Energia

Normativa Vigente

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Dm Sviluppo economico 15 marzo 2012

Definizione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili (c.d. Burden Sharing)

Il titolo ufficiale del presente provvedimenti è stato modificato con errata corrige pubblicato in Gu 17 aprile 2012 n. 90. Il titolo precedente era il seguente: "Definizione e qualificazione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione della modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle Regioni e delle Provincie autonome (c.d. Burden Sharing)"

Testo vigente oggi 23/09/2019

Ministero dello sviluppo economico

Decreto 15 marzo 2012

(Gu 2 aprile 2012 n. 78)

Definizione e quantificazione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione delle modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle Regioni e delle Provincie autonome (c.d. Burden Sharing)

Il Ministro dello sviluppo economico

di concerto con

Il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare

Vista la legge 24 dicembre 2007, n. 244 (di seguito legge n. 244 del 2007) ed in particolare:

— l'articolo 2, comma 167, come modificato dall'articolo 8-bis del decreto legge 30 dicembre 2008, convertito con modificazioni dalla legge 27 febbraio 2009, n. 13, il quale stabilisce che il Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, d'intesa con la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome di Trento e di Bolzano, emana uno o più decreti per definire la ripartizione fra Regioni e Province autonome di Trento e di Bolzano della quota minima di incremento dell'energia prodotta con fonti rinnovabili per raggiungere l'obiettivo del 17 per cento del consumo interno lordo entro il 2020 ed i successivi aggiornamenti proposti dall'Unione europea, precisando che i suddetti decreti sono emanati tenendo conto:

a) della definizione dei potenziali regionali tenendo conto dell'attuale livello di produzione delle energie rinnovabili;

b) dell'introduzione di obiettivi intermedi al 2012, 2014, 2016 e 2018 calcolati coerentemente con gli obiettivi intermedi nazionali concordati a livello comunitario;

c) della determinazione delle modalità di esercizio del potere sostitutivo del Governo ai sensi dell'articolo 120 della Costituzione nei casi di inadempienza delle Regioni per il raggiungimento degli obiettivi individuati;

Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 che attua la direttiva 2009/28/Ce sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (di seguito: decreto legislativo n. 28 del 2011) ed in particolare:

— gli articoli 35 e 36 che prevedono la promozione e la gestione con altri Stati membri e Paesi terzi, sulla base  di accordi internazionali, di progetti comuni e trasferimenti statistici a favore dell'Italia di produzioni di energia da fonti rinnovabili, stabilendone i criteri e le modalità di copertura dei relativi oneri;

— l'articolo 37, commi da 1 a 5 che individuano le azioni e gli strumenti ulteriori a quelli resi disponibili dalla normativa nazionale, che le Regioni e le Province autonome possono utilizzare ai fini del raggiungimento dei rispettivi obiettivi di sviluppo di energia da fonti rinnovabili, definiti in attuazione del predetto articolo 2, comma 167 della legge n. 244 del 2007, nonché le modalità di verifica del raggiungimento degli obiettivi regionali da parte del Ministro dello sviluppo economico;

— l'articolo 37, comma 6, il quale prevede che, con decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e d'intesa con la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome di Trento e di Bolzano sono definiti e quantificati gli obiettivi regionali in attuazione del predetto articolo 2, comma 167, della legge n. 244 del 2007 e successive modificazioni, nonché definite le modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle Regioni e delle Province autonome, in coerenza con quanto previsto dal medesimo articolo 2, comma 170, della legge n. 244 del 2007;

Vista la legge 5 giugno 2003, n. 131, e in particolare l'articolo 8, il quale, in l'attuazione dell'articolo 120 della Costituzione, disciplina le modalità con le quali il Governo può sostituirsi a organi delle Regioni, delle città metropolitane, delle Province e dei Comuni nel caso di mancato rispetto di norme e trattati internazionali o della normativa comunitaria, ovvero quando lo richiedono la tutela dell'unità giuridica ed economica;

Visto il Piano di azione nazionale per lo sviluppo delle fonti rinnovabili (di seguito Pan), adottato ai sensi dell'articolo 4 della direttiva 2009/28/Ce e trasmesso alla Commissione europea il 31 luglio 2010, che definisce gli obiettivi nazionali e le misure al 2020, anche di carattere intermedio, per contenere i consumi finali e sviluppare quelli di energia da fonti rinnovabili, quantificando anche la quota conseguibile attraverso mezzi diversi dalla produzione nazionale, quali l'importazione di energia da altri Paesi;

Visto il decreto 5 maggio 2011 del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e sentita la Conferenza Unificata di cui all'articolo 8 del decreto legislativo n. 281 del 1997, con cui sono stati ridefiniti i criteri per incentivare la produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici e gli obiettivi di potenza incentivabile al 2016;

Visto lo studio preliminare effettuato dalla società Erse — nell'ambito delle attività di ricerca sul sistema elettrico per il triennio 2009-2011 — e da Enea, con cui è stata individuata la metodologia per la ripartizione regionale dell'obiettivo nazionale sulle fonti rinnovabili ed è stata proposta una prima ipotesi di ripartizione basata, tra l'altro, su una serie di dati regionali di consumo finale di energia prodotti da Enea;

Visti i risultati del successivo studio eseguito dalla società Ricerca sul sistema energetico — Rse Spa (già Erse), nell'ambito delle attività di ricerca sul sistema elettrico per il triennio 2009-2011, con il quale, con riferimento ai valori di produzione e consumo di energie rinnovabili in ciascuna Regione e Provincia autonoma, sono stati definiti gli attuali livelli, esaminati i potenziali e delineati i criteri di ripartizione degli obiettivi nazionali fino al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti;

Ritenuto che la ripartizione tra le Regioni e le Province autonome degli obiettivi di consumo di fonti rinnovabili fino al 2020 debba riguardare i soli settori dell'elettricità e del calore e raffrescamento, poiché l'aumento dei consumi di energia da fonti rinnovabili nei trasporti dipende quasi esclusivamente da strumenti nella disponibilità dello Stato;

Ritenuto altresì che gli obiettivi nazionali indicati nel Pan rappresentano obiettivi minimi, che potranno essere integrati ed anche diversamente articolati nell'arco dei previsti aggiornamenti biennali, per tener conto del maggior apporto di alcune fonti, di eventuali mutamenti tecnologici così come degli esiti del monitoraggio;

Acquisita l'intesa della Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome di Trento e di Bolzano, sancita nella riunione del 22 febbraio 2012;

Emana

il seguente decreto:

Articolo 1

Finalità

1. Il presente decreto, in attuazione dell'articolo 37, comma 6, del decreto legislativo n. 28 del 2011 e nel rispetto dei criteri di cui all'articolo 2, comma 167, della legge n. 244 del 2007 e successive modificazioni, definisce e quantifica gli obiettivi intermedi e finali che ciascuna Regione e Provincia autonoma deve conseguire ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali fino al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti.

2. Il presente decreto, in attuazione dell'articolo 37, comma 6, del decreto legislativo n. 28 del 2011, definisce le modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle Regioni e delle Province autonome, in coerenza con quanto previsto dall'articolo 2, comma 170, della legge n. 244 del 2007.

Articolo 2

Modalità di determinazione e conseguimento degli obiettivi delle Regioni e delle Province autonome

1. Per la quantificazione degli obiettivi da assegnare a ciascuna Regione e Provincia autonoma, si assumono a riferimento gli obiettivi nazionali definiti nel Pan. Il consumo di biocarburanti per trasporti e le importazioni di energia rinnovabile da Stati membri e da Paesi terzi, conseguenti all'attuazione degli articoli 35 e 36 del decreto legislativo n. 28 del 2011, non concorrono alla determinazione della quota di energia da fonti rinnovabili da ripartire tra le Regioni e le Province autonome, fatto salvo quanto previsto ai commi 5 e 6.

2. Ai fini del presente decreto, il consumo finale lordo di energia di una Regione o Provincia autonoma è dato dalla somma dei seguenti tre termini:

a) consumi elettrici, compresi i consumi degli ausiliari di centrale, le perdite di rete e i consumi elettrici per trasporto;

b) consumi di energia per riscaldamento e raffreddamento in tutti i settori, con esclusione del contributo dell'energia elettrica per usi termici;

c) consumi per tutte le forme di trasporto, ad eccezione del trasporto elettrico e della navigazione internazionale.

3. Ai fini del presente decreto, il consumo di energia rinnovabile in una Regione o Provincia autonoma è dato dalla somma dei seguenti quattro termini:

a) energia elettrica lorda da fonte rinnovabile prodotta da impianti ubicati nella Regione;

b)  energia  termica  da   fonte   rinnovabile   per riscaldamento/raffreddamento, prodotta e distribuita, anche mediante teleriscaldamento, da impianti di conversione ubicati nella Regione o Provincia autonoma, ad esclusione di quelli alimenti con biometano o biogas prelevato da reti di cui al punto d) del presente comma;

c) biometano prodotto tramite impianti di produzione ubicati nella Regione o Provincia autonoma e immesso nella rete di distribuzione del gas naturale;

d) biometano e biogas prodotto tramite impianti di produzione ubicati nella Regione o Provincia autonoma, immesso in reti di distribuzione private e impiegato per usi termici o di trasporto.

4. Per le finalità di cui al comma 3 nel caso di impianti in cui la produzione sia attribuibile agli apporti di più Regioni o Province autonome, la ripartizione delle relative produzioni è definita da accordi stipulati tra le medesime Regioni e Province autonome. In carenza di accordi, la produzione è attribuita applicando i criteri di cui al punto 10.5 delle linee guida approvate dalla Conferenza unificata ed emanate con Dm 10 settembre 2010, pubblicato in Gu 18 settembre 2010, n. 219.

