diterranea,
strategica per il sistema energetico nazionale soprattutto a valle dell’appro-vazione
della Strategia Energetica Nazionale. Ciò in particolare attraverso la partecipa-zione
al lavoro di associazioni volontarie quali l’Observatoire Méditerranéen de l’Energie
(OME)[3] e Renewable Energy Solutions for the Mediterranean (RES4MED)[4] ed a quello
nell’ambito di iniziative intergovernative, quale è l’Unione per il Mediterraneo[5].
La presenza in ambito OME ha consentito al GSE di monitorare il mercato energetico dei
paesi dell’area MENA (Middle East and North Africa) per offrire contributi al dibattito na-zionale
rinvigorito dalla SEN sul tema dell’integrazione del mercato energetico europeo
con quello dell’area MENA, nonché a supporto delle imprese del Progetto Corrente.
Tale tema nel 2013 è stato particolarmente significativo ed oggetto di ampio dibattito
anche in sede europea, in particolare con riferimento ai Meccanismi di Cooperazione
identificati dalla Direttiva 2009/28/CE, che prevedono la possibilità di conseguire gli
obiettivi nazionali in materia di fonti rinnovabili attraverso progetti comuni realizzati dai
Paesi UE con uno o più Paesi terzi e per i quali a novembre 2013 sono state approvate
Linee Guida europee.
RES4MED ha invece offerto al GSE nel corso dell’anno una piattaforma per programmi
di formazione sulle tematiche energetiche rivolti anche ai Paesi della sponda sud del
Mediterraneo, interessante anche al fine di facilitare l’accesso delle imprese italiane alle
iniziative locali per lo sviluppo del settore energetico.
Nel 2013 il GSE ha continuato ad essere attivamente presente anche sul fronte dell’As-sociation
of Issuing Bodies (AIB)[6], confermando la propria presenza nel General Meeting
e nei diversi gruppi di lavoro: Internal Affairs (WGIA), External Affairs (WGEA), Systems
(WGS). In virtù del completo allineamento della legislazione italiana alle disposizioni
europee in materia di Garanzia di Origine (GO) e della conformità, a livello operativo, del
sistema italiano allo standard di certificazione EECS, nel corso del 2013 la modalità di
adesione del GSE all’associazione si è ampliata includendo, oltre allo schema RECS per
[3] L’Observatoire Méditerranéen de l’Energie (OME) è un’associazione fondata nel 1988 che promuove la cooperazione
nell’ambito del bacino del Mediterraneo. Essa vede il coinvolgimento del GSE nel Renewable Energy Committee
(REC) e nell’Electricity Commitee.
[4] Renewable Energy Solutions for the Mediterranean (RES4MED) è un’associazione nata con l’obiettivo di promuovere
le energie rinnovabili, le infrastrutture elettriche necessarie al loro trasporto e misure di efficienza energetica e in
tale ambito conduce approfondimenti di carattere regolatorio nei Paesi MENA, al fine di verificarne le opportunità
di accesso agli investitori istituzionali.
[5] L’Union for the Mediterranean (UfM) è un partenariato multilaterale che mira ad aumentare il potenziale di integra-zione
e coesione tra i Paesi dell’area Euro-Mediterranea. Sono coinvolti 43 Paesi.
[6] L’Association of Issuing Bodies (AIB) è un’associazione internazionale no-profit, che promuove l’utilizzo del sistema
standard di certificazione dell’energia EECS – European Energy Certificate System. L’associazione vede la partecipa-zione
di 19 membri rappresentativi di 14 Paesi comunitari, oltre a Norvegia, Svizzera e Islanda. Fanno parte dell’AIB
i soggetti responsabili, a livello nazionale, del rilascio delle Garanzie di Origine, con la sola eccezione della Spagna,
rappresentata dall’ente responsabile della gestione del sistema RECS. La presenza in AIB di un numero rappre-sentativo
di Stati membri dell’Unione Europea e la conformità delle EECS Rules alle disposizioni della Direttiva 28
pone l’associazione in una posizione di primo piano nel contesto europeo sia per offrire uno standard di immediato
utilizzo per l’implementazione di un sistema di Garanzie di Origine da parte di Paesi non ancora in linea in tal senso
sia per garantire lo scambio internazionale di certificati in maniera affidabile.

