Parte II. Oggetto del lavoro: titoli energetici e quote di emissione di gas serra
Capitolo 1. Certificati Verdi (C.V.)
1.2. Disciplina italiana sui C.V
Premesso il coscienzioso silenzio del legislatore europeo sui regimi incentivanti la produzione
di energia verde, va fin da subito sottolineato come l’Italia abbia proceduto in maniera decisamente
tempestiva, se non pionieristica, con riguardo alla materia in discorso: il mercato dei Certificati
Verdi (di seguito C.V.) trova infatti le sue origini in un momento antecedente rispetto ai primi
interventi armonizzatori in tema di mercati di energia, allorché la politica energetica europea si
trovava ancora in una fase embrionale (
169).
(165) Così gli artt. 4 della dir. 2001/77/Ce e 7 della dir. 2004/8/Ce.
(166) Testualmente, la Direttiva 2001/77/Ce si occupa della questione in diversi Considerando. Per quanto qui strettamente di rilievo, si segnalano il Considerando 14, ove si afferma che «Gli Stati membri applicano meccanismi diversi di sostegno delle fonti energetiche rinnovabili a livello nazionale, ivi compresi i certificati verdi, aiuti agli investimenti, esenzioni o sgravi fiscali, restituzioni d'imposta e regimi di sostegno diretto dei prezzi. Un importante mezzo per conseguire l’obiettivo della presente direttiva consiste nel garantire il buon funzionamento di questi meccanismi fino all'introduzione di un quadro comunitario allo scopo di mantenere la fiducia degli investitori» e il Considerando 11, ove si prende coscienza circa la necessità di operare una «chiara distinzione tra le garanzie di origine e i certificati verdi scambiabili».
(167) Così denota, a mio avviso correttamente, B. POZZO (a cura di), op. cit., 43-44.
(168) In G.U.C.E. del 5 giugno 2009, L 140, 16 ss.. La direttiva, pur disciplinando in maniera decisamente più pervicace la materia, mantiene infatti ferma la possibilità per gli Stati membri di scegliere in merito alle misure da perseguire per il raggiungimento degli obblighi in termini di incremento della quota di energia da fonti rinnovabili, indicando in particolare tra esse l’adozione di regimi di sostegno e iniziative di cooperazione sia Stati membri sia con pasi terzi (art. 3, par. 3).
(169) Va peraltro sottolineato come l’iniziativa italiana non fosse isolata: in Olanda un mercato dei C.V. si sviluppò a partire dal 1998 e nel 1999 il Parlamento danese optò per superare il precedente schema di feed-in tariff con un mercato analogo. Sull’esperienza olandese in particolare v. M. VOOGT – M. BOOTS – G.J. SCHAEFFER – J.W. MARTENS,
Renewable electricity in a liberalized Dutch electricity market – the concept of green certificates, in Energy markets and Environment, Nordic Energy Research Program, Conference papers, Copenhagen, 20-21 maggio 1999.
Il vero punto di partenza della disciplina dei C.V. va individuata nella delibera del Comitato
Interministeriale Prezzi CIP 6/1992, adottata il 29 aprile 1992 a seguito della l. n. 9/1991 di
liberalizzazione del mercato elettrico (
170), in cui si stabilirono i prezzi incentivanti per l’energia
elettrica prodotta attraverso impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate. A mente del
provvedimento, il prezzo si componeva di due elementi: un costo evitato, relativo ai costi di
impianto, esercizio, manutenzione, combustibile e spese connesse; un prezzo extra, a sua volta
stimato a seconda di maggiori costi correlati alla specifica tecnologia utilizzata nell’impianto (
171).
Il programma raccolse una notevole adesione, soprattutto in virtù del suo alto tasso di
remunerazione dell’investimento, ma venne progressivamente superato con l’importante riforma del
settore operata da parte del c.d. “decreto Bersani” (d. legis. n. 79/1999).
Il decreto, al fine di recepire nel nostro ordinamento la direttiva 1996/92/Ce, segnò dunque il
tendenziale abbandono del metodo tariffario, per sposarne uno vicino all’idea di Renewable
Portfolio Standard (
172), già adottato negli Stati Uniti qualche anno prima, ritenuto ideale al fine di
coniugare la crescita della produzione di energia rinnovabile con la competitività del mercato (
173).