5. Le Regioni e le Province autonome possono ricorrere, ai fini del raggiungimento dei rispettivi obiettivi, agli strumenti di cui all'articolo 37, comma 1 e comma 4, lettera a), del decreto legislativo n. 28 del 2011. Allo scopo di destinare prioritariamente le produzioni da fonti rinnovabili realizzate in Italia al conseguimento degli obiettivi nazionali, i trasferimenti statistici per cessione di energia da fonti rinnovabili ad altri Stati membri o Paesi terzi promossi dalle Regioni o Province autonome devono essere preventivamente autorizzati dal Ministro dello sviluppo economico.

6. La copertura dei costi per i trasferimenti statistici e i progetti comuni promossi dalle Regioni e Province autonome è assicurata attraverso le modalità definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, sentita la Conferenza Stato-Regioni, nell'ambito dei provvedimenti previsti dall' articolo 35, comma 2, del decreto legislativo n. 28 del 2011. A tali fini, gli oneri specifici dell'energia oggetto di trasferimenti statistici o progetti comuni a carico delle Regioni e Province autonome partecipanti sono pari a quelli definiti ai sensi dell'articolo 35, comma 1, lettera b), del decreto legislativo n. 28 del 2011.

7. Ai fini del presente decreto, la quota del consumo finale lordo di energia coperta da fonti rinnovabili in ciascuna Regione e Provincia autonoma è calcolata come rapporto tra la somma dei termini di cui al comma 3 e degli eventuali apporti conseguenti all'utilizzo degli strumenti richiamati al comma 5, e la somma dei termini di cui al comma 2.

Articolo 3

Obiettivi delle Regioni e Province autonome

1. La metodologia seguita per la ripartizione tra le Regioni e le Province autonome degli obiettivi intermedi e finali di contenimento dei consumi finali lordi e di sviluppo delle fonti rinnovabili previsti dal Pan ed i relativi risultati conseguiti sono riportati, rispettivamente, negli allegati 2 e 1 che formano parte integrante del presente decreto. Gli elementi metodologici e quantitativi riportati nei medesimi allegati hanno valore indicativo e di orientamento, in particolare ai fini della programmazione delle Regioni e delle Province autonome, fermo restando quanto previsto dall'articolo 4. Gli obiettivi di cui al comma 2 possono essere conseguiti attraverso una qualsiasi combinazione dei contributi dei quattro termini di cui all'articolo 2, comma 3, nonché dei contributi derivanti dagli strumenti di cui all'articolo 37, comma 4, del decreto legislativo n. 28 del 2011.

2. Gli obiettivi, intermedi e finali, per ciascuna Regione e Provincia autonoma sono riportati nella seguente Tabella A, fatto salvo quanto previsto dall'articolo 5, commi 5 e 6. Gli obiettivi, intermedi e finali, a partire dall'anno 2016 sono vincolanti.

 

Tabella A — Traiettoria degli obiettivi regionali, dalla situazione iniziale al 2020

 

Regioni e Province autonome Obiettivo regionale per l'anno [%]
Anno inziale
riferimento (*)
2012 2014 2016 2018 2020
Abruzzo 5,8 10,1 11,7 13,6 15,9 19,1
Basilicata 7,9 16,1 19,6 23,4 27,8 33,1
Calabria 8,7 14,7 17,1 19,7 22,9 27,1
Campania 4,2 8,3 9,8 11,6 13,8 16,7
Emilia Romagna 2,0 4,2 5,1 6,0 7,3 8,9
Friuli V. Giulia 5,2 7,6 8,5 9,6 10,9 12,7
Lazio 4,0 6,5 7,4 8,5 9,9 11,9
Liguria 3,4 6,8 8,0 9,5 11,4 14,1
Lombardia 4,9 7,0 7,7 8,5 9,7 11,3
Marche 2,6 6,7 8,3 10,1 12,4 15,4
Molise 10,8 18,7 21,9 25,5 29,7 35,0
Piemonte 9,2 11,1 11,5 12,2 13,4 15,1
Puglia 3,0 6,7 8,3 10,0 11,9 13,7
Sardegna 3,8 8,4 10,4 12,5 14,9 17,8
Sicilia 2,7 7,0 8,8 10,8 13,1 15,9
TAA-Bolzano 32,4 33,8 33,9 34,3 35,0 36,5
TAA-Trento 28,6 30,9 31,4 32,1 33,4 35,5
Toscana 6,2 8,7 9,5 12,3 14,1 16,5
Umbria 6,2 9,6 10,9 12,3 14,1 16,5
Valle d'Aosta 51,6 51,8 51,0 50,7 51,0 52,1
Veneto 3,4 5,6 6,5 7,4 8,7 10,3
Italia 5,3 8,2 9,3 10,6 12,2 14,3
(*) Cfr allegato 2 - Cap. 4.

 

3. Nelle more della definizione della metodologia di monitoraggio di cui all'articolo 40 del decreto legislativo n. 28 del 2011, su proposta unitaria delle Regioni e fermo restando l'obiettivo nazionale, viene effettuata una rivisitazione dei criteri metodologici e dei parametri utilizzati per la ripartizione tra Regioni e le Province autonome degli obiettivi intermedi e finali, a seguito della quale il Ministero dello sviluppo economico provvede di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della tutela del territorio e del mare e d'intesa con la Conferenza Stato-Regioni alla ridefinizione della Tabella A del presente articolo. Fermo restando l'obiettivo nazionale, la ridefinizione della Tabella A è altresì consentita al verificarsi delle condizioni di cui all'articolo 5, comma 6.

4. Le Regioni, al fine di assicurare il raggiungimento degli obiettivi intermedi e finali di cui alla Tabella A del presente articolo, integrano i propri strumenti per il governo del territorio e per il sostegno all'innovazione nei settori produttivi con specifiche disposizioni a favore dell'efficienza energetica e dell'uso delle fonti rinnovabili.

5. Qualora una Regione abbia attribuito il rilascio delle autorizzazioni di cui all'articolo 12 del decreto legislativo del 29 dicembre 2003, n. 387 agli enti locali, è tenuta a vigilare affinché i medesimi ottemperino alla regolare applicazione delle norme vigenti in materia, a definire le proprie modalità di intervento ed a utilizzare poteri sostitutivi in caso di inerzia accertata al fine di assicurare il rispetto delle norme stesse nonché il raggiungimento degli obiettivi indicati alla Tabella A del presente articolo.

6. Fermi restando gli obiettivi previsti dalla Tabella A di cui all'articolo 3 del presente decreto, le Regioni e le Province autonome possono stabilire, anche sulla base delle disposizioni di cui all'articolo 4, comma 3, del decreto legislativo n.28 del 2011 e di cui al paragrafo 17.2 del Dm 10 settembre 2010,  pubblicato in Gazzetta ufficiale 18 settembre 2010, n. 219, i limiti massimi alla produzione di energia per singola fonte rinnovabile in misura non inferiore a 1,5 volte gli obiettivi previsti nei rispettivi strumenti di pianificazione energetica per la medesima fonte.

7. In considerazione dell'impatto sulle reti elettriche degli impianti di produzione a fonti rinnovabili non programmabili e della rapida crescita di tali tipi di impianti, con fenomeni di forte concentrazione  geografica,  fermo restando  il  principio dell'autorizzazione unica di cui all'articolo 12 del decreto legislativo n. 387 del 2003, ed alle linee guida di cui al decreto ministeriale 10 settembre 2010, pubblicato nella Gazzetta ufficiale 18 settembre 2010, n. 219, la Regione o la Provincia delegata, nelle more della realizzazione degli interventi di messa in sicurezza del sistema elettrico, può sospendere i procedimenti di autorizzazione in corso su motivata segnalazione da parte dei gestori delle reti circa la sussistenza di problemi di sicurezza per la continuità e la qualità delle forniture. La segnalazione, che può avvenire anche a seguito di richiesta di verifica da parte della Regione interessata, è corredata dalla proposta degli interventi di messa in sicurezza, necessari e propedeutici all'ulteriore installazione di impianti rinnovabili non programmabili in condizioni di sicurezza. La sospensione ha la durata massima di otto mesi. La Regione o l'ente preposto assicurano adeguata pubblicità e garantiscono il sollecito rilascio degli atti autorizzativi di competenza, necessari per l'esecuzione nei tempi minimi degli interventi di messa in sicurezza.

8. La sospensione di cui al comma 7 non può essere disposta per i procedimenti relativi ad impianti non collegati alla rete elettrica ovvero dotati di sistemi di accumulo di capacità pari almeno alla produzione giornaliera media dell'impianto.

Articolo 4

Orientamenti per iniziative prioritarie e collaborazione Stato-Regioni e Province autonome

1. In attuazione dell'articolo 37, comma 4, lettere b), c), d) ed e), del decreto legislativo n. 28 del 2011 e tenuto conto delle ulteriori disposizioni in materia di formazione e di  reti di teleriscaldamento di cui agli articoli 15 e 22 dello stesso decreto legislativo, le Regioni e le Province autonome, nell'ambito delle proprie risorse finanziarie, perseguono prioritariamente il contenimento dei rispettivi consumi finali lordi, nella misura prevista in allegato 2, con i seguenti principali strumenti:

a) sviluppare modelli di intervento per l'efficienza energetica e le fonti rinnovabili su scala distrettuale e territoriale;

b) integrare la programmazione in materia di fonti rinnovabili e di efficienza energetica con la programmazione di altri settori.

2. Le Regioni e le Province autonome, nell'ambito delle proprie risorse finanziarie, concorrono al contenimento del rispettivi consumi finali lordi, nella misura prevista in allegato 2, favorendo in particolare le seguenti attività anche ai fini dell'accesso agli strumenti nazionali di sostegno, in particolare mediante:

a) misure e interventi nei trasporti pubblici locali, negli edifici e nelle utenze delle Regioni e delle Province autonome, nonché degli Enti locali;

b) misure e interventi di riduzione del traffico urbano;

c) interventi per la riduzione dei consumi di energia elettrica nell'illuminazione pubblica e nel settore idrico;

d) diffusione degli strumenti del finanziamento tramite terzi e dei servizi energetici;

e) incentivazione dell'efficienza energetica, nei limiti di cumulabilità fissati dalle norme nazionali.