146
12 Attività internaz Rapporto Attività 2013 ioaln i e di sostegn o aall filiaer
Partecipazione a progetti
cui la società è stata attiva fin dal 2001, anche lo schema GO. In tal modo, si è offerta
agli operatori italiani l’opportunità di accedere ad un mercato europeo di tali titoli.
12.2 CONTRIBUTO TECNICO ALLE INIZIATIVE
INTERGOVERNATIVE DI SETTORE
Nel 2013 il GSE ha svolto un’azione particolarmente intensa di supporto al MiSE nell’am-bito
del Partenariato Internazionale per la Cooperazione nell’Efficienza Energetica
IP EEC (International Partnership for Energy Efficiency Cooperation), iniziativa che pro-muove
l’adozione di misure di efficienza energetica. In particolare, il GSE è membro della
task force “IP EEC-WEACT”, che vede come capofila il MiSE e che promuove attività
di training rivolto ad alti funzionari preposti all’attuazione delle politiche di efficienza
energetica nei Paesi emergenti, attraverso l’organizzazione di seminari regionali inter-nazionali
e il successivo supporto tramite meccanismi di condivisione via web.
Il GSE ha inoltre proseguito le attività di supporto nell’ambito dell’Energy Community
Treaty e in particolare nell’ambito della Task Force strategica legata all’identificazione dei
progetti di interesse comune (lato generazione e infrastrutture) per l’area del sud est
europeo, che nel 2013 ha concluso il suo lavoro.
Il 2013 ha inoltre segnato una rinnovata collaborazione nel settore energetico tra Italia
e paesi dell’America Latina, rilanciata nell’ambito della VI Conferenza ministeriale “Italia
– America Latina”, cui il GSE è stato chiamato, da MiSE e MAE, a fornire un contributo
tecnico e a coinvolgere le piccole e medie imprese italiane del settore delle rinnovabili
e dell’efficienza energetica interessate ai mercati oltreoceano.
12.3 PARTECIPAZIONE A PROGETTI
L’impegno del GSE in ambito internazionale si traduce anche nell’adesione a diversi pro-getti
volti all’approfondimento, allo studio e alla condivisione di esperienze in materia di
fonti rinnovabili, efficienza energetica e certificazione del mix energetico.
Il progetto comunitario Concerted Action on the implementation of the RES directive
(CA-RES), finanziato dalla Commissione europea nell’ambito dell’IEE – Intelligent Energy
Europe, si pone come obiettivo principale quello di definire lo stato dell’arte nell’imple-mentazione
della Direttiva 28/2009/CE in materia di fonti rinnovabili e far dialogare
gli Stati membri (tutti gli Stati membri vi partecipano), in modo da facilitare lo scambio
di buone pratiche, la condivisione di interpretazioni normative, esperienze e soluzioni
efficaci a problemi comuni, e, in definitiva, il raggiungimento degli obiettivi comunitari.
Alle riunioni periodiche partecipano peraltro funzionari della Commissione europea per
cui si creano anche le occasioni per un confronto libero e informale su temi di vasto
interesse. La prima fase del progetto, della durata di tre anni, si è conclusa a luglio 2013,
mese in cui è però partita una seconda fase che vede sempre il GSE partecipare al
progetto in qualità di ente delegato dal MiSE per l’Italia. La seconda edizione triennale
del progetto, attualmente in corso, è articolata su 7 gruppi di lavoro, di cui peraltro uno,
molto importante, relativo agli schemi di supporto per l’elettricità prodotta da fonti rin-novabili
ma nel quale si discutono anche in generale gli obiettivi europei, è presieduto
proprio dall’Italia, tramite il GSE, insieme alla Germania.
Nel corso del 2013 il GSE ha anche continuato a svolgere le attività previste nell’am-bito
del progetto internazionale “PV Parity”, finanziato anch’esso dall’IEE. Obiettivo del
progetto è l’identificazione degli strumenti che potrebbero affiancare o sostituire le

Il progetto Corrente
politiche di sostegno in essere per la diffusione e l’integrazione delle fonti rinnovabili
in Europa con particolare riferimento al fotovoltaico. Nell’ambito del progetto è stato
sviluppato uno strumento di simulazione per il calcolo della competitività del fotovol-taico
in un set di Paesi selezionati; l’attività principale del GSE si è incentrata sull’analisi
dello scenario regolatorio e dell’impatto dei programmi di sostegno sui mercati e sulle
reti elettriche e la riflessione su incentivi alternativi a quelli esistenti per la produzione
di energia da fonte fotovoltaica importata dai Paesi MENA.
In relazione ai temi legati all’applicazione del D.M. 31 luglio 2009 sulla certificazione del
mix energetico, il GSE ha ulteriormente rafforzato il proprio impegno in ambito interna-zionale
attraverso la partecipazione al progetto RE-DISS (Reliable Disclosure), finanziato
dalla Commissione europea e che, nel corso del 2013, ha dato avvio alla seconda fase
(RE-DISS II ) che si concluderà nel 2015.
Sempre con riferimento a tale ambito di attività, la società è membro del gruppo di la-voro
tecnico del CEN/CENELEC dedicato alle “Garanzie d’Origine e certificazioni ener-getiche”,
con l’obiettivo di definire uno standard di certificazione dell’energia elettrica
mediante Garanzie di Origine. A seguito della pubblicazione della Direttiva 2012/27/UE
sull’efficienza energetica, si è ritenuto opportuno rivalutare alcuni elementi dello stan-dard
al fine di rendere coerente lo stesso con le nuove disposizioni legate alla Garanzia
di Origine per la cogenerazione. Ciò ha comportato uno slittamento nella pubblicazione
dello standard, comunque attesa per il 2014.
12.4 MONITORAGGIO DELLE POLITICHE EUROPEE
E INTERNAZIONALI PER L’ENERGIA E IL CLIMA
In coerenza con le attività svolte a livello nazionale, il GSE supporta i Ministeri compe-tenti
nel monitoraggio e nella partecipazione a processi negoziali, conferenze e incontri
in contesti internazionali in materia di energia, cambiamenti climatici e “low carbon eco-nomy”,
con impatto sugli scenari energetici globali e in particolare sullo sviluppo di
Tali attività sono svolte di concerto con il Dipartimento Energia del Ministero dello
Sviluppo Economico e in supporto alla Direzione Generale per la Mondializzazione e le
Questioni Globali del Ministero degli Affari Esteri.
Inoltre, in virtù delle funzioni che ricopre nella gestione nazionale del Sistema europeo
per lo scambio dei diritti di emissione di gas serra, il GSE monitora le relative atti-vità
di regolazione a livello europeo, che vedono coinvolti Commissione, Consiglio e
Parlamento europeo e Climate Change Committee.
12.5 IL PROGETTO CORRENTE
Corrente è un’iniziativa realizzata nel 2010 dal GSE con il supporto del Ministero dello
Sviluppo Economico che aggrega, promuove e valorizza la filiera italiana cleantech con-tribuendo
alla creazione di un “Sistema Paese Italia” delle rinnovabili e dell’efficienza
energetica in sinergia con diversi partner istituzionali.
Corrente, oltre ad essere un portale web dedicato alla filiera green italiana
(http://corrente.gse.it), è un progetto ad adesione gratuita e volontaria aperto a tutte le
imprese italiane, le startup e ai centri di ricerca che desiderano sviluppare e rafforzare
la propria competitività tecnologica e commerciale.

