La disciplina degli incentivi alla produzione di energia da fonte rinnovabile in Italia: il mercato dei certificati verdi dopo il D. lgs. 387/2003. Carlo Baseggio

La disciplina degli incentivi alla produzione di energia da fonte rinnovabile in Italia: il mercato dei certificati verdi dopo il D. Lgs. 387/2003.

ABSTRACT: La promozione delle fonti rinnovabili sta contribuendo solo parzialmente al raggiungimento degli obiettivi comunitari di riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera necessarie per adempiere agli obiettivi fissati dal trattato di Kyoto. Lo strumento scelto dal legislatore italiano per promuovere la produzione di energia da fonte rinnovabile è quello dei Certificati Verdi.
Questi particolari ‘titoli’ sono rilasciati per otto anni dall’attivazione di impianti alimentati a FER, entrati in esercizio al 1 aprile 1999, e possono essere utilizzati direttamente dal produttore, o ceduti ad altri, per coprire una quota fissata per legge di immissione obbligatoria di ‘energia rinnovabile’ rispetto al totale della sua produzione.
A quattro anni di distanza dal d.lgs. 79/99 che istituisce il sistema, e ad un anno dall’approvazione della disciplina del mercato elettrico <<limitatamente alla contrattazione dei certificati verdi>> avvenuta con il decreto del M.A.P. del 14 marzo 2003, un nuovo provvedimento, il d.lgs. 387 del 29 dicembre 2003, introduce alcune (attese) novità.
L’articolo si propone, una volta identificate le fonti dell’obbligo giuridico di immissione, di analizzare le modalità con cui lo stesso viene adempiuto dai soggetti del mercato elettrico, evidenziando come le disposizioni sui Certificati verdi contenute nel d.lgs.387/03 si inseriscano nel complesso della regolazione del sistema.

1. Introduzione
Lo strumento scelto dal legislatore italiano per adempiere agli obblighi comunitari, imposti dalla direttiva 96/92/CE, in tema di incentivazione delle energie rinnovabili, del risparmio energetico, della riduzione di emissione di anidride carbonica e dell’utilizzo delle risorse energetiche nazionali, è il mercato dei certificati verdi.

I certificati verdi sono dei ‘titoli’, simili a quelli negoziati sul mercato borsistico, con la caratteristica di incorporare una quantità di energia prodotta da fonte rinnovabile (FER) che vengono ceduti a soggetti obbligati per legge a detenerne una certa quota calcolata sulla base della loro produzione da fonte convenzionale.

Caratteristica fondamentale di questa forma di incentivo è che il valore del singolo certificato verde (CV) non è fisso, ma è determinato dal rapporto esistente in un determinato momento tra la domanda e l’offerta di questi particolari titoli.

Diversamente dal sistema di incentivo precedente denominato CIP/6, in cui i produttori da fonte rinnovabile convenzionati potevano vendere l’energia FER a un costo superiore a quello del mercato ad ENEL, che era obbligata ad acquistarla, il decreto 16 marzo 1999, n. 79 (detto ‘Bersani’) ha scelto una soluzione più aperta al mercato¹.

Infatti il meccanismo non è più messo in moto da un incentivo fisso ai produttori da fonte rinnovabile, pagato dai cittadini-utenti sulla bolletta, ma da un obbligo che grava sui produttori e importatori di energia elettrica da fonte convenzionale. Questi, a partire dall’anno 2001, devono immettere nel sistema elettrico nazionale una quota obbligatoria di energia prodotta da FER, tale quota obbligatoria non deve essere necessariamente prodotta con propri impianti, ma può essere soddisfatta mediante l’acquisto, direttamente o all’interno di un apposito ‘mercato’ organizzato dalla P.A., da un produttore FER di una quantità di certificati pari alla propria quota obbligatoria di immissione.

Come incentivo alla realizzazione di impianti rinnovabili il produttore oggi ha, dunque, diritto ad ottenere dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale² un titolo denominato certificato verde il quale incorpora una quantità di energia, prodotta da fonte rinnovabile, pari a 100 Mwh.

Questo sistema ha il pregio di creare un mercato nuovo e parallelo a quello dell’energia prodotta da fonte rinnovabile rendendo commerciabile, di fatto, il diritto di immissione attraverso la circolazione di titoli che incorporano energia ‘pulita’ indipendentemente dalla sua produzione³.

Energia rinnovabile e certificato associato sono, infatti, due beni tra loro disgiunti dove la commerciabilità del ‘titolo’ ha la funzione, di compensare l’impresa produttrice di energia da fonte rinnovabile dei maggiori costi sopportati per produrre energia ‘pulita’ mediante la vendita del titolo ad un produttore-convenzionale.

In questo sistema (si veda Fig.1) il consumatore di energia (trasformato da utente dell’azienda monopolista in cliente di una -futura- molteplicità di fornitori di energia) non dovrà più sopportare direttamente e indiscriminatamente in bolletta i costi della politica di incentivazione delle FER. Questi infatti, una volta ‘internalizzati’ dal sistema, si rifletteranno direttamente sul costo del singolo Kwh offerto dai fornitori ai clienti i quali, una volta messi in grado di scegliere tra più offerte, privilegeranno quella con il prezzo migliore, fornendo una ulteriore spinta all’efficienza del sistema nel suo complesso.

2. Il quadro normativo
I certificati verdi, come strumento di incentivo dell’uso delle energie rinnovabili, risparmio energetico, riduzione delle emissioni di anidride carbonica e utilizzo delle risorse energetiche nazionali, sono stati previsti per la prima volta dall’art. 11 del d.lgs. 16 marzo 1999, n.79 (c.d. Decreto Bersani) come strumento di attuazione in Italia degli obbiettivi di riduzione di gas serra derivati dal protocollo di Kyoto.

In particolare i commi 1, 2 e 3 dell’art. 11 prevedono l’obbligo per produttori ed importatori in Italia di energia elettrica, generata da fonti non rinnovabili, di immettere nella rete nazionale, a partire dall’anno 2001, una quota annuale di energia prodotta da fonte ‘alternativa’ rispetto all’energia da essi prodotta o importata.

Il comma 5 dell’art. 11 prevede che questa quota sia aumentata, a partire dall’anno 2002. La quantità dell’aumento è fissata oggi dall’art. 4 del d.lgs. 29 dicembre 2003 n. 387, il quale stabilisce che, a partire dall’anno 2004 e fino al 2006, l’incremento sia pari a 0,35 punti percentuali per ogni anno.