In particolare, l’art. 11 impose ai produttori e importatori di energia elettrica l’obbligo - a partire
dall’anno 2002 - circa l’immissione nel mercato di una determinata quota di energia prodotta da
fonti rinnovabili (
174), predisponendo altresì che a tale obbligo si sarebbe potuto adempiere
acquistando «l’equivalente quota o i relativi diritti» da altri soggetti produttori di energia (
175); sì da
costituire tutti i presupposti per la nascita di un meccanismo di certificate trading (cfr. infra, p. II)
costituito dal lato dell’offerta dai soggetti titolari di Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili
(IAFR) (
176) e dal lato della domanda da produttori, importatori o distributori obbligati
(170) Con riguardo alla disciplina in materia di energia elettrica v. per tutti G. NAPOLITANO, L’energia elettrica e il
gas, in S. CASSESE (a cura di), Trattato di diritto amministrativo, II ed., Tomo III, Milano, Giuffrè, 2003, 2189 ss..
Con specifico riferimento al provvedimento CIP 6/1992 cfr. B. POZZO (a cura di), op. cit., 108-115.
(171) Le due voci di costo avevano un ambito di applicazione temporale differente, rispettivamente di 8 anni per il prezzo extra e 15 anni per il costo evitato, il quale peraltro rimaneva operativo per l’intera durata del contratto di fornitura.
(172) Per un approfondimento sul punto, anche con riferimento al mercato delle rinnovabili v. S. ESPEY, Renewables
portfolio standard: a means for trade with electricity from renewable energy sources?, in Energy Policy, 2001, vol. 29,
557-566.
(173) Così denota opportunamente A. LORENZONI, The Italian Green Certificates market between uncertainty and
opportunities, in Energy Policy, 2003, vol. 31, 37.
(174) Art. 11, commi 1 e 2 d. legis. n. 79/1999. La quota fu stata inizialmente fissata al 2% del totale dell’energia prodotta o importata da fonti convenzionali (al netto di esportazioni, auto-consumi di centrale e cogenerazione). Tale obbligo è stato incrementato ogni anno dello 0,35% per il periodo 2004-2006 e dello 0,75% per il periodo 2007-2012; il d. legis. n. 28/2011, coerentemente con la chiusura del meccanismo in esame operata nel 2016, ne ha previsto una riduzione lineare a partire dal 2013, fino al progressivo azzeramento entro l’anno 2015.
(175) Art. 11, comma 3 d. legis. n. 79/1999.
(176) Ai sensi del decreto del Ministero per le Attività Produttive 24 ottobre 2005, possono essere qualificati IAFR soltanto gli impianti che utilizzano fonti rinnovabili quali definite dall’art. 2, d. lgs. n. 387/2003, il quale identifica le fonti energetiche rinnovabili nelle fonti energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas residuati da processi di depurazione e biogas). Gli impianti IAFR sono a loro volta suddivisi fra impianti programmabili e non programmabili. Gli impianti programmabili sono quelli alimentati da biomasse, dalla fonte idraulica, nonché gli impianti «ibridi», che producono energia sia da fonte
all’immissione nel mercato di un certo quantitativo di energia verde. Il mercato trovò quindi
puntuale inquadramento mediante le previsioni contenute in un apposito decreto ministeriale, anche
con riferimento al regime transitorio per gli impianti ancora soggetti allo schema CIP 6/1992 (
177).
Le norme di attuazione indicavano originariamente ogni C.V. come corrispondente a 100 MWh di
energia prodotta esclusivamente da impianti IAFR, limitandone la possibilità di acquisizione ai
primi otto esercizi successivi all’avviamento dell’impianto e prevedendone espressamente la
commerciabilità sul libero mercato (
178).
Punto di riferimento del mercato era il Gestore della rete elettrica (all’epoca G.R.T.N., dal
2006 G.S.E.) il quale, entro trenta giorni dalla richiesta del privato e accertata l’idoneità degli
impianti a ottenere la qualifica IAFR, emetteva i C.V. secondo le tre modalità previste: a
consuntivo; a preventivo per impianti qualificati ma non ancora in esercizio; a preventivo per
impianti non ancora operativi (
179). Esso, inoltre, era gestore del mercato telematico organizzato,
individuato fin da subito come sede principale di contrattazione dei certificati, alternativamente al
ricorso a contratti bilaterali di diritto privato (
180).