148
Nel 2013 Corrente ha visto crescere notevolmente le proprie iniziative e gli iscritti, con-tando
a dicembre 2013 circa 1897 imprese. Il trend di crescita positivo è riconducibile alle
molteplici attività e servizi proposti agli aderenti nel corso del 2013, che hanno benefi-ciato
di una serie di iniziative dedicate quali: avvio di osservatori sui mercati obiettivo;
iniziative di informazione e promozione; attività dedicate alle startup cleantech; Europa
e finanziamenti comunitari; iniziative di B2B e matchmaking; eventi fieristici; pubblica-zione
dei principali bandi di gara settoriali e informazioni sulle opportunità offerte dai
mercati nazionali e internazionali.
GLI ADERENTI, IL PORTALE, I SERVIZI INFORMATIVI
Le aziende iscritte a Corrente rappresentano un fatturato complessivo di oltre 25 mi-liardi
di euro e sono espressione di tutte le filiere energetiche di settore: energia solare,
eolica, idrica, bioenergie, geotermia, sistemi di accumulo, smart grid e mobilità sosteni-bile.
Le imprese, caratterizzate da differenti dimensioni in termini di fatturato, presen-tano
un sostanziale equilibrio di rappresentatività fra le piccole e le medie imprese. Si
segnala anche l’adesione al network di un cospicuo numero di grandi imprese che hanno
consolidato la propria posizione nel settore negli ultimi anni e che ad oggi costituiscono
alcuni dei maggiori attori industriali a livello nazionale.
Figura 12-73 ANDAMENTO DELLE ADESIONI A CORRENTE
0 37 350 529 599 650 1030 1283 1349 1486 1700 1870
Giu 2010 Ago 2010 Ott 2010 Dic 2010 Feb 2011 Mar 2011 Mag 2011 Lug 2011 Set 2011 Dic 2011 Dic 2012 Set 2013
Il portale di Corrente (http://corrente.gse.it) è uno strumento di aggregazione delle re-altà
imprenditoriali e industriali presenti sul territorio italiano; è una piattaforma a dispo-sizione
degli aderenti ai quali offre diversi servizi, tra cui la ricerca avanzata di prodotti e
servizi delle imprese aderenti, la pubblicazione di news ed eventi di interesse, nonché la
divulgazione di studi di settore, analisi dei trend di mercato e, infine, il supporto dedicato
alle iniziative imprenditoriali italiane.
Corrente offre alle imprese aderenti:
◦◦ News: il portale è aggiornato con notizie, informazioni, eventi, anche suggeriti
direttamente dalle imprese aderenti;
◦◦ Newsletter: la newsletter, inviata agli aderenti ogni quindici giorni, propone
una selezione delle principali news su tematiche di interesse relative al mondo
delle rinnovabili, le opportunità di internazionalizzazione e le attività sviluppate
nell’ambito dei vari gruppi di lavoro;
◦◦ Ricerca partner tecnologici, finanziari e commerciali: per favorire l’aggregazione
e la promozione della filiera italiana presso soggetti terzi, Corrente supporta gli
2.000
1.600
1.200
800
400
0
+190%
da marzo 2011

aderenti nella ricerca di potenziali partner tecnologici, finanziari e commerciali
sia direttamente che attraverso il coinvolgimento dei suoi partner istituzionali.
LE ATTIVITÀ NEL 2013
Nel corso del 2013 il Progetto Corrente ha contribuito a promuovere la filiera italiana
a livello nazionale e internazionale non solo con l’invio di newsletter informative, ma
anche attraverso la realizzazione di oltre 30 iniziative dedicate, volte a presentare le
opportunità offerte dai mercati esteri. Corrente ha favorito la collaborazione tra PMI e
centri di ricerca, creando opportunità e facilitando i contatti per contribuire alla crescita
dell’industria italiana delle energie rinnovabili in Italia e nel mondo. Tutte le attività sono
state sviluppate in forte sinergia con diversi partner istituzionali.
Figura 12-74 PANORAMA DELLE PRINCIPALI INIZIATIVE E PARTNER DEL PROGETTO CORRENTE NEL MONDO
# Imprese partecipanti
4
5
6
7
8
9
13
15 14 10
11
12
16
3
2
1
10
60
55
30
40
EUROPA AMERICA
4 Missione imprenditoriale
150
110
e Smart Grid Week Conference
MiSE, Ambasciata Canada, ICE,
Confindustria
Cleantech IPO forum – Londra
Borsa italiana, London Stock Exchange
Italy-USA Green economy Day
New York
Infoday nazionali bandi energia
APRE, MiSE
Corrente Day: focus Romania MAE, MiSE, ICE
Camera di Commercio italiana
in Romania
Attività e gruppo lavoro Brasile
ANIE
Forum sulle energie rinnovabili e
l’efficienza energetica in America Latina
MAE
America Latina protagonista del
XXI secolo: Incontro e opportunità
IILA
1
2
3
5
6
Corrente per il Sudamerica
Banca Interamericana di Sviluppo
7
8
9
4
ASIA MENA
33
10
35
16
10
13 World Future Energy Summit
Gruppo di lavoro Arabia Saudita
Confindustria, ICE, MiSE
AFRICA
Osservatorio India ICE-GSE e CEM4
ICE, MiSE
World Smart Energy Week 2012
Tokyo
Ambasciata d’Italia in Giappone, ICE
Il Marocco incontra le eccellenze
italiane dell’energia solare
UNIDO
Corrente Day: focus Giappone
Camera di Commercio italiana in Giappone
15
2012/2013 – EAU
Ambasciata d’Italia negli EAU, ICE
10 14
11
12
OCEANIA
Australia:
Infoday opportunità di investimento
CCIM, Consolato australiano
16
30
50
20