Le previsioni dell’art. 11 del d.lgs. 79/99 sono state attuate dal decreto del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato dell’11 novembre 1999⁴. Queste disposizioni, in seguito modificate ed integrate dal Decreto del Ministero delle Attività Produttive 18 marzo 2002⁵, pur gerarchicamente subordinate a quelle del ‘Bersani’ sono, in realtà, quelle che costituiscono l’ossatura del sistema di regolamentazione.

La normativa sui certificati vedi è stata, quindi, implementata dal Decreto del Ministero delle Attività produttive 14 marzo 2003, che, approvando le Istruzioni alla disciplina del Mercato elettrico, costituisce uno stralcio della più generale disciplina del mercato elettrico (la c.d. borsa elettrica), la cui disciplina è, al momento, contenuta nel Decreto del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato del 9 maggio 2001.⁶

In questo già frammentato quadro⁷ si inserisce il d.lgs. 29 dicembre 2003, n. 387⁸ che contiene una serie di disposizioni le quali, <<sono rivolte a promuovere un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili alla produzione di elettricità>> adeguando la normativa vigente ai principi contenuti nella direttiva 2001/77/CE. In attesa di un ridisegno organico della materia il d.lgs. 387 introduce, quindi, alcune significative novità in materia di fonti rinnovabili tra le quali alcune hanno diretto impatto sulla disciplina dei CV. In particolare il d.lgs. stabilisce:

- la misura dell’incremento della quota minima di immissione di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili (art. 4);
- l’inclusione e l’esclusione di alcune fonti di energia tra quelle ammesse a godere del regime riservato alle rinnovabili (art. 17);
- la possibilità per gli impianti solari e per le centrali ibride, sulla base di criteri fissati da un apposito decreto del Ministero delle Attività produttive, da emanarsi entro il giugno 2005, di richiedere al GRTN l’emissione di certificati verdi e di ottenere la priorità nel dispacciamento (artt. 7 e 8);
- la non cumulabilità tra l’ottenimento dei certificati verdi con gli incentivi previsti per le imprese di distribuzione che perseguono obbiettivi di efficienza energetica nell’attività di distribuzione dell’energia e di promozione delle fonti rinnovabili (art. 18);
- disposizioni in tema di importazione di energia prodotta all’estero da fonte rinnovabile, disposizioni sul periodo di riconoscimento dei certificati verdi, disposizioni sulla possibilità di utilizzare i certificati vedi rilasciati in un dato anno per soddisfare anche l’obbligo relativi ai due anni successivi⁹ (art. 20).

Particolarmente importante per incentivare la costruzione di nuovi impianti alimentati da FER risulta l’introduzione di un ‘procedimento unico’ che dovrebbe garantire la razionalità e la semplificazione delle procedure di autorizzazione. Dispone, infatti, l’art. 12 del d.lgs. che le opere necessarie alla costruzione, all’esercizio di nuovi impianti nonché alla modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione di impianti esistenti si giovino di un’unica autorizzazione (comma 2) rilasciata dalla Regione nel corso di un procedimento in Conferenza dei Servizi (comma 3). Il rilascio dell’autorizzazione costituisce anche titolo a costruire ed a esercitare l’impianto. Oltre a ciò, gli impianti nuovi possono avvalersi della dichiarazione di pubblica utilità, indifferibilità ed urgenza ex lege, non solo delle opere necessarie alla loro realizzazione, ma anche di quelle connesse e delle infrastrutture necessarie al loro esercizio (comma 1). Al fine di evitare l’aggravio dei costi indiretti di realizzazione dell’impianto (comma 6) si dispone esplicitamente che il provvedimento di autorizzazione non può essere subordinato né prevedere misure di compensazione a favore di regioni e province.

Di rilevo, infine, la previsione del comma 7 che stabilisce che gli impianti a fonti rinnovabili possono essere ubicati in zone classificate agricole dai vigenti strumenti urbanistici, compatibilmente con le norme in materia di sostegno al settore agricolo e alla tutela del patrimonio culturale e del paesaggio rurale. Ciò al fine di salvaguardare la destinazione d’uso dei terreni e il valore delle aziende agricole circostanti l’impianto e di rispondere ai dubbi dei Comuni sulla necessità di procedere alla variante del piano regolatore nel momento in cui riceveranno le proposte di realizzazione o rifacimento di impianti sul loro territorio¹⁰.

3. I principali sistemi di incentivazione nell’Unione Europea
Il modello scelto dal legislatore italiano non era l’unico possibile per adempiere alle direttive comunitarie in tema di incentivazione delle energie rinnovabili e della riduzione delle emissioni di anidride carbonica. Le direttive¹¹ e le altre iniziative comunitarie, in applicazione del principio di sussidiarietà, non impongono, infatti, un modello preciso ma prospettano una serie di meccanismi e risultati da raggiungere lasciando ampia discrezionalità agli Stati membri di scegliere il regime che meglio si conforma alla propria situazione¹².

Gli strumenti per incentivare la produzione di energia rinnovabile adottati dagli Stati membri sono, quindi, diversi ma per una ricognizione dei modelli vigenti nell’Unione possono essere ricondotti a due¹³:
- uno in cui il prezzo dell’energia rinnovabile è fissato politicamente (mediante tariffe fisse di immissione) e la quantità di energia effettivamente prodotta è determinata dal mercato, modello denominato anche feed-in model o FIM;
- uno in cui la quantità di energia da fonte rinnovabile è fissata politicamente (mediante una quota di immissione obbligatoria) ed i prezzi sono determinati dal mercato, modello denominato certificates trading model o TGCs.

Le tariffe fisse di immissione rappresentano la forma di sussidio applicata in Danimarca, Spagna e Germania. In particolare sono state introdotte nel 1991 in Germania con un’apposita legge (StromEinspeisungs Gesetz), in base alla quale le utility hanno l’obbligo di acquistare una quantità di energia elettrica fissa prodotta da fonti rinnovabili nel proprio territorio di fornitura¹⁴.

Un sistema analogo vige in Francia, dove tuttavia, ad eccezione dell’energia eolica, le FER non godono di particolari incentivi data l’abbondanza di energia, esente da immissioni di anidride carbonica, proveniente dal nucleare.