3. Ai fini dell'attuazione delle disposizioni richiamate al comma 1 le Regioni e le Province autonome provvedono a:

a) indirizzare gli Enti locali per lo svolgimento dei procedimenti di loro competenza, relativi alla costruzione e all'esercizio degli impianti di produzione da fonti rinnovabili, secondo principi di efficacia e di semplificazione amministrativa e applicando il modello dell'autorizzazione unica per impianti ed opere

di rete connesse;

b) incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili, nei limiti di cumulabilita' fissati dalle norme nazionali;

c) destinare specifici programmi di formazione, rivolti anche a gestori di utenze pubbliche, progettisti, piccole e medie imprese;

d) promuovere la realizzazione di reti di teleriscaldamento per la valorizzazione del calore e la riduzione delle sorgenti emissive, secondo criteri di efficienza realizzativa, anche mediante specifiche previsioni nella pianificazione di livello regionale ed indirizzi per la pianificazione di livello locale.

4. Al fine di semplificare e favorire l'accesso agli strumenti di sostegno nazionali per l'efficienza energetica, su richiesta delle Regioni accompagnata da progetti preliminari, l'Enea redige e propone all'approvazione del Ministero dello sviluppo economico schede standardizzate per la quantificazione dei risparmi di progetti inerenti misure e interventi di cui al comma 2.

5. Le Regioni e le Province autonome rendono note al Ministero dello sviluppo economico, al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e alle altre Regioni le rispettive iniziative e misure, di particolare efficacia in materia di efficienza energetica, di semplificazione e accelerazione delle procedure autorizzative di impianti a fonti rinnovabili e interventi di efficienza energetica.

6. Il Ministero dello sviluppo economico e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare promuovono lo scambio e la valorizzazione di esperienze e di buone pratiche realizzate nelle Regioni e nelle Province autonome, attraverso specifici eventi e strumenti di diffusione informativa.

7. Il Ministero dello sviluppo economico e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare provvedono a informare le Regioni e le Province autonome sulle iniziative comunitarie in materia di sostegno alle fonti rinnovabili e all'efficienza energetica.

Articolo 5

Monitoraggio e verifica di raggiungimento degli obiettivi

1. A decorrere dal 2013, successivamente all'approvazione delle metodologie di cui all'articolo 40, commi 4 e 5, del decreto legislativo n. 28 del 2011, il Ministero dello sviluppo economico, nell'ambito delle risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente, provvede, entro il 31 dicembre di ciascun anno e secondo le modalità di cui al comma 4, alla verifica per ciascuna Regione e Provincia autonoma della quota del consumo finale lordo di energia  coperta da fonti rinnovabili, riferita all'anno precedente. L'esito della verifica annuale è comunicato al Ministero dell'ambiente, al Ministero per i beni e le attività culturali, alla Presidenza del Consiglio dei Ministri e alle Regioni, con proposta di discussione in Conferenza Stato-Regioni nonché, in caso di mancato conseguimento degli obiettivi di cui alla Tabella A dell'articolo 3, per l'esercizio dei poteri di cui all'articolo 6.

2. Per le finalità di cui al comma 1, le Regioni e Province autonome trasmettono al Gestore servizi energetici Gse Spa e al Ministero dello sviluppo economico:

a) copia delle intese e degli accordi conclusi ai sensi dell'articolo 37, comma 4, lettera a) del decreto legislativo n. 28 del 2011, nonché degli accordi per trasferimenti statistici di cui all'articolo 37, comma 1, dello stesso decreto legislativo;

b) i valori dell'energia effettivamente trasferita, nell'anno precedente, in attuazione delle intese e degli accordi di cui alla lettera a);

c) gli elementi atti a dimostrare la partecipazione alla copertura dei costi per i trasferimenti statistici e i progetti comuni previsti dall'articolo 35 del decreto legislativo n. 28 del 2011.

3. Per le finalità di cui all'articolo 6, l'obiettivo di ciascuno degli anni 2014, 2016, 2018 e 2020 è calcolato come il valore più alto tra la media del biennio e il valore calcolato al 31 dicembre dell'anno di riferimento.

4. Nel caso in cui le metodologie di cui all'art. 40, commi 4 e 5, del decreto legislativo n. 28 del 2011 non siano approvate, ovvero il monitoraggio degli obiettivi non sia operativo, non si da' luogo alla verifica di cui al comma 1 e, conseguentemente, a quanto previsto dall'articolo 6. La verifica è svolta a partire dall'anno successivo a quello dal quale risulta attivo il sistema statistico nazionale in materia di energia integrato secondo quanto previsto dall'articolo 40, comma 1, del decreto legislativo n. 28 del 2011.

5. Al fine di assicurare modalità coordinate e condivise di realizzazione, monitoraggio e verifica degli obiettivi di cui alla Tabella A dell'articolo 3, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministero dello sviluppo economico istituisce un osservatorio, con i compiti di analisi e proposta di cui ai commi successivi, costituito da sedici componenti, di cui otto designati dal Ministero dello sviluppo economico, d'intesa con il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, il Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali e il Ministero per i beni e le attività culturali e otto designati dalla Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome di Trento e di Bolzano. Ai componenti dell'osservatorio non spetta alcun compenso, comunque denominato, ne' rimborso spese.

6. L'osservatorio di cui al comma 5 costituisce un organismo permanente di consultazione e confronto tecnico sulle modalità di raggiungimento degli obiettivi regionali, nonché di supporto e di scambio di buone pratiche in particolare finalizzate al contenimento dei consumi finali nell'ambito delle politiche territoriali. Annualmente, l'osservatorio analizza il grado di raggiungimento degli obiettivi e le cause di eventuali scostamenti, proponendo le conseguenti azioni ritenute idonee al superamento delle circostanze impeditive. In occasione del monitoraggio dell'anno 2016, qualora risulti uno scostamento dall'obiettivo nazionale superiore al 20%, l'osservatorio ne individua le cause e propone al Ministero dello sviluppo economico l'adozione di provvedimenti diretti a superare le criticità, anche attraverso la rimodulazione degli obiettivi regionali di cui alla Tabella A, dopo aver accertato l'efficacia e la qualità delle misure attivate da ciascuna Regione e Provincia autonoma, nonché il rispetto degli adempimenti di cui al decreto legislativo n. 28 del 2011.

7. L'osservatorio si avvale degli strumenti statistici sviluppati dal Gse, nonché dalle Regioni e Province autonome, in attuazione dell'articolo 40 del decreto legislativo n. 28 del 2011 e propone eventuali miglioramenti della metodologia prevista al comma 5 dello stesso articolo 40.

Articolo 6

Modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi

1. A decorrere dal 2017, tenuto conto delle analisi e verifiche condotte dall'osservatorio di cui all'articolo 5, comma 4, in caso di mancato conseguimento degli obiettivi da parte di una o più Regioni o Province autonome, il Ministro dello sviluppo economico invita la Regione o Provincia autonoma a presentare entro due mesi osservazioni in merito.

2. Entro i successivi due mesi, il Ministro dello sviluppo economico, qualora abbia accertato, tenuto conto delle analisi e verifiche condotte dall'osservatorio, che il mancato conseguimento degli obiettivi è imputabile all'inerzia delle Amministrazioni preposte ovvero all'inefficacia delle misure adottate dalla Regione o Provincia autonoma, propone al Presidente del Consiglio dei Ministri di assegnare all'ente interessato un termine, non inferiore a sei mesi, per l'adozione dei provvedimenti necessari al conseguimento degli obiettivi.

3. Decorso inutilmente il termine di cui al comma 2, il Consiglio dei Ministri, sentita la Regione interessata, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, adotta i provvedimenti necessari ovvero nomina un apposito commissario che, entro i successivi sei mesi, consegue la quota di energia da fonti rinnovabili idonea a coprire il deficit riscontrato. A tal fine, il commissario ricorre agli strumenti e alle modalità di cui all'articolo 37, comma 1, e comma 4, lettera a), del decreto legislativo n. 28 del 2011, con oneri a carico della Regione o della Provincia autonoma interessata nel rispetto del patto di stabilità interno e della vigente normativa in materia di spesa del personale. Alla riunione del Consiglio dei ministri partecipa il Presidente della Giunta regionale della Regione interessata al provvedimento, o un suo delegato.

4. La procedura di cui ai commi 2 e 3 non si applica nel caso di raggiungimento degli obiettivi nazionali, intermedi o finale. La procedura di cui ai commi 2 e 3 può essere attivata solo nel caso in cui siano vigenti i provvedimenti di cui all' articolo 24, comma 5, all'articolo 25, comma 10, all'articolo 28, comma 2, e all'articolo 29, comma 1, del decreto legislativo n. 28 del 2011.

Articolo 7

Disposizioni finali

1. In caso di aggiornamento degli obiettivi del Pan, si provvede, con le medesime modalità di cui al presente decreto, al conseguente aggiornamento degli obiettivi che ciascuna Regione e Provincia autonoma deve conseguire ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali fino al 2020.

2. Al fine di consentire alle Regioni e Province autonome di avvalersi di un congruo periodo di tempo per adeguare le proprie strategie e azioni ai nuovi obiettivi modificati, il termine ultimo per l'aggiornamento degli obiettivi del Piano d'azione nazionale per le energie rinnovabili è stabilito al 31 dicembre 2016.

 

Il presente decreto, pubblicato sulla Gazzetta ufficiale della Repubblica italiana, entra in vigore il giorno successivo a quello di pubblicazione.