150
Le iniziative svolte nel corso del 2013, alle quali hanno partecipato oltre 500 imprese,
sono di seguito illustrate nel dettaglio, suddivise per area geografica di riferimento o
settore di interesse.
AVVIO DI OSSERVATORI ICE-GSE IN INDIA E MEDIO ORIENTE
Con lo scopo di monitorare, presidiare e diffondere le opportunità di business nei mer-cati
emergenti e dare avvio a nuovi investimenti, nel mese di ottobre 2013 sono stati
attivati due Osservatori presso gli uffici ICE di Nuova Delhi e di Dubai. I due Osservatori
beneficiano di un Trade Analyst messo a disposizione dal rispettivo ufficio ICE e mirano
a perseguire congiuntamente le seguenti attività: fornire alle aziende del settore in-formazioni
aggiornate utili per entrare nel mercato di riferimento (normativa, bandi di
gara, opportunità R&D) attraverso una newsletter periodica che recepisce le indicazioni
delle imprese partecipanti; supportare le stesse imprese nella ricerca di partner locali;
organizzare iniziative settoriali congiunte.
INDIA
Al fine di coinvolgere attivamente la filiera industriale italiana, recepire le esigenze delle
imprese partecipanti, suggerire le azioni prioritarie da implementare nell’ambito del
progetto e favorire le occasioni di aggiornamento e partecipazione, il GSE, in sinergia
con l’ICE e il Ministero dello Sviluppo Economico, ha aggregato le imprese italiane inte-ressate
a partecipare alle iniziative previste dall’Osservatorio di Nuova Delhi attraverso
la creazione di un gruppo di lavoro (GDL).
Per il mercato indiano hanno espresso interesse a prendere parte al relativo GDL 33
aziende italiane, con la realizzazione delle seguenti iniziative settoriali:
◦◦ incontri del GDL;
◦◦ partecipazione alla Clean Energy Ministerial IV in India;
◦◦ missioni dell’Ambasciata d’Italia in India e dell’ICE a Nuova Delhi.
EMIRATI ARABI UNITI
Per recepire le esigenze delle imprese italiane e avviare le attività dell’Osservatorio
degli Emirati Arabi Uniti (EAU), il GSE ha costituito un GDL dedicato ad aggregare le
imprese italiane interessate al mercato emiratino. Diverse le attività dedicate, sviluppate
in sinergia con i partner istituzionali:
◦◦ fiera World Future Energy Summit 2013;
◦◦ missione di Sistema negli EAU.
Sono attive nel GDL EAU 26 imprese italiane.
ARABIA SAUDITA
Con lo scopo di esplorare le opportunità offerte dal settore cleantech in Arabia Saudita,
dove sono state pubblicate le linee guida del piano energetico nazionale che diverrà
operativo a partire dalla seconda metà del 2014, Corrente ha avviato un GDL. Attraverso
la raccolta di informazioni sulle 50 imprese interessate al mercato, i loro profili aziendali
e i loro desiderata, è stato delineato un percorso congiunto per la realizzazione di azioni
sistemiche di supporto nel loro accesso al mercato:
◦◦ incontro informativo in Arabia Saudita;
◦◦ fiera Saudi Energy 2013 in Arabia Saudita.