I certificati verdi come modalità per rendere obbligatorio l’utilizzo di energia da fonti rinnovabili sono stati introdotti, per la prima volta in Europa, in Olanda nel 1997. L’innovativo sistema si deve alle società di fornitura elettrica che, nell’ambito della loro associazione EnergieNed, stabilirono volontariamente una quota di immissione rendendo poi pubblico l’accordo mediante un atto denominato “Environmental Action Plan 2000”. Sulla base di tale accordo fu creato un mercato dei certificati verdi (green labels market) parallelo al mercato in cui si scambiano le corrispondenti quantità fisiche di energia rinnovabile. A seguito del recepimento della Direttiva 96/92/CE il sistema del green certificate market è divenuto obbligatorio con l’attribuzione al Governo della fissazione, a partire dal 2001, della quota di immissione e la contemporanea cessazione del sistema volontario.

Anche in Danimarca il sistema scelto per l’incentivo delle FER è stato il mercato dei certificati verdi, tuttavia una serie di difficoltà hanno convinto il Governo a rinviare al 2005 la piena operatività del mercato¹⁵.

In Gran Bretagna è stato operativo fino al 2000 un meccanismo ad asta competitiva (tender system) per l’approvazione di progetti per la produzione di energia rinnovabile (Non-Fossil Fuel Obligation, NFFO). In questo sistema i generatori interessati ad installare nuova capacità produttiva da fonti non fossili dovevano inviare all’offer una domanda corredata del piano di fattibilità tecnico-economica con l’esplicitazione dei prezzi di vendita dell’energia. Il regolatore sceglieva all’interno di ogni tecnologia produttiva, i progetti più efficienti¹⁶.

Questo sistema è stato sostituito, dal Marzo 2001, dal New Electricity Trading Arrangement (NETA) basato su contatti bilaterali tra produttori e fornitori con un operatore di sistema, il National Grid Company (NGC), cui è affidato il compito di bilanciare la domanda di energia rinnovabile con l’offerta. In questo sistema i gestori di impianti sono obbligati o a produrre in proprio una quota obbligatoria di energia prodotta da FER, ovvero ad esibire ad un apposito ufficio, l’Office of gas and electricity Markets (OFGEM), un Renewable Obligation Certificate (ROCs).

4. Il mercato dei CV
Il mercato dei certificati verdi, in Italia, è costituito dell’insieme delle operazioni economiche e tecniche che il produttore/importatore deve mettere in opera per adempiere all’obbligo di immissione imposto dalla legge. L’adempimento può avvenire mediante:

1. la produzione in propri impianti della quota obbligatoria di energia rinnovabile,
2. l’acquisto di diritti di produzione (certificati) in un apposito mercato organizzato dalla P.A.,
3. l’acquisto sul mercato libero della quota equivalente, o dei relativi diritti, rivolgendosi direttamente ad un altro soggetto produttore mediante contrattazione bilaterale;
4. l’importazione, di tutta o di parte della quota obbligatoria, dall’estero.

La quota obbligatoria è oggi fissata al 2% della produzione o dell’importazione di energia che l’operatore ha effettuato nell’anno precedente decurtata dell’elettricità prodotta in cogenerazione¹⁷, degli autoconsumi di centrale, della produzione da impianti di gassificazione che utilizzano anche carbone di origine nazionale, delle esportazioni e con una ‘franchigia’ di 100 Gwh. Per gli effetti dell’art. 11 del decreto Bersani sono, quindi, esentati all’obbligo tutti i soggetti che non raggiungono i 100 Gwh di produzione o di importazione all’anno. La quota obbligatoria di immissione aumenterà per la prima volta nel 2004, e fino al 2006, di 0,35 punti percentuali all’anno.

Il produttore che intenda immettere nel sistema elettrico nazionale energia per adempiere all’obbligo, deve ottenere per il proprio impianto un’apposita qualifica di ‘Impianto alimentato da Fonte Rinnovabile” rilasciata in Italia con le modalità specificate dall’art. 11 del d.lgs. 387¹⁸.

Gli impianti che producono energia da fonte rinnovabile hanno diritto, purché entrati in esercizio dopo il 31/3/99, ad ottenere l’emissione dei certificati associati all’energia prodotta per otto anni dall’entrata in funzione, cioè per un tempo considerato sufficiente dal legislatore per ammortizzare i costi di realizzazione dell’impianto.

Il periodo di riconoscimento è stato ribadito dall’art. 20, comma 5, del d.lgs. 387/2003 che ha, però, escluso dal conteggio l’eventuale periodo di ferma degli impianti causati da eventi calamitosi dichiarati tali dalle autorità competenti. Al comma successivo si prevede poi che, in considerazione dei maggiori costi degli impianti non ibridi alimentati a biomasse e a rifiuti, il periodo di riconoscimento dei certificati possa essere elevato mediante rilascio, dal nono anno, di certificati su una quota di energia prodotta: ciò consente di considerare la possibilità, successivamente al periodo di ammortamento dei costi di investimento, di una remunerazione sufficiente a coprire i costi di esercizio che dunque eviti il rischio che gli impianti siano fuori esercizio al termine del periodo di incentivazione.

A queste disposizioni si aggiungono le previsioni dell’art. 17, comma 2, del d.lgs. 387 il quale prevede l’esclusione dal regime riservato alle fonti rinnovabili delle fonti a queste assimilate dall’art. 1, comma 3, della legge 9 gennaio 1991, n. 10¹⁹, oltre che dei beni, dei prodotti e delle sostanze derivanti da processi il cui scopo primario sia la produzione di vettori energetici o di energia.

Risultano esclusi dai benefici anche tutti i prodotti energetici che non rispettano le caratteristiche definite dal decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8 marzo 2002, e successive modifiche ed integrazioni²⁰. In questo senso è di interesse la disposizione dell’art. 20, comma 2, (specificamente richiesta dal Ministero delle Politiche Agricole e Forestali) e finalizzata ad eliminare gli strascichi della vicenda ‘mucca pazza’ con la valorizzazione energetica (si legga: smaltimento) di circa 380.000t di farine animali attualmente stoccate²¹, mediante la concessione di CV sul 100% della produzione di energia imputabile a dette farine anziché solo su una quota come avviene nel caso degli impianti ibridi alimentati a biomasse.

Il d.lgs. 387 prevede poi, all’art. 18, la non cumulabilità tra l’ottenimento dei certificati verdi e gli incentivi previsti per le imprese di distribuzione che perseguano obbiettivi di efficienza energetica e di promozione delle fonti rinnovabili²², oltre che per gli impianti a biodisel in quanto beneficiano già dell’esenzione dall’accisa²³.