I soggetti obbligati erano dunque tenuti, entro il 31 marzo di ogni anno a partire dal 2003, a
trasmettere al Gestore una quantità di C.V. equivalente al quantitativo di energia verde da immettere
rinnovabile sia da fonte non rinnovabile. Rimangono dunque esclusi solo gli impianti di produzione solare, per i quali è previsto il diverso strumento del Conto Energia. La procedura per l’ottenimento della qualificazione come impianto IAFR, che si svolge interamente in seno al G.S.E., è attualmente disciplinata dall’art. 4 del decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 18 dicembre 2008 (c.d. “decreto rinnovabili”), in G.U. del 2 gennaio 2009, serie generale n. 1, 12-42. Sul punto cfr. M. PANELLA, L’incentivazione dell’energia elettrica con i Certificati Verdi e la procedura di
qualificazione degli impianti di produzione, in Rass. Giur. En. El., 2006, n. 2, 154 ss.
(177) Ci si riferisce al Decreto del Ministero dell’industria, del commercio e dell’artigianato 11 novembre 1999, su cui cfr. A. BATTAGLIA, Nasce il mercato dei Certificati Verdi, in Giorn. Dir. Amm., 2000, n. 5, 455 ss. Le opzioni lasciate ai proprietari di impianti ammessi al programma ex CIP 6/1992 furono duplici: da una parte, la rinuncia al contratto stipulato in base al CIP 6 medesimo e aderire al mercato dei C.V.; dall’altra, la permanenza del vincolo tariffario di cui al CIP 6. Con la differenza che, in quest’ultimo caso, i C.V. ottenuti sarebbero stati negoziati direttamente da parte del gestore della rete elettrica a un prezzo definito dalla legge e pari alla media dei prezzi extra pagati ai sensi del CIP 6 nell’anno corrente (Art. 9 d. m. 11 novembre 1999).
(178) V. gli artt. 5 e 6 del d.m. 11 novembre 1999. La durata dell’incentivazione è stata poi elevata indistintamente a dodici anni dall’art. 267, comma 4, lett. d) del d. lgs. n. 152/2006 (c.d. “Codice dell’ambiente) e a quindici anni per taluni impianti a biomasse e gas da parte dell’art. 26, comma 4 bis, d. l. n. 159/2007.
(179) Art. 5, commi 1 e 3 del decreto. Nella prima ipotesi, il numero dei C.V. da emettere viene determinato in base all’effettiva produzione netta realizzata dall’impianto nell'arco dell’anno. In caso di emissione a preventivo, invece, i C.V. vengono determinati in base alla produzione attesa di impianti qualificati e non ancora in esercizio. I certificati vengono emessi a preventivo anche in relazione alla produzione di impianti qualificati e già in esercizio. I titoli rimangono validi per l’anno cui si riferiscono e, al fine di ottemperare all’obbligo di immissione, per i due anni successivi a quello di riferimento. In tal caso, i C.V. vengono determinati in base alla produzione attesa certificata dal soggetto richiedente. In caso di successivo mancato raggiungimento della quota di energia verde preventivata e corrispondente ai C.V. emessi, viene fatta salva la possibilità per il Gestore di compensare la differenza trattenendo i C.V. emessi a favore del produttore relativi ad altri impianti per l’anno di riferimento oppure, in assenza, i C.V. emessi a favore del medesimo impianto per i due anni successivi (art. 5, comma 4).
(180) Il gestore del mercato invero è rappresentato dal G.M.E. (Gestore dei Mercati Energetici), società per azioni costituita dall’allora G.R.T.N. (ora G.S.E., Gestore dei Servizi Energetici) ai sensi dell’art. 5 d. legis. n. 79/1999, di cui ad oggi il G.S.E. è unico azionista. Sulle peculiarità giuridiche di G.S.E. e G.M.E. v. S.M. SAMBRI - A. MUOLLO, Il
GSE e il G.M.E., natura giuridica, funzioni, organizzazioni e tutela giurisdizionale, in E. PICOZZA – S.M. SAMBRI (a
cura di), Il diritto dell’energia, nel Trattato di Diritto dell’Economia, Padova, Cedam, 2015, 165-187. Sui meccanismi di negoziazione si tornerà puntualmente infra, 1.3.
nel mercato; tali certificati, all’esito delle opportune verifiche circa l’ottemperanza all’obbligo da
parte del soggetto obbligato, venivano dunque annullati dal Gestore stesso; nel caso in cui la
verifica risultasse negativa – e la quantità di C.V. trasmessi fosse dunque inferiore alla quota di
energia in capo al soggetto – il privato era tenuto a procedere a compensazione acquistando e
trasmettendo C.V. relativi all’anno precedente, oppure acquistando C.V. “virtuali”, emessi dal
Gestore ai sensi dell’art. 5, comma 8 del d. m. 11 novembre 1999 (
181), pena la possibile esclusione
dal mercato.