AMERICA LATINA E CARAIBI
Sono state realizzate 4 iniziative settoriali volte a informare le imprese italiane della
green economy circa le opportunità offerte dall’America Latina e dai Caraibi. Sono
100 le aziende cleantech italiane coinvolte in attività che spaziano dalle giornate in-formative
alla costituzione di un GDL Brasile. In particolare, le attività condotte sono
le seguenti:
◦◦ individuazione di opportunità nei Caraibi per le aziende cleantech italiane;
◦◦ organizzazione di un seminario sulle opportunità offerte dalle rinnovabili in
Brasile e avvio del relativo GDL;
◦◦ partecipazione al Consiglio di Cooperazione italo-brasiliano;
◦◦ partecipazione al workshop “L’energia elettrica e le reti di trasmissione come fat-tore
di sviluppo sostenibile ed integrazione dell’America Latina”.
AFRICA
In occasione della visita in Italia dei rappresentanti dell’IFC (International Finance
Corporation della World Bank), è stato organizzato – presso la sede del Ministero
dello Sviluppo Economico – un incontro informativo sul progetto Lighting Africa, con
l’obiettivo di presentarlo agli operatori italiani attivi nei settori degli impianti di illu-minazione
a led, dei sistemi di ricarica di dispositivi elettronici, dei sistemi di cottura
e dei sistemi di accesso all’energia off-grid. Hanno preso parte all’iniziativa circa 30
imprese italiane.
AREA EUROPA E FINANZIAMENTI COMUNITARI
Sono state realizzate 4 iniziative settoriali volte a informare le imprese italiane della
green economy sulle opportunità di finanziamento offerte dalla nuova programmazione
europea 2014-2020. Dai bandi di gara alle call for proposals europee fino alle oppor-tunità
di finanziamento dedicate alla ricerca e all’innovazione nel settore energetico:
◦◦ workshop: “Verso HORIZON 2020: un think tank italiano nel settore cleantech per
promuovere la filiera e la ricerca nazionale in Europa”;
◦◦ bollettino Energia – Europa;
◦◦ Digital Energy Tour 2013;
◦◦ attività di Europrogettazione;
◦◦“aperitivi dell’innovazione”.
ATTIVITÀ DI FORMAZIONE – MED IMPACT WORKSHOP
Iniziativa organizzata da GSE e OME – Observatoire Méditerranéen de l’Energie, con lo
scopo di presentare agli operatori italiani del settore cleantech il Med-Impact tool, stru-mento
sviluppato dall’OME a supporto degli operatori che desiderano investire nel
settore solare nell’aria MENA.
AMERICA DEL NORD E ASIA
Iniziative dedicate a favorire le opportunità di collaborazione tra le imprese italiane delle
energie rinnovabili e le controparti provenienti da Canada, Cina, Giappone, Indonesia,
Singapore e Malesia:
◦◦ missione di Sistema in Indonesia;
◦◦ fiera Tokyo Renewable Energy 2013 in Giappone;
◦◦ visita delegazione ministeriale Singapore;
◦◦ missione imprenditoriale in Malesia e Singapore;
◦◦ missione imprenditoriale in Canada.

152
INFO DAY
Visto l’alto interesse delle imprese aderenti a Corrente verso lo sviluppo delle rinnovabili
in diversi Paesi esteri, i relativi sistemi di incentivazione sono stati illustrati nell’ambito
di 4 seminari, organizzati in sinergia con i partner istituzionali e le controparti straniere:
◦◦“Le opportunità offerte dallo sviluppo delle rinnovabili in Turchia”;
◦◦“Italy-Malaysia Green Economy Day”;
◦◦“I fattori determinanti per gli investimenti in energie rinnovabili in Romania”;
◦◦“Le rinnovabili in Australia, opportunità d’investimento”.
Hanno preso parte alle giornate informative circa 200 imprese italiane.
STARTUP CLEANTECH – INIZIATIVA CLEANSTART
Corrente, a seguito delle indicazioni del Ministero dello Sviluppo Economico, ha dedi-cato
alle startup del settore energetico iscritte all’apposita sezione speciale del Registro
delle imprese come da Decreto “Crescita 2.0”, l’iniziativa Cleanstart, che prevede l’atti-vazione
di servizi dedicati a queste nuove realtà imprenditoriali, con l’obiettivo di assi-sterne,
valorizzarne e promuoverne lo sviluppo e la visibilità.
Tra i nuovi servizi su misura per le startup previsti da Cleanstart sono inclusi: iniziative di
formazione finalizzate alla partecipazione ai bandi europei del settore energia; assistenza
nell’attività di ricerca di partner tecnologici, finanziari e commerciali; organizzazione di
iniziative dedicate al mondo delle startup alla presenza di investitori di venture capital.