Le disposizioni finali del d.lgs. 387/2003 (art. 20 comma 4) specificano che i certificati verdi possono essere rilasciati esclusivamente per la produzione di elettricità da impianti a fonti rinnovabili ubicati sul territorio nazionale. Fanno eccezione le importazioni di elettricità provenienti da Paesi che adottano strumenti di promozione ed incentivazione delle fonti rinnovabili analoghi a quelli vigenti in Italia e a condizione riconoscano la stessa possibilità ad impianti ubicati sul territorio italiano. La possibilità di utilizzare per l’adempimento dell’obbligo di immissione di certificati ‘non nazionali’ è subordinata alla stipulazione di accordi tra il Ministero delle attività produttive, il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e i competenti Ministeri del Paese estero da cui l'elettricità da fonti rinnovabili viene importata.

4.2 I certificati ‘virtuali’ del Gestore della Rete nazionale
Non tutti gli impianti che producono energia da fonti rinnovabili possono chiedere al GRTN l’emissione del certificato associato. Stabilisce, infatti, l’art. 4, comma 1, del DM 11/11/99 che solo gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 1 aprile 1999 a seguito di nuova costruzione, potenziamento, e (limitatamente all’energia aggiuntiva), rifacimento o riattivazione, hanno diritto a chiedere il rilascio dei relativi certificati.

Nonostante questa disposizione il sistema di incentivo dei certificati verdi è comunque destinato a sovrapporsi con quello CIP/6. Infatti, a causa della lentezza con cui procedono gli iter di autorizzazione e la costruzione delle centrali di produzione di energia da fonte rinnovabile, a tutt’oggi la maggioranza degli impianti che hanno diritto all’emissione dei certificati sono strutture che già si giovano o si gioveranno degli incentivi precedenti in quanto convenzionati con ENEL entro il 31/12/94.

Per non dar luogo ad una doppia sovvenzione, questi impianti continuano a usufruire delle tariffe CIP/6, ma il GRTN²⁴ emette i certificati verdi relativi a proprio favore e li immette sul mercato a un prezzo prefissato. Attraverso questo sistema il legislatore conta, da un lato di recuperare i costi degli incentivi del CIP/6, e dall’altro di gestire le fluttuazioni produttive annuali compensandole con la propria quota di certificati.

In proposito va, però, registrata la diffusa preoccupazione che per effetto delle disposizioni volte ad accelerare i procedimenti di localizzazione e autorizzazione degli impianti²⁵, tra i quali il ‘procedimento unico’ di cui all’art. 12 dal d.lgs. 387/2003, si possa verificare un improvviso sblocco dei progetti CIP/6 già finanziati non ancora realizzati. Ciò condurrebbe la quantità dei certificati immessi sul mercato dal GRTN a superare rapidamente il tetto del 2% mettendo in crisi l’equilibrio tra domanda e offerta, soprattutto nel caso in cui l’aumento del 0,95% della quota obbligatoria entro il 2006 non si dimostrasse sufficiente ad assorbire un possibile eccesso di certificati su mercato.

Sebbene il prezzo dei certificati del GRTN possa essere determinato normativamente, un eccessivo ribasso del prezzo dei certificati rischierebbe comunque di privare gli imprenditori che hanno investito in impianti FER della rendita del loro investimento, discriminandoli sul mercato rispetto ai produttori convenzionati che invece continuerebbero a giovasi per otto anni degli incentivi fissi.

Per evitare questa situazione il GRTN è dotato della possibilità di acquistare (o vendere) certificati prescindendo dall’effettiva corrispondenza all’energia prodotta con l’obbligo, però, di compensare tali operazioni ogni anno a partire dal 30 aprile 2005, acquistando sul mercato ed annullando certificati verdi fino alla copertura della differenza²⁶.

Man mano che tale disponibilità si esaurirà in conseguenza dello scadere delle convenzioni CIP/6 o dell’esaurimento della vita produttiva degli impianti, il mercato verrà lasciato a se stesso e le possibilità di intervento del ‘controllore’ diminuiranno di molto in quanto il GRTN, fino ad avvenuta compensazione dell’anno precedente, non potrà né acquistare né emettere certificati ‘virtuali’.

4.3 La verifica dell’obbligo di immissione
La verifica annuale dell’adempimento dell’obbligo di immissione nella rete della quota di energia rinnovabile viene effettuata dal GRTN mediante un meccanismo di controllo basato su autocertificazioni di produzione o importazione di energia dell’anno precedente.

Entro il 31 marzo di ogni anno il produttore, o importatore, di energia deve obbligatoriamente comunicare al GRTN la quantità di energia prodotta o importata²⁷ nell’anno, trasmettendo una quantità di certificati relativi all’anno precedente equivalente alla quota di immissione dell’anno prima che vengono annullati.

La verifica della correttezza delle autocertificazioni trasmesse viene effettuata dal GRTN mediante una procedura informatica e, in caso di non rispondenza dei dati, viene comunicata al soggetto produttore, o importatore, la necessità di integrare la propria dotazione di certificati.

4.4 Sanzioni per la mancata immissione
Trascorsi trenta giorni dalla comunicazione al soggetto obbligato senza che questi provveda all’integrazione, il GRTN segnala l’inadempimento all’AEEG. L’autorità diffida immediatamente il soggetto obbligato all’adempimento e, nel caso questo ancora non adempia, stabilisce le modalità con cui il Gestore del Mercato elettrico deve limitare o escludere la partecipazione del medesimo al mercato dell’energia tra quelle messe a disposizione dal punto 69 della Disciplina del Mercato²⁸.

Avverso la sanzione può essere proposto ricorso davanti ad un Collegio di Probiviri entro il termine di dieci giorni dalla notifica del provvedimento, ed in seconda istanza ad un apposito Collegio arbitrale. Nonostante la rilevanza delle sanzioni, non è specificato se la proposizione dell’impugnazione sospenda o meno l’efficacia delle sanzioni.

Rispetto a questa situazione il Ddl c.d. Marzano nella versione approvata dal Consiglio dei ministri del 13 settembre 2002, all’art. 22, comma 2, prevede che l’AEEG commini ai soggetti inadempienti una sanzione pecuniaria, ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481, pari a una volta e mezza la somma necessaria per l’acquisto, nell’anno precedente, di CV in quantità pari all’entità dell’inadempienza²⁹.

5 L’acquisto di CV alla borsa del GME
I certificati relativi ad impianti già costruiti ed in funzione possono essere contrattati in una ‘borsa’ definita dal regolamento del Gestore del Mercato Elettrico. In tale mercato i certificati sono ceduti al miglior offerente.