Delineati la genesi e le linee essenziali di funzionamento del sistema, va denotato come la
disciplina in materia fosse andata sviluppandosi, seguendo un’articolazione composta da
provvedimenti sia legislativi sia regolamentari (
182). In questo senso, tre sono le principali discipline
di riferimento:
- il d. lgs. n. 387/2003, di recepimento delle direttiva 2001/77/Ce (
183);
- la l. n. 244/2007 (Finanziaria 2008), commi 144-154, a sua volta attuata attraverso il
c.d. “decreto rinnovabili” 2008 (
184);
- il d. lgs. n. 28/2011, di recepimento della direttiva 2009/28/Ce (
185).
In particolare, al primo provvedimento citato vanno attribuiti importanti interventi definitori
con riguardo anzitutto agli stessi C.V. – ricondotti ai «diritti di cui al comma 3 dell’art. 11 del
decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79» (
186) – sia a quella di «fonti energetiche rinnovabili» e di
«impianti alimentati da fonti rinnovabili» (IAFR).
Di ben maggiore incisività è stato l’intervento operato con la legge Finanziaria 2008 e con il
decreto rinnovabili 18 dicembre 2008 (
187). In primo luogo, vennero introdotte rilevanti modifiche
agli elementi di base del meccanismo, rispettivamente: abbassando la “taglia” dei C.V. a un valore
unitario di 1 MWh (
188); differenziando il livello di incentivazione delle diverse fonti rinnovabili,
attribuendo ad esse uno specifico coefficiente, al fine del calcolo dei C.V. da emettere (
189);
(181) Tale denominazione, adottata in primis da A. BATTAGLIA, op. cit., 458, deriva dal fatto che i C.V. in discorso non erano legati ad alcuna produzione o importazione di energia, e potevano essere emessi qualora la potenza complessiva sul mercato non garantiva a tutti gli operatori il raggiungimento degli obblighi ex art. 11 d. lgs. 79/1999. (182) Tra quest’ultimi si enumerano, oltre al già citato d.m. 11 novembre 1999: i d.m. attività produttive 14 marzo 2003 e 24 ottobre 2005 e il d.m. politiche agricole 2 marzo 2010, in G.U. 5 maggio 2010, relativo agli impianti alimentati a biomassa a filiera corta.
(183) In G.U. n. 25 del 31 gennaio 2004, suppl. ord. n. 17. (184) In G.U. n. 300 del 28 dicembre 2007, suppl. ord. n. 285. (185) In G.U. n. 71 del 28 marzo 2011, suppl. ord. n. 81.
(186) Art. 2, lett. o) del decreto. Sulla definizione legislativa si tornerà analiticamente infra, p. III.
(187) Per un commento specifico alla normativa cfr. F. NOFERI, Efficienza energetica, fonti rinnovabili, Certificati
Verdi: conferme e novità nella Finanziaria 2008, in Amb. & Svil., 2008, 2, 153 ss.
(188) Il valore, inizialmente come detto pari a 100 MWh, era stato ridotto a 50 MWh dall’art. 1, comma 84 della l. n. 239/2004.
(189) Specificamente, per addivenire al numero esatto di C.V. a cui ogni impianto IAFR ha diritto è necessario moltiplicare il suddetto coefficiente per la produzione dell’anno precedente derivante dalla precipua fonte di energia
stabilendo un prezzo di riferimento dei C.V. (
190); imponendo al G.S.E. il ritiro dei C.V. in esubero
rispetto all’adempimento dell’obbligo di cui alla quota minima dell’anno precedente (
191). In
secondo luogo, fu creata una forma alternativa di incentivazione per i medesimi impianti IAFR
entrati in funzione dopo il 31 dicembre 2007 - anche a seguito di rifacimento o potenziamento - e di
potenza nominale media annua non superiore a 1 MWh, costituita da una Tariffa onnicomprensiva
(
192), definita tale in quanto incorpora sia la quota incentivante sia il corrispettivo diretto per la
vendita di energia elettrica, avente durata di quindici anni (
193).
Con il d. legis. n. 28/2011, infine, si è stabilita la graduale cessazione del mercato dei C.V. a
favore di un nuova tariffa incentivante, diversa dalla summenzionata Tariffa onnicomprensiva (
194).