13
ATTIVITÀ
INFORMATIV E

Attività inf orma tive 13
13.1 IL CONTACT CENTER DEL GSE
Il GSE, con la propria struttura di Contact Center, fornisce agli operatori di settore infor-mazioni
sulle modalità di accesso agli incentivi e offre supporto in merito alla gestione
delle convenzioni in essere.
Nel corso del 2013 hanno avuto particolare impatto sul Contact Center le richieste rela-tive
alle tematiche di seguito riportate.
◦◦ Meccanismi di incentivazione dell’energia prodotta dalle fonti rinnovabili, con par-ticolare
riferimento all’operatività del D.M. 6/7/2012 relativo all’incentivazione
della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dal fo-tovoltaico
entrati in esercizio dal 1º gennaio 2013 e relativa apertura del portale
informatico e registri dedicati.
◦◦ Meccanismi di incentivazione dell’energia solare fotovoltaica – servizio FTV : il
servizio consiste nel fornire assistenza e supporto nell’espletamento degli adem-pimenti
tecnico-procedurali, propedeutici all’accesso agli incentivi per l’energia fo-tovoltaica
prodotta. Il raggiungimento a giugno 2013 del plafond, pari a 6,7 miliardi
di euro, per l’incentivazione degli impianti fotovoltaici (Delibera AEEG 250/13) ha
portato al termine delle richieste di incentivo, ad eccezione dei Comuni colpiti dal
sisma del maggio 2012.
◦◦ Riconoscimento della Cogenerazione ad Alto Rendimento, nonché modalità di
integrazione dei nuovi impianti nel sistema elettrico – servizio FER-CAR (Delibera
AEEGSI n. 312/07). Il servizio si sostanzia nel fornire supporto nell’interpretazione
applicativa della normativa sulle fonti di energia rinnovabili e sui meccanismi per
la qualificazione degli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento.
◦◦ Ritiro Dedicato dell’energia prodotta da fonti rinnovabili – servizio RID. Il ser-vizio
garantisce assistenza ai clienti per l’accesso al regime di Ritiro Dedicato
dell’energia.
◦◦ Meccanismi di accesso al regime di Scambio sul Posto – servizio SSP: il servizio
informativo interessa i titolari di impianti che intendono compensare il valore as-sociabile
all’energia elettrica prodotta e immessa in rete con il valore associabile
all’energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello in
cui avviene la produzione.
◦◦ Meccanismo di incentivazione con i Certificati Verdi.
◦◦ Meccanismo di incentivazione con i Certificati Bianchi con particolare riferimento
all’operatività del D.M. 28/12/2012 relativo al meccanismo di incentivazione tra-mite
i Certificati Bianchi, attività gestita fino al 2012 dall’AEEGSI.
◦◦ Meccanismo di incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinno-vabili
ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni legato all’opera-tività
del D.M. 28/12/2012.
◦◦ Sistemi di immissione in consumo dei biocarburanti.
◦◦ Gestione ed emissione delle Garanzie di Origine a seguito della qualifica IGO
dell’impianto a fonte rinnovabile.
◦◦ Assistenza all’utilizzo del nuovo portale per l’accesso agli applicativi informatici,
reso disponibile sul sito aziendale per la gestione, da parte dei clienti, dei propri
rapporti commerciali con il GSE – servizio AP.
Nel 2013 il numero di richieste pervenute al Contact Center si è mantenuto stabile ri-spetto
ai due anni precedenti, attestandosi poco sopra il milione.
Gli operatori di settore possono contattare il GSE tramite i numeri verdi, le mail, il sito
Internet, i fax, le fiere e, nel 2013, si è aggiunto il canale Twitter. Complessivamente i due
terzi delle richieste giungono via telefono, con una media di arrivi giornalieri di 2.000
telefonate e 1.000 mail.

13 Attività ifn oamr tive 157
Il Contact Center del GSE
130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
83.830 87.862 104.209 105.223 123.382 101.630 119.831 73.727 85.064 83.812 70.653 53.977
Scambio sul Posto
Servizio Energetici
Ritiro Dedicato e TO 2008
Efficienza (CB, CT, CAR)
FER (IAFR, TFO, CV)
Conto Energia
Info GSE e Non Pertinenti
Figura 13-75 ANDAMENTO DEI CONTATTI IN ENTRATA PER L’ANNO 2013 PER MESE, CON DETTAGLIO PER SERVIZIO
17.167
1.020
14.401 1.118
15.353 8.232
19.228
12.854
887
5.892
5.689
1.164
6.800
3.381
6.767
10.251
11.207
393
7.616
956
10.837
13.984
4.685
2.019
3.336
2.196
3.667
2.492
2.778
2.587
2.809
4.134
1.031
6.318
1.880
2.182
532
3.934
2.750
1.270
350
4.371
3.944
1.520
67.886
61.838
77.725
68.140
62.309
55.457
2.114
50.636
43.340
48.373
12.128
13.560
18.723
10.908 10.743 10.409 10.898 11.066
12.878
181
4.710
170
4.108
46.196 6.797
3.692
1.601
35.835
9.681
15.091
1.763
12.523
9.715
154
3.331
3.630
1.515
27.172
8.462
11.764

158
Rapporto Attività 2013 13 Attività ifn oamr tive
A fronte della diminuzione di richieste di supporto per la presentazione di nuove istanze,
vi è una crescita di contatti legati alla gestione delle convenzioni in essere. Poco più del
10% delle richieste sono relative a informazioni di carattere generale.
Figura 13-76 RICHIESTE GESTITE NELL’ANNO 2013, RELATIVE ALLE PRINCIPALI FASI DI PROCESSO, CON DETTAGLIO PER MESE
83.830 87.862 104.209 105.223 123.382 101.630 119.831 73.727 85.064 83.812 70.653 53.978
Presentazione e Valutazione Richiesta
Stipula della Convenzione
Gestione Contratti
Pagamenti e Fatturazione
Misure
Sistemi
Verifiche e Ispezioni
Comunicazioni e Anagrafica Clienti
130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
19.692
14.589
17.320
15.623
21.126
15.745
14.234
19.192
8.142
8.407
20.023
3.729
23.974
3.975
23.708
2.739
20.663
2.346
21.425
3.426
17.030
24.378
5.578
8.278
38.799
5.094
3.281
14.720
7.022
36.019
4.823
2.036
13.377
9.135
46.194
6.756
2.252
14.770
7.215
35.725
6.256
2.271
11.686
9.143
30.285
4.972
3.363
12.311
6.363
22.954
4.752
1.732
11.466
3.438
6.882
22.704
3.592
1.514
12.274
2.508
5.676
23.599
4.490
2.440
9.834
18.148
3.334
7.935
27.709
4.394
2.606
12.520
6.573
7.979
12.229
2.139
7.846
25.867
3.392
1.137
11.445
16.966
2.888
9.498
26.840
4.834
1.490
13.305
5.789
8.935
2.158
6.132
17.432
2.890
1.124
9.512