Roma, 15 marzo 2012

Allegato 1

Regionalizzazione degli obiettivi di sviluppo delle Fer

Introduzione

Il presente allegato, a partire dai valori nazionali di sviluppo delle Fer indicati dal Piano di azione nazionale per lo sviluppo delle fonti rinnovabili (Pan), definisce, per ciascuna Regione e Provincia autonoma, i valori di Cfl, Fer-E e Fer-C, all'anno 2020 e negli anni intermedi. Sulla base dei suddetti valori vengono quindi calcolati gli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili per ciascun Regione e Provincia autonoma nel periodo temporale considerato. La procedura si articola nei seguenti passi:

 

1. Presentazione sintetica degli obiettivi nazionali di sviluppo delle Fer previsti dal Pan

Sono sinteticamente riportati, a livello nazionale, sia i Consumi energetici Finali Lordi (Cfl) che i consumi di energia da fonti rinnovabili (Fer) attesi al 2020 dal Pan, tali da consentire di conseguire l'obiettivo del 17% previsto per l'Italia dalla direttiva 2009/28/Ce

 

2. Ripartizione regionale dei consumi finali lordi e dei consumi da fonti rinnovabili al 2020

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma, sono definite le ripartizioni al 2020 dei valori di Cfl, Fer-E (energia elettrica da fonti rinnovabili), Fer-C (energia termica da fonti rinnovabili) in coerenza con gli obiettivi definiti dal Pan e secondo la metodologia definita nell'allegato 2. Viene quindi calcolato, per ciascuna Regione e Provincia autonoma, l'obiettivo sulle fonti rinnovabili all'anno 2020.

 

3. Traiettorie di sviluppo al 2020

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma, considerate le ripartizioni al 2020 dei valori di Cfl, Fer-E e Fer-C, è definita la traiettoria di sviluppo al 2012, 2014, 2016, 2018, in coerenza con gli obiettivi definiti dal Pan e secondo la metodologia definita nell'allegato 2. Vengono quindi tracciati gli andamenti temporali (traiettorie) dei suddetti valori e degli obiettivi. Infine si calcola, per ciascuna Regione e Provincia autonoma, la traiettoria dell'obiettivo sulle fonti rinnovabili.

 

4. Sviluppo dei consumi regionali da fonti rinnovabili rispetto all'anno iniziale di riferimento

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma si calcola lo sviluppo di Cfl, Fer-E e Fer-C, come differenza tra il valore dell'anno 2020 e dell'anno iniziale di riferimento, come definito nell'allegato 2.

 

2 Sintesi del piano di azione nazionale (Pan)

L'articolo 3 della sirettiva 2009/28/Ce richiede che ogni Stato membro assicuri:

— che la propria quota di energia fonti rinnovabili (Fer) sul consumo energetico finale lordo (Cfl) nel 2020 sia almeno pari al proprio obiettivo nazionale: tale obiettivo per l'Italia è fissato pari al 17%;

— che la propria quota di energia da fonti rinnovabili in tutte le forme di trasporto nel 2020 sia almeno pari al 10% del consumo finale di energia nel settore dei trasporti.

Coerentemente a quanto previsto dell'articolo 4 della direttiva 2009/28/Ce, il 31 luglio 2010 lo Stato

italiano ha presentato alla Commissione europea il Piano azione nazionale per lo sviluppo delle fonti rinnovabili [1] (Pan), in cui si definiscono gli obiettivi e le misure per contenere i consumi finali e sviluppare i consumi delle Fer, nonché le traiettorie per assicurare il raggiungimento degli impegni al 2020.

Il Pan prevede che il Consumo energetico finale lordo Cfl al 2020 sia pari a 133 Mtep e conseguentemente l'obiettivo del 17% richiede uno sviluppo delle Fer pari a 22,6 Mtep (vedi Tabella 1). Per quanto riguarda l'obiettivo del 10% sui trasporti, considerando i criteri previsti dalla direttiva, il valore dei consumi stimato al 2020 è pari a circa 35,3 Mtep, e quindi, l'impiego di Fer per trasporti al 2020 è pari a circa 3,5 Mtep.

 

Tabella 1— I consumi attesi dal Pan al 2020

 

Definizione Sigla Obiettivo Pan 2020
Consumo atteso totale di energia, adeguato nel 2020 (ktep) Cfl 133.042
Quantitativo atteso di energia da fonti rinnovabili corrispondente all'obiettivo per il 2020 (ktep) Fer 22.617
Obiettivo di energia da Fer nel consumo finale lordo di energia nel 2020 (%) Fer/Cfl 17

 

Coerentemente con la logica della direttiva 2009/28/Ce, per conseguire l'obiettivo nazionale di sviluppo delle Fer, il Pan opera su due fronti: la riduzione del Cfl e l'incremento dell'impiego delle Fer.

Relativamente alla riduzione dei consumi, il Pan prende in considerazione due scenari: lo scenario di "riferimento" e lo scenario di "efficienza energetica supplementare". Lo scenario di "riferimento" sconta già le riduzioni dei consumi finali conseguenti alle misure di efficienza energetica decise entro il 2009 e gli effetti della crisi del 2009 [2], [3], [4], [5]. Lo scenario di "efficienza energetica supplementare" prevede che si introducano misure aggiuntive di efficienza energetica in grado di determinare un ulteriore risparmio dei consumi finali, pari a circa 12,6 Mtep (-10% rispetto allo scenario di riferimento), che interessano in misura maggiore il settore civile, oltre che i settori dei trasporti e dell'industria.

Per quanto riguarda lo sviluppo dei consumi di Fer il Pan prevede che lo sviluppo delle Fer debba essere vincolato a condizioni di opportunità economiche, di impatto ambientale e alla ragionevole accettazione da parte degli utenti di modificare i propri consumi, favorendo l'efficienza energetica e gli usi delle fonti rinnovabili nei propri comportamenti e, di riflesso, anche in quelli dei servizi e delle imprese. Per ognuno dei settori di impiego delle Fer previsti dalla direttiva 2009/28/Ce — elettricità, calore e trasporti — e per ogni tecnologia/fonte, sono stati determinati dei criteri di "sostenibilità", che agiscono da elementi "spartiacque" tra le potenzialità "teoriche" e quelle "potenzialmente conseguibili".

Di seguito sono sintetizzati per i Cfl e per le Fer i contributi degli specifici settori di impiego che, complessivamente, concorrono a conseguire il raggiungimento dell'obiettivo del 17% al 2020.

 

2.1 Il consumo finale lordo (Cfl)

Il Cfl nazionale, come sintetizzato nella Tabella 2, è costituito dalla somma dei contributi nei tre settori di impiego previsti dalla direttiva 2009/28/Ce:

1. consumi per riscaldamento e raffreddamento in tutti i settori (con esclusione del contributo dell'energia elettrica per usi termici);

2. consumi elettrici (compresi i consumi degli ausiliari di centrale, le perdite di rete e i consumi elettrici per trasporto);

3. consumi per tutte le forme di trasporto, ad eccezione del trasporto elettrico (i cui consumi sono inclusi tra quelli del punto 2.) e della navigazione internazionale.

 

Tabella 2— Consumo Finale Lordo: le previsioni al 2020 del Pan

 

Riferimento
direttiva 2009/28/Ce
Consumo finale lordo (Cfl)
Impieghi previsti dalla direttiva 2009/28/Ce
Obiettivo Pan
2020 [ktep]
Articolo 2, lettera f) Riscaldamento e raffreddamento 61.185
Elettricità 32.227
Trasporti 39.630
Totale 133.042

 

2.2 Il consumo di energia da fonti rinnovabili (Fer)

Per il calcolo dei consumi dei consumi da Fer, il Pan fa riferimento ai quattro contributi, previsti dalla

direttiva 2009/28/Ce:

a) consumi di energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta in Italia (Fer-E);

b) consumi di fonti rinnovabili per il riscaldamento e raffreddamento (Fer-C);

c) consumi di fonti rinnovabili per il trasporto (Fer-T), con l'esclusione dell'energia elettrica, già conteggiata al punto a);

d) consumi di altre forme di energia rinnovabile prodotte in paesi esteri e consumate in Italia.

In Tabella 3 è riportata la ripartizione dei consumi da Fer al 2020 definiti nel Pan.

L'energia elettrica dispone di una rete di distribuzione già sviluppata sul territorio, che non obbliga necessariamente l'utilizzo dell'energia nel luogo in cui essa viene prodotta, di un articolato corpo normativo che disciplina la realizzazione degli impianti e la loro connessione alla rete, e di un articolato sistema di incentivazione a sostegno della produzione da fonti rinnovabili. Pertanto, la quantità di Fer-E riportata dal Pan al 2020 è stata definita facendo riferimento al potenziale produttivo, ovvero allo sfruttamento delle risorse rinnovabili dove queste sono disponibili, al costo delle tecnologie, al valore degli incentivi, nonché all'accettazione degli impianti sul territorio. Complessivamente, il Pan prevede al 2020 uno sviluppo della produzione elettrica da fonti rinnovabili sino a 8,5 Mtep (98,9 TWh).

 

Tabella 3— Consumo da fonti rinnovabili: le previsioni al 2020 del Pan

 

Riferimento
direttiva 2009/28/Ce
Consumo da fonti rinnovabili (Fer) (1) Obiettivo Pan
2020 [ktep]
Articolo 5, comma 1, lettera a)

Consumo lordo di elettricità da fonti rinnovabili (2)

- di cui da produzione nazionale (Fer-E)
- di cui da mezzi diversi dalla produzione nazionale (2) (Fer-E estero)

9.631

8.504
1.127

Articolo 5, comma 1, lettera b) Consumo di energia da fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffreddamento (FER-C) 10.546
Articolo 5, comma 1, lettera b) Consumo di energia da fonti rinnovabili nel trasporto (Fer-T) 2.530
Totale 22.617

(1) Per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili sul Cfl, il gas, l'elettricità e l'idrogeno sono presi in considerazione una sola volta ai fini delle quantità di cui all'art. 5 comma 1, lettere a), b) o c).