Il mercato organizzato dal GME ha caratteristiche ‘spot’ ed ‘ex post’³⁰. Spot per sottolineare l’occasionalità delle transazioni tra il produttore di energia rinnovabile ed il soggetto all’obbligo di immissione; tali transazioni sono limitate ai certificati validi per l’anno in corso al momento della contrattazione. Ex post nel senso che la tempistica delle contrattazioni impone che si contrattino, in via principale, i certificati provenienti da impianto già costruiti. A queste caratteristiche è fatta una eccezione limitata, in quanto è consentita sia la contrattazione di certificati futuri relativi a impianti già realizzati, sia dei certificati provenienti da impianti ancora da realizzare ma già autorizzati e che verranno avviati nell’anno successivo.

Possono operare sul mercato, organizzato dal GME in veste di acquirenti e venditori il GRTN, i produttori nazionali ed esteri e i clienti grossisti. Possono parteciparvi, inoltre, le formazioni associative riconosciute che rappresentano i consumatori e gli utenti, nonché le associazioni ambientaliste e sindacali delle imprese e dei lavoratori³¹. La partecipazione di questi ultimi è stata introdotta al fine di consentire di spingere la domanda di certificati attraverso il loro acquisto e successivo annullamento con l’effetto di aumentare la redditività dell’energia prodotta da fonte rinnovabile³².

I certificati verdi contrattabili sul mercato organizzato dal GME, incorporano un diritto di produzione pari a 100 Mwh e sono di tre tipi: i certificati emessi a consuntivo d’anno e trattabili nel corso dell’anno di validità; i certificati emessi in anticipo e trattabili in anticipo di un anno rispetto all’anno di validità in riferimento all’energia che verrà prodotta in quell’anno; i certificati intestati al GRTN che, a differenza degli altri due, hanno un prezzo prefissato per l’anno di validità. Per ognuna di queste categorie il GME organizza una ‘luogo virtuale’³³ di contrattazione realizzato mediante un sistema informatico che mette in relazione domanda e offerta, verificando al contempo la disponibilità effettiva e la validità dei CV offerti in vendita dagli operatori mediante una connessione al registro dei CV tenuto da GTRN.

5.1 I certificati dell’anno dopo
Per rispondere alle esigenze di pianificazione dell’industria energetica il comma 3 dell’art. 5 del DM 11/11/1999, prevede che, su richiesta del produttore, il GRTN possa emettere certificati relativi alla produzione attesa nell’anno in corso o in quello successivo. Tali certificati sono tuttavia commerciabili solo per l’anno in relazione al quale sono emessi.

Da una interpretazione letterale del comma 3 sembrerebbe che questa possibilità si limiti solo ad un anno oltre quello in corso, ma qualche dubbio riguardo a ciò lo fa sorgere il successivo comma 5 quando prevede che tali certificati futuri possano essere emessi per impianti <<non ancora in esercizio>> subordinatamente alla presentazione di <<apposita richiesta corredata dalla concessione edilizia, autorizzazioni per l'allacciamento rilasciate dagli enti locali competenti, e, ove necessario, da un coerente piano di realizzazione unitamente ad apposite garanzie a favore del gestore della rete>>.

Sembra si tratti dunque di impianti ancora in fase di realizzazione e di cui è difficile, se non impossibile, per la complessità dei procedimenti di realizzazione, di collaudo ed avvio dell’impianto, prevedere i tempi di entrata a regime.

Nel caso poi l’impianto per qualsiasi motivo non produca energia nella quantità pari ai certificati emessi, o non la produca affatto, ed il produttore non sia in grado di restituire una quantità uguale di certificati perché siano annullati, il GRTN compensa la differenza trattenendo certificati di competenza del medesimo produttore relativi ad eventuali altri impianti per il medesimo anno. La compensazione può estendersi ai due anni successivi.

6 La contrattazione bilaterale dei CV
Stabilisce il comma 3 dell’art. 6 del DM 11/11/1999 che i certificati sono oggetto di libero scambio tra i soggetti detentori ed i produttori o importatori soggetti all’obbligo di immissione <<anche al di fuori della sede per la contrattazione organizzata dal GME>>. Non solo, quindi, è lecita la contrattazione bilaterale del certificato ma è possibile ipotizzare la realizzazione di altre ‘piazze autonormate’ di scambio degli stessi organizzate su scala diversa da quella nazionale.

Il mercato ‘esterno’ è qualificabile come ‘a termine’ in quanto le transazioni hanno per oggetto contratti a lungo termine, ed ‘ex ante’³⁴ in quanto tali contratti non si riferiscono rigidamente a certificati provenienti da impianti già esistenti, quanto piuttosto alla capacità di produzione di energia FER in Mwh che il fornitore si impegna ad erogare all’acquirente.

La contrattazione bilaterale avviene comunque attraverso il sistema informatico del GME. Il GRTN verifica la disponibilità dei certificati sul conto proprietà del venditore e qualora il riscontro sia positivo da esito alla transazione richiesta, spostando i relativi certificati sul conto dell’acquirente³⁵.

7 L’importazione di energia prodotta da fonte rinnovabile
L’art. 4, al comma 6, del DM 11/11/1999 prevede che l’obbligo di immissione possa essere adempiuto anche mediante l’importazione di energia prodotta all’estero da FER.

Per essere idonea a soddisfare tale obbligo di immissione l’energia rinnovabile proveniente dall’estero dovrà essere prodotta da impianti entrati in esercizio successivamente al 1 aprile 1999 e ubicati in paesi che riconoscano la stessa possibilità ad esportatori italiani. Quando si tratti di energia proveniente da Stati comunitari l’energia dovrà essere certificata dall’organismo designato dall'art. 20 comma 3 della direttiva 96/92/CE (ovvero il corrispettivo del nostro GRTN). Nel caso invece si trattasse di Stati terzi l’accettazione della domanda è subordinata alla stipula di una convenzione tra GRTN e analoga autorità locale.

In questo quadro si inseriscono le disposizioni del decreto ministeriale³⁶ 18 marzo 2002 il quale stabilisce l’esonero dall’obbligo di immissione, relativamente alla quota importata prodotta FER per i soggetti che compiono attività di importazione. Questa disposizione è oggi chiarita dal d.lgs. 387/03, il quale all’art. 20, comma 3, opera una netta distinzione tra i soggetti che importano energia elettrica da Stati membri dell’Unione europea e i soggetti che importano da Paesi Terzi. I primi per ottenere l’esenzione devono solamente presentare una richiesta al GRTN corredata di una garanzia di origine rilasciata ai sensi della direttiva 2001/77/CE dal Paese ove è ubicato l’impianto. Per i secondi l’esenzione è subordinata alla stipula di un accordo tra il Ministero delle attività produttive e il Ministero dell'ambiente e i competenti Ministeri dello Stato estero da cui l'elettricità viene importata, il cui contenuto consenta di garantire che l'elettricità importata è prodotta da fonti rinnovabili secondo le indicazione della direttiva 2001/77/CE.