Il mese di maggio evidenzia la concomitanza del pagamento dei conguagli annuali per le
convenzioni di Scambio sul Posto, delle dichiarazioni di consumo per gli impianti fotovol-taici,
delle comunicazioni dei Certificati Bianchi in possesso dei produttori, della chiusura
del registro del Conto Termico, e infine dei registri e delle aste delle FER Elettriche.
Figura 13-77 RICHIESTE GESTITE NELL’ANNO 2013, RELATIVE ALLE PRINCIPALI FASI DI PROCESSO, CON DETTAGLIO PER SERVIZIO
390.000
360.000
330.000
300.000
270.000
240.000
210.000
180.000
150.000
120.000
90.000
60.000
30.000
0
155.247 226.866 38.298 90.585 56.175 353.011 25.171 91 147.757
9.955
29.865
17.774
65.509
Informazioni
generali
Presentazione e
valutazione richiesta
Stipula della
convenzione
Gestione contratti Misure Pagamenti
fatturazione
Servizio Energetici
360
15
Sistema Verifiche
e ispezioni
4.131
43.996
Comunicazioni e
anagrafica clienti
Informazioni
generali
Presentazione e
valutazione richiesta
Stipula della
convenzione
Gestione contratti Misure Pagamenti
fatturazione
Sistema Verifiche
e ispezioni
Comunicazioni e
anagrafica clienti
Scambio sul Posto
Ritiro Dedicato e TO 2008
Efficienza (CB, CT, CAR)
FER (IAFR, TFO, CV)
Conto Energia
Info GSE e Non Pertinenti
96.191
16.518
219.572
45.914
55.261
24.118
46.184
8.585
6.826
10.993
23.400
7.769
4.608
189.988
28.155
27.961
5.179
87.093
2.018
484
1.660
19
164
3.165
755
79
1
25
935
142
372
997
23
3.235
3.055
91
27

160
Il GSE ha scelto di verificare costantemente la qualità dei servizi erogati adottando, su
base volontaria, il modello organizzativo previsto dalla Delibera AEEGSI 139/07 e dalla
Norma UNI 11200:2010.
A dicembre 2012 il GSE ha conseguito la certificazione del proprio Contact Center ai
sensi della normativa UNI 11200 ed EN 15838 del 2010, che definisce i requisiti dei
centri di contatto e si propone di indicare le “migliori pratiche” focalizzate sul cliente per
promuovere lo sviluppo di servizi di alta qualità, che siano efficaci nel rispondere alle
aspettative del cliente.
Figura 13-78 PARAMETRI DEL SERVIZIO TELEFONICO PREVISTI DALLA DELIBERA AEEGSI 139/07:
Figura 13-79 PARAMETRI DEL SERVIZIO TELEFONICO PREVISTI DALLA DELIBERA AEEGSI 139/07:
PERCENTUALE DI CHIAMATE RISPOSTE SUL TOTALE DI CHIAMATE IN ATTESA
L’incremento del numero dei clienti e l’evoluzione della normativa hanno portato ad una
razionalizzazione dei processi aziendali volta ad una più efficace interazione all’interno
dell’Azienda. A tal fine è stato esteso l’utilizzo del sistema di CRM (customer relationship
management), già in uso al Contact Center, ai referenti delle altre unità aziendali per la
condivisione della relazione e dei contatti intrattenuti dal GSE con la propria clientela.
Da settembre 2013, sono stati creati dei “Poli” all’interno del sistema di CRM, ovvero un
gruppo di risorse delle Unità aziendali del GSE dedicate alle gestione delle richieste com-plesse
pervenute tramite il Contact Center. Ad oggi i poli sono 50 e le risorse operative
sul sistema di CRM sono oltre 150.
I ticket inviati ai Poli risultano essere meno del 10% delle richieste gestite, inclusi i ti-cket
denominati di “Notifica”, per i quali non è necessaria una risposta all’interlocutore
esterno. I ticket ancora aperti sono afferenti a richieste di interpretazione normativa in
via di definizione.
2m 20s
2m 00s
1m 40s
1m 20s
1m 00s
40s
20s
TEMPO MEDIO DI ATTESA PER LA RISPOSTA DELL’OPERATORE
26s 42s 1m 03s 1m 36s 2m 11s 1m 25s 1m 43s 1m 22s 54s 1m 04s 1m 06s 1m 32s
100%
98%
96%
94%
92%
90%
88%
98% 96,4% 94,6% 91,5% 88,7% 92,6% 89,8% 92,6% 95,7% 97,3% 97,3% 96%