(2) Il documento previsionale ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 3, della direttiva 2009/28/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 afferma che"Ai fini del conseguimento degli obiettivi ad essa assegnati dalla direttiva 2009/28/Ce, l'Italia conta di fare ricorso anche a strumenti diversi dalla produzione nazionale, in particolare all'importazione di energia elettrica da Fer."[6]

 

Il contributo al 2020 delle fonti rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento (Fer-C) previsto dal Pan, pari a 10,5 Mtep, è di entità paragonabile a quello delle Fer-E, ma presenta una dinamica di crescita molto più importante, partendo da una situazione di riferimento, al 2005, di meno di 2 Mtep di consumi.

Si consideri, poi, che il consumo dell'energia termica deve avvenire nel luogo in cui essa viene prodotta (salvo limitati casi di teleriscaldamento) e, quindi, lo sfruttamento delle fonti rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento deve necessariamente prevedere un forte coinvolgimento del lato domanda. Tenendo conto di questi aspetti, la definizione dell'obiettivo di sviluppo delle Fer-C previsto dal Pan è stata fissato principalmente sulla base del potenziale di impiego.

Per i consumi di biocarburanti e del biogas e/o biometano nei trasporti (Fer-T) al 2020 il Pan prevede un consumo atteso di 2.530 ktep, suddiviso nei seguenti contributi:

— Bioetanolo/bio-Etbe 600 ktep, di cui 100 ktep di seconda generazione

— Biodiesel 1880 ktep, di cui 200 ktep di seconda generazione

— Altri (per esempio biometano) 50 ktep, di cui 50 ktep da scarti

Una parte rilevante (circa 1000 ktep) dei suddetti biocarburanti si prevede possa derivare da

importazione diretta e/o prodotta con materia prima di importazione.

Infine, il documento previsionale inviato dall'Italia alla Commissione, ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 3, della direttiva 2009/28/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 [6], afferma che "ai fini del conseguimento degli obiettivi ad essa assegnati dalla direttiva 2009/28/Ce, l'Italia conta di fare ricorso anche a strumenti diversi dalla produzione nazionale, in particolare all'importazione di energia elettrica da Fer", per una quantità pari 1.127 ktep.

 

2.3 L'obiettivo del consumo di fonti rinnovabili nei trasporti

L'articolo 3, comma 4, della direttiva 2009/28/Ce stabilisce che "Ogni Stato membro assicura che la propria quota di energia da fonti rinnovabili in tutte le forme di trasporto nel 2020 sia almeno pari al 10% del consumo finale di energia nel settore dei trasporti nello Stato membro". Secondo la direttiva, la quota dei consumi per trasporti su cui calcolare la quota del 10% ottenuta come somma:

— del consumo di benzina, diesel e biocarburanti impiegati nel trasporto su strada e per ferrovia;

— del consumo di energia elettrica usata nei trasporti via terra.

In Tabella 4 è fornita un'ipotesi di ripartizione di dettaglio dei consumi per trasporti al 2020, estrapolata dai dati del Pan, evidenziando la quota su cui deve essere calcolato l'obiettivo del 10% da fonti

rinnovabili.

 

Tabella 4 – Schema di ripartizione dei consumi nazionali per il trasporto al 2020

 

Trasporti ferroviari
[Mtep]
Trasporti via acqua
[Mtep]
Trasporti stradali
[Mtep]
Trasporti aerei
[Mtep]
Totale trasporti
[Mtep]
Totale traporti ai sensi obiettivo 10%
[Mtep]
Energia elettrica 1,10 0,00 0,40 0,00 1,50 1,64
Gpl 2,00 2,00
Gas naturale 1,00 1,00
Benzine 6,10 0,00 6,10 6,10
Gasolio 0,08 0,20 23.42 23,70 23,70
Carboturbo 4,30 4,30
Biocarburanti 2,53 2,53 2,53
Totale 1,18 0,20 35,45 4,30 41,127 33,972

 

3 Gli obiettivi regionali al 2020

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma, sono definite le ripartizioni al 2020 dei valori di Cfl, Fer-E, Fer-C in coerenza con gli obiettivi definiti dal Pan e secondo la metodologia definita nell'Allegato 2, negli specifici capitoli, cui si rimanda per approfondimenti.

 

3.1 Consumi finali lordi regionali al 2020

La definizione dei valori dei Cfl al 2020, per ciascuna regione e provincia autonoma, è stata effettuata applicando la metodologia riportata in Allegato 2, capitolo 2, cui si rimanda per maggiori dettagli.

La Tabella 5 riporta i valori dei Cfl regionali al 2020, suddivisi in consumi elettrici e non elettrici (riscaldamento e raffrescamento e trasporti – esclusa la parte elettrica).

 

Tabella 5 — Consumi finali lordi regionali al 2020

 

Regioni Consumi elettrici
[ktep]
Consumi non elettrici
[ktep]
Totale
[ktep]
Abruzzo 669,0 2.092,9 2.762
Basilicata 298,1 827,7 1.126
Calabria 644,0 1.813,9 2.458
Campania 1.775,7 4.858,7 6.634
Emilia Romagna 2.740,3 11.101,1 13.481
Friuli V. Giulia 999,4 2.487,4 3.487
Lazio 2.420,8 7.571,6 9.992
Liguria 725,8 2.201,1 2.927
Lombardia 6.518,8 19.291,0 25.810
Marche 764,6 2.748,8 3.513
Molise 161,1 466,8 628
Piemonte 2.630,7 8.805,6 11.436
Puglia 1.998,0 7.532,7 9.531
Sardegna 1.242,1 2.504,3 3.746
Sicilia 2.139,7 5.411,3 7.551
TAA-Bolzano 310,4 1.012,6 1.323
TAA-Trento 323,6 1.055,6 1.379
Toscana 2.100,4 7.304,6 9.405
Umbria 586,9 2.005,6 2.593
Valle d'Aosta 109,0 440,8 550
Veneto 3.068,3 9.281,0 12.439
Totale 32.227 100.815 133.042

 

 

3.2 Consumi regionali da fonti rinnovabili al 2020

La ripartizione dei consumi da fonti rinnovabili al 2020, per ciascuna Regione e Provincia autonoma, è stata effettuata applicando la metodologia descritta in Allegato 2, capitolo 3, cui si rimanda per maggiori dettagli.

Secondo la suddetta metodologia la ripartizione regionale delle Fer prende in considerazione esclusivamente le Fer-E e le Fer-C, in quanto per le Fer-T e le Fer-E estero il raggiungimento degli obiettivi dipende quasi esclusivamente da strumenti nella disponibilità dello Stato.

La Tabella 6 riporta i valori dei consumi regionali da fonti rinnovabili al 2020, suddivisi secondo le componenti Fer-E e Fer-C.

 

Tabella 6 — Consumi regionali da fonti rinnovabili al 2020

 

Regioni Fer-E
[ktep]
Fer-C
[ktep]
Totale
[ktep]
Abruzzo 182,8 245,6 528
Basilicata 234,2 138,1 372
Calabria 344,3 321,7 666
Campania 412,0 698,5 1.111
Emilia Romagna 400,4 828,4 1.229
Friuli V. Giulia 213,2 228,6 442
Lazio 317,4 875,9 1.193
Liguria 57,9 354,3 412
Lombardia 1.089,9 1.814,6 2.905
Marche 134,1 406,3 540
Molise 127,1 92,4 220
Piemonte 732,2 990,5 1.723
Puglia 844,6 512,9 1.357
Sardegna 418,7 248,7 667
Sicilia 583,8 618,5 1.202
TAA-Bolzano 401,0 81,3 482
TAA-Trento 355,8 134,2 490
Toscana 768,5 786,4 1.555
Umbria 183,2 172,1 355
Valle d'Aosta 239,9 46,7 287
Veneto 463,1 810,5 1.274
Totale 8.504 10.506 * 19.010*
(*) Include 50 ktep di biogas/biometano previsto dal Pan nel settore trasporti.

 

3.3 Obiettivi regionali dei consumi da fonti rinnovabili al 2020

L'obiettivo regionale sulla quota di consumo da fonti rinnovabili al 2020, per ciascuna Regione e Provincia autonoma, si calcola come rapporto tra i valori del consumo da Fer (Tabella 6) e Cfl (Tabella 5). Il risultato è riportato in Tabella 7.

Si noti che, coerentemente con l'approccio metodologico illustrato nell'allegato 2, paragrafo 3.1, avendo incluso negli obiettivi regionali esclusivamente il contributo delle Fer-E e Fer-C,

la percentuale totale risultante dal rapporto tra la somma dei contributi regionali al numeratore e al denominatore è più bassa dell'obiettivo (17%) definito per l'Italia.

 

Tabella 7– Obiettivi regionali consumi da fonti rinnovabili al 2020

 

Regioni Cfl
[ktep]
Consumi Fer
[ktep]
Obiettivo regionale
al 2020
[%]
Abruzzo 2.762 528 19,1
Basilicata 1.126 372 33,1
Calabria 2.458 666 27,1
Campania 6.634 1.111 16,7
Emilia Romagna 13.841 1.229 8,9
Friuli V. Giulia 3.487 442 12,7
Lazio 9.992 1.193 11.9
Liguria 2.927 412 14,1
Lombardia 25.810 2.905 11.3
Marche 3.513 540 15,4
Molise 628 220 35,0
Piemonte 11.436 1.723 15,1
Puglia 9.531 1.357 14,2
Sardegna 3.746 667 17,8
Sicilia 7.551 1.202 15,9
TAA-Bolzano 1.323 482 36,5
TAA-Trento 1.379 490 35,5
Toscana 9.405 1.555 16,5
Umbria 2.593 355 13,7
Valle d'Aosta 550 287 52,1
Veneto 12.349 1.274 10,3
Totale 12.349 19.010 * 14,3
(*) Include 50 ktep di biogas/biometano previsto dal Pan nel settore trasporti.

 

 

4 Le traiettorie di sviluppo al 2020

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma sono definite le ripartizioni dei valori di Cfl, Fer-E e Fer-C al 2012, 2014, 2016, 2018 (traiettorie), in coerenza con gli obiettivi definiti dal Pan al 2020 e secondo la metodologia definita nell'allegato 2, capitolo 4.