7. Conclusioni
Come si è visto il sistema dei certificati verdi non rappresenta l’unico sistema di incentivazione a disposizione degli Stati per adempiere agli impegni di riduzione delle ‘emissioni climalteranti’ fissati nella conferenza di Kyoto del dicembre 1997³⁷ e ripresi poi in sede comunitaria³⁸ e nazionale³⁹. Il legislatore del 1999 (e quello di tutta la normativa attuativa), ha però ritenuto che il modello del marcato dei titoli negoziabili fosse quello migliore per adempiere agli obblighi in tema di incentivazione alle energie rinnovabili perseguendo allo stesso tempo obbiettivi di liberalizzazione e di apertura del mercato alla concorrenza⁴⁰.

Anche in questo settore, però, la forza delle scelta politica ha però dovuto scontrasi con le difficoltà strutturali, organizzative e burocratiche di realizzazione di un sistema che oltre ad essere particolarmente complesso si pone in forte discontinuità con quello precedente. Ciò spiega perché, a pochi mesi dal suo concreto avvio e dal completamento del quadro normativo di attuazione del sistema, da più parti si metta in dubbio l’adeguatezza del sistema basato sul mercato dei CV al raggiungimento degli obiettivi per cui è stato istituito⁴¹.

A sostegno delle tesi che avrebbero visto con favore l’adozione di un diverso sistema di incentivo vengono portati i migliori risultati ad oggi ottenuti dagli Stati⁴² che hanno adottato incentivi basati sul modello di feed-in (mediante tariffe fisse di immissione e obbligo di acquisto). Sulla compatibilità di questo modello con il diritto comunitario, che era stata messa in dubbio in relazione al divieto di aiuti di Stato alle industrie, si è pronunciata la Corte di Giustizia delle Comunità europee con la sentenza 13 marzo 2001 (causa 379/98 PreussenElektra AG c. Schlewag AG.) la quale ha affermato la legittimità della normativa tedesca in materia di contributi fissi ai produttori di energia elettrica da fonte rinnovabile.

Rileva la Corte che il meccanismo di feed-in, in vigore in Germania, non realizza un trasferimento diretto di risorse o di sovvenzioni statali a favore delle imprese produttrici da fonti rinnovabili in quanto l’onere finanziario risulta gravare unicamente sulle imprese di fornitura e sui gestori privati delle reti di energia elettrica situati a monte del consumatore finale.

In linea generale la Corte precisa, inoltre, che l’eventuale contrasto dell’incentivo fisso con l’art. 28 del Trattato CE (che vieta misure nazionali restrittive del mercato in grado di creare ostacoli al commercio intracomunitario) deve essere analizzato e valutato alla luce delle peculiarità del mercato dell’energia elettrica, nonché degli scopi delle normativa. Gli incentivi alle fonti rinnovabili sono, infatti, rivolti a perseguire finalità dichiarate di primaria importanza dalla Comunità laddove la politica ambientale, mirando ad un elevato livello di tutela, deve essere integrata e concorrere alla definizione (a maggior ragione dell’interpretazione) di tutti i settori del diritto comunitario⁴³.

Nonostante le difficoltà di avvio del mercato dei CV e le incertezze che, anche in presenza di una costante l’implementazione della normativa attuativa, continuano a permanere, il sistema del mercato dei certificati verdi ha in se le potenzialità per configurarsi come un efficiente meccanismo di incentivo in quanto è in grado di soddisfare nel medesimo tempo le esigenze di promozione delle FER e quelle di apertura del mercato dell’energia a una dimensione più ampia di quella nazionale. Rispetto ai sistemi in cui l’incentivo è fissato politicamente da ogni singolo governo, lo scambio ‘a condizione di reciprocità’ di certificati tra produttori di Paesi membri dell’Unione che adottino schemi di incentivo analoghi, appare più idoneo a portare il mercato dei TGCs ad una dimensione comunitaria.
Il dibattito tra sostenitori dei due diversi modelli di incentivo è destinato probabilmente a trovare una composizione in sede comunitaria. Dispone, infatti, l’art. 4 della direttiva 2001/77/CE che entro il 27 ottobre 2005 la Commissione europea dovrà presentare <<una relazione ben documentata sull'esperienza maturata durante l'applicazione e la coesistenza dei diversi meccanismi>>. Scopo di questa relazione sarà quello di valutare <<il successo, compreso il rapporto costo-efficacia, dei regimi di sostegno … nel promuovere il consumo di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili in conformità con gli obiettivi indicativi nazionali>>, con la possibilità, se necessario, di elaborare una proposta relativa <<a un quadro comunitario per i regimi di sostegno dell'elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili>>.

* Dottorando di ricerca in Diritto Pubblico presso la SPISA (Scuola di Specializzazione in Studi sull’Amm. Pubblica), Università di Bologna. Rif: cbaseggio@spisa.unibo.it.