Le attività di informazione
Figura 13-80 GESTIONE DEI TICKET INTERNAMENTE AL GSE: TICKET INVIATI IN ESCALATION AI POLI
1.243
Il GSE svolge una costante attività di informazione e formazione, in particolare per pro-muovere
la conoscenza dei diversi meccanismi di sostegno alle energie rinnovabili e
all’efficienza energetica. Tale impegno è da sempre una delle priorità del GSE e il D.Lgs.
28/2011 ha ulteriormente rafforzato il ruolo e la responsabilità del GSE in questa ot-tica,
assegnandogli il compito di rendere disponibili informazioni ad ampio spettro in
tema energetico: incentivi disponibili; costi benefici ed efficienza delle apparecchiature;
orientamenti che consentano ai progettisti di considerare adeguatamente la combina-zione
ottimale di rinnovabili ed efficienza; buone pratiche adottate nelle regioni e nelle
provincie per lo sviluppo delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica; proce-dure
e procedimenti autorizzativi adottati nelle regioni e nelle province. Lo stesso D.Lgs.
28/2011 prevede peraltro che il GSE, con le modalità previste dalla Legge 99/2009, possa
stipulare accordi con le autorità locali e regionali per elaborare programmi d’informa-zione,
sensibilizzazione, orientamento o formazione.
Molti sono gli strumenti posti in essere dal GSE per svolgere al meglio le attività di infor-mazione.
Oltre al Contact Center, le attività di ufficio stampa, il sito web e i canali social
istituzionali, la partecipazione a convegni e fiere, le lezioni di approfondimento in scuole
e università, le pubblicazioni informative.
L’organizzazione di oltre 50 eventi nel 2013 (dibattiti, incontri con le delegazioni estere
e seminari tecnici) ha avuto l’obiettivo di promuovere confronti e approfondimenti sugli
argomenti d’interesse aziendale e di consolidare i rapporti con gli interlocutori.
Nel corso del 2013 il GSE ha partecipato alle principali fiere nazionali, considerate un’im-portante
possibilità di incontro con gli operatori del settore e con tutti i cittadini inte-ressati:
la presenza costante del GSE a questa tipologia di eventi ha costituito un punto
d’ascolto e d’informazione di fondamentale importanza per l’utenza e gli addetti ai lavori.
Su indicazione dell’AEEGSI il GSE cura, inoltre, il rapporto con gli stakeholder mediante
incontri periodici svolti all’interno del Gruppo di Lavoro “Clienti e Consumatori” (C&C),
nato nel 2008 per rispondere alle aspettative dei clienti finali. Il gruppo di lavoro è
costituito, oltre che dal GSE, dal Ministero dello Sviluppo Economico, dall’Autorità per
l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico e dalle principali associazioni dei consumatori.
Nell’arco del 2013 sono stati organizzati 4 incontri che hanno avuto come principale og-getto
il Conto Termico, i Titoli di Efficienza Energetica, la sostenibilità in GSE e il relativo
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Notifica
Chiuso
Aperto
867
4.372
3.033
772
2.879
976
2.513
206 288 241 169
13.2 LE ATTIVITÀ DI INFORMAZIONE

162
Le attività di informazione
Bilancio di sostenibilità, tutto al fine non solo di informare, ma di stimolare il confronto
e recepire osservazioni.
Per quanto concerne le pubblicazioni, il GSE cura un ampio ventaglio di documenti tra
i quali l’annuale Rapporto delle Attività, il Bollettino semestrale relativo all’incentiva-zione
delle fonti rinnovabili, l’annuale Rapporto sul fotovoltaico, i periodici Rapporti sui
dati statistici, il Bilancio di sostenibilità, il Bilancio di esercizio, i Country Report e tutta
la serie di guide, rapporti e studi sviluppati in ottemperanza alle previsioni normative.
All’inizio del 2014 è stato pubblicato il primo rapporto annuale sul meccanismo dei
Certificati Bianchi.
Attraverso il sito web istituzionale il GSE diffonde aggiornamenti, contenuti informativi
e documenti legati ai servizi erogati. Nel 2013 il sito web è stato ottimizzato in alcune
funzionalità e nei contenuti, al fine di veicolare in modo sempre più efficace informa-zioni
e servizi destinati ad utenti differenziati per tipologia ed interessi, nell’ottica di
una comunicazione non solo per “addetti ai lavori”. Nella home page del sito sono stati
anche implementati i “contatori” che consentono di verificare il numero e la potenza degli
impianti incentivati e il costo annuo degli incentivi erogati agli impianti a fonti rinnova-bili
diversi dai fotovoltaici (“Contatore FER Elettriche”) e agli impianti fotovoltaici con il
Conto Energia (“Contatore Fotovoltaico”) ed i dati aggregati e di sintesi sull’andamento
delle aste di quote di emissione italiane nel mercato primario europeo del carbonio
(“Contatore Aste CO2”).
Il GSE ha colto, inoltre, la grande opportunità offerta dai social media per potenziare la
diffusione di contenuti e aggiornamenti sui servizi erogati e rispondere pubblicamente, in
tempo reale, alle richieste dei propri stakeholder. Il canale Twitter @GSErinnovabili, che ad
oggi ha più di 5.000 follower, è utilizzato quotidianamente per diffondere news, aggior-namenti,
eventi di settore e rispondere in tempo reale a richieste di informazioni ed as-sistenza.
Nel 2013 il servizio ha ricevuto numerosi feedback positivi da parte degli utenti
sull’efficacia e la velocità delle risposte erogate. Il GSE è presente anche su YouTube per
diffondere eventi, progetti istituzionali e tutorial sugli applicativi dell’Area Clienti GSE.
Sono stati, inoltre, attivati un canale su Slideshare, per diffondere presentazioni e docu-menti
utili agli operatori, e su Issuu, per la diffusione in formato digitale del magazine
aziendale “Elementi”.

Finito di stampare nel mese di ottobre 2014
A cura di Divisione Gestione e Coordinamento Generale
Unità Studi e Statistiche
Si ringraziano tutti i colleghi che hanno collaborato alla realizzazione del presente volume
GESTORE DEI SERVIZI ENERGETICI – GSE S.P.A
Socio Unico Ministero dell’Economia e delle Finanze D.Lgs. 79/99
Sede legale in Roma, Viale Maresciallo Pilsudski, 92 - 00197
Capitale sociale 26.000.000,00 Euro (i.v.)
R.E.A. di Roma n. 918934
Registro Imprese di Roma, C.F. e P. IV A n. 05754381001
Pubblicazione fuori commercio.

Gse rapporto attività 2013

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