 

4.1 Le traiettorie al 2020

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma sono definiti, per gli anni intermedi 2012, 2014, 2016 e 2018, i valori relativi a:

— consumo finale lordo, calcolato come somma dei contributi dei consumi elettrici e dei consumi non elettrici;

— Fer-E, calcolato come somma dei contributi delle fonti rinnovabili prese in considerazione nel Pan;

— Fer-C, calcolato come somma dei contributi di tutte le fonti rinnovabili per riscaldamento/raffreddamento prese in considerazione nel Pan.

Sulla base dei valori così definiti e dei precedenti valori relativi all'anno iniziale di riferimento (definiti nell'allegato 2, capitolo 4) e all'anno 2020 (definiti nell'allegato 2, capitolo 3), per ciascuna delle suddette quantità si ottiene l'andamento temporale (traiettoria) dall'anno iniziale al 2020.

In Tabella 8 e Tabella 9 sono riportate rispettivamente le traiettorie dei consumi finali lordi e dei consumi da fonti rinnovabili (somma di Fer-E e Fer-C) per ciascuna Regione e Provincia autonoma. Le traiettorie sono calcolate prevedendo una crescita lineare dall'anno di riferimento al 2020, in conformità all'obiettivo nazionale di crescita previsto dal Pan. In Tabella 10 è riportata la traiettoria degli obiettivi regionali dall'anno iniziale al 2020.

 

Tabella 8 — Traiettoria dei consumi finali lordi regionali — Valori in [ktep]

 

Regioni Anno inziale riferimento 2012 2014 2016 2018 2020
Abruzzo 2.838 2.741 2.746 2.752 2.757 2.762
Basilicata 1.153 1.115 1.118 1.120 1.123 1.126
Calabria 2.519 2.435 2.441 2.447 2.452 2.458
Campania 6.794 6.570 6.586 6.602 6.618 6.634
Emilia Romagna 14.308 13.793 13.806 13.818 1.3830 13.841
Friuli V. Giulia 3.561 3.447 3.457 3.467 3.477 3.487
Lazio 10.268 9.918 9.937 9.995 9.974 9.992
Liguria 3.005 2.903 2.909 2.915 2.921 2.927
Lombardia 26.485 25.593 25.647 25.701 25.756 25.810
Marche 3.622 3.495 3.500 3.504 3.509 3.513
Molise 644 622 624 625 626 628
Piemonte 11.711 11.364 11.382 11.400 11.418 11.436
Puglia 9.837 9.488 9.499 9.509 9.520 9.531
Sardegna 3.803 3.688 3.703 3.717 3.732 3.746
Sicilia 7.716 7.467 7.488 7.509 7.530 7.551
TAA-Bolzano 1.361 1.314 1.316 1.319 1.321 1.323
TAA-Trento 1.419 1.370 1.372 1.375 1.377 1.379
Toscana 9.689 9.351 9.365 9.378 9.392 9.405
Umbria 2.670 2.577 2.581 2.585 2.589 2.593
Valle d'Aosta 568 548 548 549 549 550
Veneto 12.679 12.250 12.275 12.300 12.325 12.349
Totale 136.712 132.049 132.298 132.546 132.749 133.042

 

Tabella 9 — Traiettoria consumi regionali da fonti rinnovabili (Fer-E + Fer-C) — Valori in [ktep]

 

Regioni Anno inziale
riferimento
2012 2014 2016 2018 2020
Abruzzo 162 276 320 373 439 528
Basilicata 91 179 219 263 312 372
Calabria 219 357 416 483 563 666
Campania 286 543 647 767 915 1.111
Emilia Romagna 282 578 698 835 1.004 1.229
Friuli V. Giulia 185 263 295 332 379 442
Lazio 412 648 731 843 991 1.193
Liguria 103 198 232 276 333 412
Lombardia 1.308 1.784 1.963 2.188 2-486 2.905
Marche 94 234 290 354 343 540
Molise 70 116 136 159 186 220
Piemonte 1.088 1.258 1.307 1.395 1.527 1.723
Puglia 299 633 784 947 1.132 1.357
Sardegna 146 311 385 465 556 667
Sicilia 208 523 659 808 983 1.202
TAA-Bolzano 441 444 446 452 463 482
TAA-Trento 406 423 430 442 460 490
Toscana 602 894 1.017 1.156 1.327 1.555
Umbria 167 223 246 273 308 355
Valle d'Aosta 293 284 280 278 280 287
Veneto 432 691 794 914 1.066 1.274
Totale 7.296 10.862 12.297 14.004 16.144 19.010
(*) Include 50 ktep di biogas/biometano previsto dal Pan nel settore trasporti.

 

Tabella 10 — Traiettoria degli obiettivi regionali dall'anno iniziale di riferimento al 2020 — Valori in [%]

 

Regioni Anno inziale
riferimento
2012 2014 2016 2018 2020
Abruzzo 5,8 10,1 11,7 13,6 15,9 19,1
Basilicata 7,9 16,1 19,6 23,4 27,8 33,1
Calabria 8,7 14,7 17,1 19,7 22,9 27,1
Campania 4,2 8,3 9,8 11,6 13,8 16,7
Emilia Romagna 2,0 4,2 5,1 6,0 7,3 8,9
Friuli V. Giulia 5,2 7,6 8,5 9,6 10,9 12,7
Lazio 4,0 6,5 7,4 8,5 9,9 11,9
Liguria 3,4 6,8 8,0 9,5 11,4 14,1
Lombardia 4,9 7,0 7,7 8,5 9,7 11,3
Marche 2,6 6,7 8,3 10,1 12,4 15,4
Molise 10,8 18,7 21,9 25,5 29,7 35,0
Piemonte 9,2 11,1 11,5 12,2 13,4 15,1
Puglia 3,0 6,7 8,3 10,0 11,9 13,7
Sardegna 3,8 8,4 10,4 12,5 14,9 17,8
Sicilia 2,7 7,0 8,8 10,8 13,1 15,9
TAA-Bolzano 32,4 33,8 33,9 34,3 35,0 36,5
TAA-Trento 28,6 30,9 31,4 32,1 33,4 35,5
Toscana 6,2 8,7 9,5 12,3 14,1 16,5
Umbria 6,2 9,6 10,9 12,3 14,1 16,5
Valle d'Aosta 51,6 51,8 51,0 50,7 51,0 52,1
Veneto 3,4 5,6 6,5 7,4 8,7 10,3
Totale 5,3 8,2 9,3 10,6 12,2 14,3
(*) – L'obiettivo nazionale di sviluppo delle Fer al 2020 differisce dal valore atteso del 17%, in quanto nella regionalizzazione non sono stati inclusi i contributo delle Fer-T e Fer-Eestero.

 

5 Sviluppo dei consumi regionali da fonti rinnovabili rispetto all'anno iniziale di riferimento

Per ciascuna Regione e Provincia autonoma si calcola lo sviluppo di Cfl, Fer-E e Fer-C dall'anno iniziale al 2020, come differenza tra il valore dell'anno 2020 e dell'anno iniziale di riferimento, come definito nell'allegato 2.

Nelle tabelle che seguono sono riportati, per ciascuna regione e provincia autonoma, lo sviluppo delle Fer-E e Fer-C tra l'anno iniziale della traiettoria e il 2020.

 

Tabella 11 – Sviluppo regionale delle Fer-E al 2020 rispetto all'anno iniziale di riferimento

 

Regioni Consumi Fer-E
Anno iniziale
di riferimento
Consumi Fer-E
2020
Incremento
[ktep] [ktep] [ktep] [%]
Abruzzo 116 183 67 58
Basilicata 72 234 162 224
Calabria 185 344 160 86
Campania 187 412 225 120
Emilia Romagna 216 400 184 86
Friuli V. Giulia 149 213 64 43
Lazio 112 317 205 183
Liguria 32 58 26 81
Lombardia 993 1.090 97 10
Marche 60 134 75 125
Molise 54 127 73 135
Piemonte 601 732 131 22
Puglia 245 845 599 244
Sardegna 127 419 292 231
Sicilia 153 584 431 282
TAA-Bolzano 407 401 -6 -1
TAA-Trento 370 356 -15 -4
Toscana 556 769 213 38
Umbria 133 183 50 37
Valle d'Aosta 255 240 -15 -6
Veneto 357 362 106 30
Totale 357 463 106 30

 

Tabella 12 – Sviluppo regionale delle Fer-C al 2020 rispetto all'anno iniziale di riferimento

 

Regioni Consumi Fer-C
Anno iniziale
di riferimento
Consumi Fer-C
2020
Incremento
[ktep] [ktep] [ktep] [%]
Abruzzo 48 346 298 620
Basilicata 18 138 120 649
Calabria 34 322 287 837
Campania 99 699 600 608
Emilia Romagna 66 828 762 1.151
Friuli V. Giulia 36 229 192 532
Lazio 300 876 576 192
Liguria 71 354 283 399
Lombardia 315 1.815 1.499 476
Marche 34 406 372 1.079
Molise 15 92 77 497
Piemonte 487 990 504 103
Puglia 54 513 459 856
Sardegna 19 249 230 1.203
Sicilia 55 618 563 1.017
TAA-Bolzano 34 81 47 138
TAA-Trento 36 134 98 276
Toscana 46 786 740 1.596
Umbria 33 172 139 414
Valle d'Aosta 38 47 8 22
Veneto 75 810 735 979
Totale 1.916 10.506 8.590 448

 

Tabella 13 – Sviluppo regionale delle Fer-E e Fer-C al 2020 rispetto all'anno iniziale di riferimento

 

Regioni Consumi Fer-E + Fer-C
Anno iniziale
di riferimento
Consumi
Fer-E + Fer-C
2020
Incremento
[ktep] [ktep] [ktep] [%]
Abruzzo 164 528 365 223
Basilicata 91 372 282 310
Calabria 219 666 447 204
Campania 286 1.111 824 288
Emilia Romagna 282 1.229 947 336
Friuli V. Giulia 185 442 256 138
Lazio 412 1.193 781 190
Liguria 103 412 309 300
Lombardia 1.308 2.905 1.596 122
Marche 94 540 446 475
Molise 70 220 150 215
Piemonte 1.088 1.723 635 58
Puglia 299 1.357 1.058 354
Sardegna 146 667 522 358
Sicilia 208 1.202 994 478
TAA-Bolzano 441 482 41 9
TAA-Trento 406 490 84 21
Toscana 602 1.555 953 158
Umbria 167 355 188 113
Valle d'Aosta 293 287 -7 -2
Veneto 75 810 735 979
Totale 7.296 19.010 11.714 161
(*) Include 50 ktep di biogas/biometano previsto dal Pan nel settore trasporti.