1 Si individuano concordemente almeno tre motivazioni per cui si è deciso di abbandonare il sistema dell’incentivo diretto sullo schema CIP/6: una prima di tipo politico-normativo consistente nella necessità di adeguarsi alla normativa europea che preferisce strumenti di mercato a quelli di sovvenzione; una seconda di tipo ambientale dovuta allo scarso numero di impianti realizzati; una terza infine di tipo economico secondo cui la competizione era disincentivata e non si verificava una diminuzione di costi delle tecnologie perché gli impianti riscuotevano un prezzo fisso; inoltre il prezzo differenziato per tecnologia non permetteva lo sviluppo del potenziale rinnovabile delle fonti ancora non mature. GOLDONI G., Com’era verde il mio Certificato, Energia 2/2001.
2 Il GRTN SPA è una società le cui azioni sono interamente di proprietà del Ministero del Tesoro, del Bilancio e della Programmazione Economica che esercita i diritti d’azionista d’intesa con il Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato. Il DL 79/99 e la concessione del 17 luglio 2000, attribuiscono al GRTN le attività di trasmissione e dispacciamento e la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale garantendo, a parità di condizioni, libertà d’accesso a tutti gli operatori del settore. Il GRTN è attualmente dotato di una struttura operativa che conta su 700 dipendenti in otto sedi distinte di cui la principale in Roma. Annuario Naz. Dell’energia elettrica e dell’ambiente 2001 – XIX edizione.
3 LORENZONI A., The Italian green certificates market between uncertain and opportunities, in Energy Policy, 31(2003) pp. 33-42.
4 ‘Direttive per l’attuazione delle norme in materia di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui al comma 1, 2 e 3 dell’art. 11 del d.lgs. 16 marzo 1999 n. 79’, in GU del 14 dicembre 1999, n. 292.
5 ‘Modifiche e integrazioni al decreto del Ministero dell’Industria, del commercio e dell’artigianato, di concerto con il Ministero dell’Ambiente, 11 novembre 1999 concernete Direttive per l’attuazione delle norme in materia di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui al comma 1, 2 e 3 dell’art. 11 del d.lgs. 16 marzo 1999 n. 79’, in GU del 25 marzo 2002, n. 71.
6 ‘Approvazione della disciplina del mercato elettrico di cui all’art. 5 del d.lgs. 16 marzo 1999, n. 79’ in GU del 4 giugno 127.
7 SANNA F., Mercato dei “certificati Verdi” al via con il decreto MAP 14 marzo 2003, in Ambiente&Sicurezza 14(2003), pag. 59.
8 Con l’art. 43 della legge 1 marzo 2002, n. 39 il Parlamento ha delegato il governo ad emanare, con le modalità di cui ai commi 2 e 3 della stessa legge, uno o più decreti per il recepimento della direttiva 2001/77/CE. Il d.lgs. 387/03 è pubblicato nella GU del 31 gennaio 2004, n. 25. I principi e i criteri direttivi della delega sono i seguenti: a) individuare gli obiettivi indicativi di consumo futuro di elettricità da fonti rinnovabili di energia sulla base di previsioni realistiche, economicamente compatibili con lo sviluppo del Paese; b) prevedere che gli obiettivi di cui alla lettera a) siano conseguiti mediante produzione di elettricità da impianti ubicati sul territorio nazionale, ovvero importazione di elettricità da fonti rinnovabili esclusivamente da Paesi che adottino strumenti di promozione ed incentivazione delle fonti rinnovabili analoghi a quelli vigenti in Italia e riconoscano la stessa possibilità ad impianti ubicati sul territorio italiano; c) assicurare che i regimi di sostegno siano compatibili con i princípi di mercato dell'elettricità e basati su meccanismi che favoriscano la competizione e la riduzione dei costi; d) attuare una semplificazione delle procedure amministrative per la realizzazione degli impianti, nel rispetto delle competenze di Stato, regioni ed enti locali; e) includere, tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili, i rifiuti, ivi compresa la frazione non biodegradabile; f) prevedere che dall'applicazione delle disposizioni del presente articolo non derivino nuovi o maggiori oneri, né minori entrate a carico del bilancio dello Stato.
9 Si tratta delle così detta ‘bancabilità’ dei CV sinora non prevista: in pratica i CV ottenuti per la produzione energetica di un dato anno potranno essere commercializzati anche in anni successivi. Si ottiene così, senza oneri aggiuntivi, una maggiore finaziabilità degli impianti a fonte rinnovabile.
10 Relazione sui contenuti dello schema del decreto legislativo e conformità con la direttiva www.governo.it .
11 Concetto esplicitamente affermato nel Considerando 14 della dir. 2001/77/CE. 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.
12 Per una accurata presentazione dei sistemi di incentivo in vigore in Europa si veda: MAYER N. I., European schemes for promoting renewables in liberalised markets, in Energy Policy, 31(2003) 665-676; per una analisi dei vari modelli di incentivo sotto l’aspetto economico, e soprattutto dei certificati verdi, si veda: NIELSEN L., JAPPENSEN T., Tradable Green Certificates in selected European countries, overview and assessment, in Energy Policy, 31(2003) pp. 3-14.
13 HAVELPLUND F., Political prices or political quantities, a comparison of renewable energy support system, in New Energy, 5/2001.
14 Con la sentenza del 13 marzo 2001 la Corte di Giustizia delle Comunità europee (causa 379/98 PreussenElektra AG c. Schlewag AG.) ritiene che la legge tedesca del 1998 sull’alimentazione di corrente da fonti si energia rinnovabile nella rete pubblica non integri un’ipotesi di aiuto statale vietato dal diritto comunitario, pubblicata anche su Guida al diritto, n. 15 del 21/04/2001.
15 Ampia descrizione del dibattito danese è sintetizzata da MAYER e KOEFOED, EnergyPolicy, 3(2003), oltre che da HVELPLUND, cit.
16 Il sistema ad asta è ancora operativo in Irlanda.
17 La definizione più recente è offerta dal DM 18 marzo 2002 che modifica, specificandolo, l’art. 2 comma 1ettera g) del D lgs. 11 del 1999: La co-combustione è la combustione contemporanea di combustibili rinnovabili e di combustibili solidi, liquidi o gassosi ottenuti da fonti rinnovabili. Una definizione più aggiornata sarà contenuta del ddl. Marzano.
18 La domanda di qualificazione viene esaminata da una Commissione che in caso di incertezza può rinviare la decisione al parere della Amministrazioni di volta in volta competenti. Nel caso l’impianto non sia ancora entrato in funzione la domanda è corredata dal progetto definitivo. La domanda è accolta per silenzio assenso dopo novanta giorni dal ricevimento.
19 Cioè la cogenerazione, intesa come produzione combinata di energia elettrica o meccanica e di calore, il calore recuperabile nei fumi di scarico e da impianti termici, da impianti elettrici e da processi industriali, nonché le altre forme di energia recuperabile in processi, in impianti e in prodotti ivi compresi i risparmi di energia conseguibili nella climatizzazione e nell'illuminazione degli edifici con interventi sull'involucro edilizio e sugli impianti.
20 In Gazz. Uff., 3 luglio, n. 154. Disciplina delle caratteristiche merceologiche dei combustibili aventi rilevanza ai fini dell'inquinamento atmosferico, nonché delle caratteristiche tecnologiche degli impianti di combustione.
21 Relazione sui contenuti dello schema del decreto legislativo e conformità con la direttiva www.governo.it.
22 In applicazione dell’art. 9, comma 1, del d.lgs. 79/1999 e dell’art. 16, comma 4, d.lgs. n. 164/2000.
23 Esenzione prevista dall’art. 21 della legge 23 dicembre 2000, n. 388.
24 Contribuiscono alla emissione di CV del GRTN gli impianti compresi nelle graduatorie CIP/6 e identificati con le delibere 144/01 e 175/00 della AEEG, mentre vengono esclusi quelli elencati nella delibera 151/01.
25 Tra cui il c.d. provvedimento ‘Sbloccacentrali’ che avoca alle autorità centrali la VIA sugli impianti di produzione di energia, D.L. 7 febbraio 2002, n. 7 convertito in legge 9 aprile 2002, n. 55 oltre che il decreto sulle infrastrutture e sugli insediamenti produttivi strategici pubblici e di interesse pubblico, n. 190/2002, in attuazione della c.d. Legge Obiettivo.
26 Si può affermare quindi che, in conseguenza dell’ampia disponibilità dei CV da CIP/6 per il primo triennio di mercato, è stata data mano libera al GTRN di controllare il prezzo del CV aumentando (immettendo CV sul mercato) o diminuendo (annullando CV) l’offerta dei diritti di produzione senza alcun obbligo di compensazione. LEONARDI M., cit.
27 Il modulo per l’autocertificazione della produzione e dell’importazione da fonti non rinnovabili è disponibile in rete sul sito del GRTN www.gtrn.it. Rispetto alle dichiarazioni di produzione e di importazione, al netto degli autoconsumi, della cogenerazione e delle esportazioni, sarà calcolato il 2% di energia elettrica che i produttori sono vincolati ad acquisire attraverso certificati verdi.
28 Nella normativa attualmente in vigore non è predisposto un apposito sistema sanzionatorio da attribuire ai soggetti inadempienti agli obblighi di portafoglio CV imposti dall'art. 11 del Decreto Bersani, ma per effetto del richiamo fatto dal punto 69 della Disciplina alla limitazione o esclusione dal mercato, sembrano operare le sanzioni contenute nelle Istruzioni per i soggetti partecipanti al mercato del GME e che non si attengono alle regole.