Tale strumento, per espressa previsione legislativa, rappresenta l’unico meccanismo utilizzabile per
tutti gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2012 e ha sostituito i C.V. anche per gli
impianti già in esercizio ante 2012, a far data dal 1 gennaio 2016 (
195).
rinnovabile, e poi dividere il prodotto per il valore unitario del C.V. (1 MWh). I coefficienti sono indicati nella tabella 2, art. 2, comma 144, l. Finanziaria 2008.
(190) Esso, inizialmente pari a 180 €/MWh, venne poi ricondotto al valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica definito dall’AEEGSI in attuazione dell' articolo 13, comma 3 del d. legis. n. 387/2003, registrato nell’anno precedente e comunicato dalla stessa Autorità entro il 31 gennaio di ogni anno, a decorrere dal 2008 (art. 2, comma 148, l. n. 244/2007).
(191) Art. 2, comma 149, l. Finanziaria 2008. Il ritiro, che comunque dev’essere preceduto da espressa richiesta del produttore, viene effettuato al prezzo medio riconosciuto ai C.V. nell’anno precedente. La norma è stata invero abrogata dall’art. 25, comma 4 d. legis. n. 28/2011, il quale ora prevede il ritiro da parte del G.S.E. di tutti i C.V. in eccesso relativi agli esercizi 2011-2015 ad un prezzo pari al 78% di quello determinato in base all’art. 2, comma 148 della l. Finanziaria 2008, indicato nella nota precedente.
(192) Secondo l’art. 16, comma 1 del decreto rinnovabili 2008 il valore della tariffa ha entità variabile «a seconda della fonte utilizzata, determinata sulla base della tabella 3 allegata alla Legge finanziaria 2008 e, limitatamente agli impianti alimentati a biomassa da filiera, determinatala con le modalità di cui all’art. 5 del presente decreto». Il successivo comma 4 specifica poi come tale valore, espresso in eurocent/kWh, vada moltiplicato per l’energia elettrica incentivata determinata da G.S.E. con specifiche modalità, indicate nell’allegato A allo stesso decreto, esclusivamente però «in riferimento a misure a consuntivo dell’energia elettrica immesse in rete». Possono beneficiare della tariffa gli impianti eolici di potenza nominale media annua non inferiore a 1 Kw e non superiore a 200 Kw, oltre a impianti alimentati da altre fonti rinnovabili di potenza nominale media non inferiore a 1 Kw e superiore a 1 MW, purché entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007. Nel quinto conto energia, introdotto con il d. m. 5 luglio 2012, è previsto inoltre un sistema di tariffe incentivanti ad hoc per gli impianti fotovoltaici. Sul punto cfr. per un primo commento B. POZZO (a cura di), passim, 154.
(193) Si noti come contestualmente, per gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007, sia stata estesa la durata del beneficio di cui ai C.V. per il medesimo periodo.
(194) Il nuovo meccanismo incentivante sostitutivo dei C.V. è previsto in termini generali dall’art. 24, commi 1, 2 e 3 d. legis. n. 28/2011 ed è disciplinato puntualmente dal decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 6 luglio 2012. Tale incentivo è dunque commisurato al prodotto tra un coefficiente (diverso a seconda della fonte energetica di riferimento) e la differenza tra il valore di riferimento di un C.V. (180 €/MWh) ed il prezzo di cessione dell'energia definito dall’AEEGSI sulla base delle condizioni economiche registrate sul mercato l’anno precedente; il tutto va poi moltiplicato per 0,78. Sul punto v. E. MANASSERO, Il passaggio dai Certificati Verdi alla Tariffa onnicomprensiva, in Amb. & Svil., 2013, 7, 657 ss.
(195) Ciò si deduce dall’art. 24, comma 5 del d. legis. n. 28/2011, il quale prevede come attraverso appositi decreti ministeriali si vada a disciplinare, tra le altre, «le modalità per la transizione dal vecchio al nuovo meccanismo di incentivazione». Con riguardo ai C.V., si specifica come «sono stabilite le modalità con le quali il diritto a fruire del C.V. per gli anni successivi al 2015, anche da impianti alimentati da fonti non rinnovabili, è commutato nel diritto ad accedere, per il residuo periodo di diritto ai C.V., a un incentivo ricadente nella tipologia di cui al comma 3 […]», ossia la nuova incentivazione tariffaria. Come vedremo, il mercato dei C.V. è stato ufficialmente chiuso in data 30 giugno 2016.