 

 

6 Bibliografia

[1] Ministero sviluppo economico; "Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili dell'Italia"; Giugno 2010.

[2] Piano nazionale di azione italiano per l'efficienza energetica. Luglio 2007. Preparato ai sensi della direttiva 2006/32/Ce sugli usi finali dell'energia e i servizi energetici.

[3] F. Bazzocchi, A. Capozza, W. Grattieri, F. Madonna, S. Maggiore, F. Ravasio, M. Santi Vitale; "Razionalizzazione e risparmio dell'uso di energia elettrica; misure per l'incremento di efficienza energetica negli usi finali"; rapporto Erse n. 09003387, Febbraio 2010 http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/dc/10/022-10dco.pdf.

[4] P. Capros, L. Mantzos, V. Papandreou, N. Tasios; "Model-based Analysis of the 2008 Eu Policy Package on Climate Change and Renewables"; – Primes Model – E3MLab/NTUA, Gennaio 2008.

[5] P. Capros, L. Mantzos, V. Papandreou, N. Tasios; "Model-based Analysis of the 2008 Eu Policy Package on Climate Change and Renewables"; – Primes Model – E3MLab/NTUA, Gennaio 2010.

[6] Documento previsionale ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 3, della direttiva 2009/28/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009.

Allegato 2

Criteri per la ripartizione tra Regioni e Province autonome degli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili previsti dal Piano di azione nazionale (Pan)

 

1 Introduzione

Nell'allegato è presentata la metodologia impiegata per la ripartizione, a livello regionale e delle Province autonome, degli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili (Fer) previsti dal Piano di azione nazionale (Pan). I risultati quantitativi dell'applicazione di tale metodologia sono illustrati nell'allegato 1.

La metodologia per la determinazione degli obiettivi regionali si articola nei seguenti passi:

 

1. Ripartizione regionale del consumo finale lordo (Cfl)

Il consumo energetico previsto dal Pan al 2020 è ripartito regionalmente applicando i seguenti criteri:

— per i consumi elettrici, si fa riferimento alla ripartizione derivante dalla media dei consuntivi dei consumi regionali di energia elettrica nel periodo 2006-2010, inclusi i consumi dei servizi ausiliari e perdite di rete pubblicati da Terna, mantenendo costante al 2020 la quota di ogni Regione e Provincia autonoma nell'anno di riferimento. Si è preferito utilizzare un valore medio per stemperare gli effetti dalla crisi economica che, nel biennio 2008-2009, ha determinato un andamento dei consumi in controtendenza rispetto agli anni precedenti e una ripartizione tra le Regioni e Province autonome fortemente influenzata dalla crisi;

— per i consumi termici, si fa riferimento alla ripartizione derivante dai consumi regionali di energia per usi termici nel periodo 2005-2007 elaborati da Enea. Il valore medio consente di "normalizzare" le variazioni dei consumi energetici termici dovute alle diverse condizioni climatiche dei singoli anni del triennio.

— per i consumi dei trasporti, si fa riferimento alla ripartizione derivante dai consuntivi dei consumi regionali di energia per trasporto nel periodo 2005-2007 elaborati da Enea.

I valori regionali del Cfl per gli anni intermedi sono ottenuti per ciascuna Regione e Provincia autonoma, coerentemente alla traiettoria del Cfl riportata nel Pan.

 

2. Regionalizzazione dei consumi delle fonti rinnovabili

Si ripartisce a livello regionale esclusivamente l'obiettivo nazionale definito dal Pan di produzione nazionale di elettricità da fonti rinnovabili e dei consumi di fonti rinnovabili termiche. Gli obiettivi definiti dal Pan sulle fonti rinnovabili per i trasporti e sulla quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili importata da altri Stati membri e Paesi terzi sono considerati come obiettivi da conseguire tramite azioni che coinvolgono il livello centrale e, per questo, non sono oggetto di ripartizione regionale.

Questo approccio non esclude che le Regioni e le Province autonome possano fare ricorso a scambi statistici con Paesi membri e/o contribuire alla copertura degli oneri per trasferimenti statistici e progetti comuni nazionali, ai fini del conseguimento dei rispettivi obiettivi (articolo 37 — Trasferimenti statistici fra le Regioni – decreto legislativo n. 28 del 2011),

La ripartizione regionale è stata determina applicando criteri tecnico-economici, cioè facendo riferimento, per l'energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta in Italia, al potenziale tecnico-economico di sfruttamento delle fonti rinnovabili nelle singole Regioni, mentre per i consumi termici da fonti rinnovabili, principalmente al potenziale di impiego della fonte, tenendo conto, comunque, delle disponibilità locali delle fonti.

Tale approccio tiene conto delle caratteristiche di disponibilità di risorse energetiche del territorio delle singole Regioni e Province autonome, della loro sfruttabilità secondo principi di sostenibilità ambientale ed economici, e della possibilità di orientare parte dei consumi termici, che derivano dai fabbisogni residenziali, del terziario, dell'agricoltura e dell'industria, verso l'impiego di tecnologie che utilizzano fonti rinnovabili.

In tal senso, in termini metodologici, per la ripartizione regionale si è tenuto conto di vincoli/criteri (ambientali e non) definiti a livello nazionale. Ulteriori ed aggiuntivi vincoli non sono stati presi in considerazione nella definizione degli obiettivi di sviluppo delle Fer delle Regioni e delle Province autonome, anche alla luce delle previsioni del decreto del 10 settembre 2010 "Linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili"1 .

Tenuto conto che, per conseguire gli obiettivi regionali di sviluppo della produzione elettrica da fonti rinnovabili, è necessario un appropriato sviluppo della rete elettrica, si è stimato, sulla base di simulazioni dell'esercizio del sistema elettrico nazionale all'anno orizzonte 2020, che le espansioni e i potenziamenti della rete di trasmissione nazionale e delle interconnessioni con l'estero previsti da Terna siano adeguati anche per far fronte nelle Regioni peninsulari italiane alla crescita delle fonti rinnovabili elettriche prevista dalla ripartizione qui riportata.

Specifica analisi è stata effettuata per la Sardegna, il cui collegamento con la penisola è stato di recente potenziato. In particolare, è stato verificato che l'incremento di potenza delle Fer elettriche (in particolare da fonte eolica) previsto dalla ripartizione regionale è compatibile con la capacità di connessione con il continente costituita dal nuovo collegamento Sapei, nel rispetto dei criteri di sicurezza previsti dalle regole di rete di Terna [1]

La regionalizzazione delle fonti rinnovabili elettriche e termiche per gli anni intermedi è stata ottenuta per ciascuna Regione e Provincia autonoma coerentemente con i rispettivi tassi di incremento previsti dal Pan.

 

3. Definizione dell'obiettivo regionale sulle fonti rinnovabili.

L'obiettivo di ciascuna Regione e Provincia autonoma, al 2020 e negli anni intermedi, è dato dal valore percentuale ottenuto dal rapporto fra la somma dei valori regionali delle Fer elettriche e Fer termiche e il valore regionale del Cfl relativi all'anno considerato. Si noti che gli obiettivi sono articolati in modo che il raggiungimento degli obiettivi da parte delle Regioni e Province autonome assicuri il raggiungimento dell'obiettivo nazionale.

Nel valutare gli sviluppi della produzione di energia da fonti rinnovabili nel prossimo decennio, a scopo cautelativo, si fa riferimento principalmente alle tecnologie oggi consolidate o che si prevede potranno esserlo entro pochi anni.

 

2 La ripartizione regionale dei consumi finali lordi al 2020

Per ottenere la ripartizione regionale del Cfl al 20202 , il Cfl è stato considerato nelle due componenti: i consumi elettrici e tutti gli altri consumi (riscaldamento/raffreddamento e trasporti — esclusi quelli elettrici), definiti di seguito "consumi non elettrici". Ciascuna delle due suddette componenti è stata ripartita separatamente per ciascuna Regione e Provincia autonoma.

Per calcolare la ripartizione regionale di ciascuna delle due componenti del Cfl al 2020, sono stati applicati ai valori di consumo nazionale i fattori di ripartizione3 ottenuti dai più recenti consuntivi regionali disponibili. In particolare i coefficienti di ripartizione sono stati ricavati:

— per i consumi elettrici, dalla media dei consuntivi dei consumi regionali di energia elettrica nel periodo 2006-2010 e dai relativi consumi dei servizi ausiliari e perdite di rete, pubblicati da Terna (vedi Tabella 1) [2];

— per i consumi non elettrici, dalla media dei consumi regionali per calore e trasporti4 nel periodo 2005-2007, elaborati da Enea (vedi Tabella 2) [3].

In entrambi i casi si è ritenuto opportuno non fare riferimento al dato di un solo anno ma utilizzare un dato mediato su più anni, per tener conto, sia degli effetti indotti dalla recente crisi economica, sia delle variazioni dei consumi termici dovuti alle condizioni climatiche.

La metodologia per la ripartizione regionale del Cfl assume che gli effetti delle azioni di efficienza energetica sugli usi finali, previsti dallo scenario efficiente del Pan, siano distribuiti sulle Regioni e sulle Province autonome in proporzione ai loro consumi storici. Tale approccio lascia, comunque, libere le singole Regioni e Province autonome di sviluppare proprie politiche a favore dell'efficienza energetica, i cui risultati troveranno riscontro nella consuntivazione dei propri consumi finali.