In caso di violazione dovuta a COLPA:	- Richiamo in forma privata. - Richiamo in forma scritta. - Sospensione da cinque giorni fino a un mese, e, in caso di recidiva, per un mese.
In caso di violazioni colpose che abbiano determinato turbativa del mercato:	- Richiamo in forma pubblica. - Sospensione dal mercato da un mese fino a un anno, e, nel caso di recidiva, per un anno.
In caso di violazione dovuta a DOLO:	- Sospensione dal marcato da sei mesi fino a diciotto mesi. - Esclusione dal mercato.
In caso di violazioni dolose che abbiano provocato turbativa del mercato:	- Sospensione dal mercato da diciotto mesi fino a tre anni, e, in caso di recidiva per tre anni. - Esclusione dal mercato.

29 Il comma successivo del Disegno di legge specifica che ai soggetti che omettono di presentare l’autocertificazione, dei cui al all’art. 3 del Decreto Bersani, sono considerati inadempienti per la quantità di certificati correlata al totale di elettricità importata nell’anno precedente dal soggetto. Per quanto riguarda, infine, il calcolo della sanzione, stabilisce il comma 4, che il valore unitario di riferimento è il prezzo massimo del CV raggiunto nel corso dell’anno precedente.
30 PRICE WATERHOUSE COOPERS, Organisation of RE Market and Trading of Green Certificates, 1999, www.ens.dk e ENER Bullettin, n. 25/2002, Successfully promoting renewable energy sources in Europe, atti dal convegno tenuto a Budapest, 6/7 giugno 2002, www.eu.fgh.de/ENER
31 Ovvero quelle previste dall'art. 2, comma 23, della L 14 novembre 1995 n. 481.
32 I soggetti interessati, e in possesso dei requisiti fissati dalle Istruzioni, dovranno presentare domanda al GME e sottoscrivere un contratto di adesione al mercato. In cambio nell’apertura di un conto proprietà e della partecipazione alle contrattazioni elettroniche sono tenuti al versamento a favore del GME di un corrispettivo fisso annuo e di un corrispettivo variabile in ragione della quantità di CV scambiati.
33 In linguaggio tecnico ‘book di negoziazione’ il cui funzionamento è definito dalle Disposizioni Tecniche di Funzionamento ancora in via di predisposizione. Nel book sono disponibili tutte le informazioni che possono essere necessarie agli operatori ovvero il prezzo e quantità delle proposte immesse sul mercato e non ancora abbinate; il prezzo delle ultime tre transazioni eseguite nella sessione; il prezzo minimo e massimo della sessione; il prezzo di riferimento della sessione precedente a quella in corso; il volume scambiato nella sessione.
34 PRICE WATERHOUSE COOPERS, cit.
35 Dal primo bollettino annuale informativo emesso dal GRTN.
36 Si tratta dell’art. 3 del DM Att. Prod. del 18 marzo 2002 che, inseriva all’art. 3 del DM 1999 il comma 1-bis stabilendo che i soggetti che importano energia elettrica possono chiedere, relativamente alla quota di importazione prodotta da fonti rinnovabili, l’esenzione dagli obblighi previsti dal Bersani all’art. 11 comma 1, 2, e 3.
37 GATTO M., The economic benefits of the Kyoto protocol, in Nature, vol. 413/2001.
38 Nel novembre 1996 è stato pubblicato il Libro Verde ‘Verso una strategia europea di sicurezza dell’approvigionamento energetico’ , seguito, nel novembre 1997 dal Libro Bianco ‘Una politica energetica per l’Unione europea’ con cui è stata definita una strategia per portare al 2010 l’uso delle fonti rinnovabili al 12% dell’energia utilizzata.
39 In Italia il 6 agosto 1999 è stato approvato dal CIPE il ‘Libro bianco per la valorizzazione delle fonti rinnovabili’ con il quale sono stati individuati gli obiettivi che devono essere raggiunti, per ciascuna fonte rinnovabile, al fine di ottenere la riduzione di emissioni cui ci si è impegnati. Nella direttiva 2001/77/CE la misura di utilizzo delle FER, in relazione agli obiettivi nazionali, è indicata per l’Italia nella misura del 25% al 2010.
40 MORTHORST P.E., A green certificate market combined with a liberalised power market, in Energy Policy, 31(2003) pp. 1139-1402.
41 Valgono per tutte le critiche al sistema dei certificati verdi, e più in genere alla liberalizzazione del settore energetico realizzata dal decreto 11 novembre 1999, vengono portate da CLO A. I grandi gruppi energetici in Italia tra passato, presente e… futuro?, Energia 4/2001 e in Energia, mercato e politiche pubbliche, Energia, Ambente e innovazione 1/2002, ma anche sul piano internazionale da HAVELPLUND F, cit.
42 Sistema attualmente operante in Germania, Spagna, Austria, Grecia e Lussemburgo.
43 Per una disamina approfondita della sentenza del 2001 si veda: GRATANI A. in Rivista giuridica dell’ambiente, 2001, 5, pp. 609-614.