Per la ripartizione dei consumi energetici, nelle Province autonome di Trento e Bolzano si è utilizzato il fattore di ripartizione, rispettivamente 51% e 49%, ricavato dal rapporto distribuzione della popolazione (fonte Istat) e dei consumi (fonte Terna) all'interno della Regione Trentino Alto Adige.

 

Tabella 1 –— Ripartizione regionale del Cfl: consumi elettrici. Media periodo 2006 – 2010 [fonte Terna]

 

Regioni [Gwh] [ktep] Fattore di ripartiziome
[%]
Abruzzo 7.174 616,9 2,1
Basilicata 3.196 274,9 0,9
Calabria 6.906 593,9 1,8
Campania 19.042 1.637,6 5,5
Emilia Romagna 29.386 2.527,2 8,7
Friuli V. Giulia 10.717 921,7 3,1
Lazio 25.961 2.232,6 7,4
Liguria 7.783 669,3 2,1
Lombardia 69.906 6.012,0 21,1
Marche 8.199 705,1 2,4
Molise 1.727 148,6 0,5
Piemonte 28.211 2.426,2 8,4
Puglia 21.427 1.842,7 5,7
Sardegna 13.320 1.145,5 3,7
Sicilia 22.946 1.973,4 6,1
TAA-Bolzano 3.329 286,3 1,0
TAA-Trento 3.470 298,5 1,1
Toscana 22.524 1.937,1 6,6
Umbria 6,294 541,3 1,8
Valle d'Aosta 1.169 100,5 0,3
Veneto 32.904 2.829,7 9,8
Totale 345.904 2.829,7 100

 

Tabella 2 — Ripartizione regionale del Cfl: consumi non elettrici. Media periodo 2005— 2007 [Fonte Enea]

 

Regioni [ktep] Fattore di ripartiziome
[%]
Abruzzo 2.221,1 2,1
Basilicata 878,4 0,8
Calabria 1.925,1 1,8
Campania 5.156,4 4,8
Emilia Romagna 11.781,2 11,0
Friuli 2.639,8 2,5
Lazio 8.035,4 7,5
Liguria 2.335,9 2,2
Lombardia 20.472,8 19,1
Marche 2.917,2 2,7
Molise 495,4 0,5
Piemonte 9.345,0 8,7
Puglia 7.994,1 7,5
Sardegna 2.657,7 2,5
Sicilia 5.742,8 5,4
TAA-Bolzano 1.074,6 1,0
TAA-Trento 1.120,3 1,0
Toscana 7.752,1 7,2
Umbria 2.128,5 2.0
Valle d'Aosta 467,8 0,4
Veneto 9.849,6 9,2
Totale 106.991 100

 

I valori del Cfl al 2020 di ogni Regione e Provincia autonoma, così come i restanti dati al 2020 sui quali

sono calcolati gli obiettivi regionali, sono riportati nell'allegato 1.

 

3 La ripartizione regionale dei consumi da fonti rinnovabili al 2020

 

3.1 Ambito della ripartizione regionale

Con riferimento agli obiettivi di sviluppo previsti dal Pan5 , la ripartizione regionale delle Fer prende in

considerazione esclusivamente le Fer-E e le Fer-C.

Per le Fer-T e le Fer-E estero, invece, non si dà luogo alla ripartizione regionale in quanto:

— per le Fer-T (prevalentemente biocarburanti), il perseguimento dell'obiettivo dipende in via quasi esclusiva dal graduale aggiornamento del meccanismo di sostegno nazionale, basato sull'obbligo di miscelazione di una quota minima di biocarburanti nella benzina e nel gasolio immessi in consumo

— per le Fer-E estero, il documento presentato dal Governo sulla produzione eccedentaria di energia da fonti rinnovabili afferma che l'Italia intende avvalersi del trasferimento di Fer da altri Stati (in particolare di import di elettricità) e le azioni per conseguire tale obiettivo sono sotto la responsabilità del Governo.

Nei paragrafi che seguono è riportata la metodologia utilizzata per la ripartizione regionale delle singole fonti che costituiscono le Fer-E e le Fer-C.

 

3.2 Metodologia

Per ripartire a livello regionale i consumi da fonti rinnovabili al 2020 è stato impiegato un approccio che correla le caratteristiche del territorio delle singole Regioni e Province autonome, in particolare al potenziale economicamente sostenibile di fonti rinnovabili per la produzione elettrica e alla possibilità di orientare parte dei consumi termici, che derivano dai fabbisogni residenziali, del terziario, dell'agricoltura e dell'industria, verso l'impiego di tecnologie che utilizzano fonti rinnovabili.

Nelle Tabella 3 e Tabella 5 sono sintetizzate le metodologie e i dati di riferimento utilizzati per la ripartizione degli obiettivi di sviluppo delle Fer, rispettivamente elettriche e termiche, nonché il riferimento ai documenti pubblici, cui si rimanda per maggiori approfondimenti.

Più in dettaglio, nel caso delle Fer-E, dove è disponibile una rete di trasporto e distribuzione, si è seguito un approccio basato sul potenziale di sfruttamento di tali fonti nelle singole Regioni e Province autonome.

In particolare tale approccio tiene conto di indicatori di disponibilità delle risorse, quali risorsa idrica, ventosità, risorse geotermiche, irraggiamento solare, superficie di territorio a vocazione agricola, superficie di territorio boschivo, aree urbane e fortemente antropizzate (per l'apporto da Rsu), aree industriali. Su tali indicatori si applicano criteri di sostenibilità che, di fatto, fanno si che solo una parte della potenzialità sul territorio precedentemente individuata sia sfruttata, per ragioni di costo, di eccessiva e competitiva occupazione del territorio e di relativo impatto ambientale.

Per le Fer-C, che non possono contare su una rete di distribuzione (salvo la situazione, peraltro molto locale, del teleriscaldamento) e che per essere utilizzate richiedono un ruolo attivo del consumatore finale di energia, è stato seguito un approccio basato sul potenziale di impiego delle Fer-C nelle singole Regioni e Province autonome, tenendo contestualmente conto della disponibilità delle fonti (in particolare per biomasse in ogni forma e per geotermia) e delle tecnologie già esistenti e di quelle che il Pan prevede possano svilupparsi in Italia nel 2020.

La ripartizione regionale delle Fer-C è fatta sulla base del criterio guida che la produzione di calore da Fer sia contestuale al luogo in cui il calore viene impiegata ed è effettuata in funzione dei diversi settori/destinazione di consumo.

Di seguito si riportano sinteticamente i criteri adottati:

— per il settore civile, si è fatto riferimento alla stima del fabbisogno regionale di calore definito sulla base delle aree climatiche, alle caratteristiche del territorio e alla ripartizione del numero e delle tipologie di abitazioni sul territorio più idonee per prevedere l'installazione e l'utilizzo delle specifiche tecnologie per la generazione di calore;

— per il settore industriale è stata considerata la distribuzione media regionale del numero di addetti impiegati in settori produttivi che impiegano biomasse, quali il settore della carta, del legno, dell'agroalimentare e del cemento;

— per il settore agricolo sono stati considerati i consumi energetici storici del settore.

Un discorso a parte deve essere fatto per la produzione di biometano che sarà immesso nella rete di distribuzione pubblica o in reti di distribuzione private e/o utilizzato per trasporti. Tale destinazione del biometano è specificamente prevista e incentivata dal decreto legislativo n. 28 del 2011. Si è assunto che nel Pan tale contributo sia stato contabilizzato principalmente nelle Fer-C e, in minima parte, nelle Fer-T. Per semplicità nella ripartizione che segue tale contributo è stato inserito nelle Fer-C. Il criterio adottato per la ripartizione regionale è quello del potenziale di produzione del biogas/biometano.

 

3.3 Regionalizzazione della produzione elettrica da fonti rinnovabili al 2020

Di seguito si riporta la ripartizione regionale della produzione elettrica da fonti rinnovabili al 2020, facendo riferimento alle quantità e alle fonti riportate nel Pan.

 

3.3.1 Fer-E: produzione idroelettrica

A livello nazionale, il futuro andamento della produzione idroelettrica da apporti naturali è influenzato da due fattori che agiscono in senso opposto [5]:

— una riduzione della producibilità degli impianti esistenti pari a circa il 18% della produzione media degli ultimi anni, per effetto dell'impatto dei cambiamenti climatici sulle precipitazioni e dell'applicazione dei vincoli ambientali sull'uso delle acque (Deflusso minimo vitale — Dmv) e sull'uso plurimo delle acque [6], [7];

— un aumento della produzione per effetto del ripotenziamento del parco esistente, che avverrà attraverso l'installazione di nuovi impianti di taglia inferiore ai 10 MW (mini-idroelettrico) [8], mentre per gli impianti di grossa taglia si stima che non vi saranno possibilità di nuove installazioni.

La ripartizione regionale della producibilità degli impianti esistenti è mantenuta pari a quella attuale, (riferimento produzione regionale normalizzata mediata nel periodo 2005-2009 – fonte Gse), ipotizzando che, in mancanza di informazioni specifiche, i sopra citati fattori agiscano con la stessa intensità in tutte le Regioni interessate.

Eventuali variazioni rispetto al valore nazionale che si potranno avere in singole Regioni, e in particolare riduzioni di producibilità di minore entità, sono da considerarsi elementi di flessibilità che le Regioni e Province autonome potranno utilizzare per il conseguimento del proprio target.

La distribuzione regionale dei nuovi impianti di taglia inferiore a 10 MW è invece definita proporzionalmente alle potenzialità idroelettriche non sfruttate, determinate in funzione della disponibilità della risorsa idrica (da cui derivano le informazioni di portata dei corsi d'acqua), basata su dati storici di precipitazione e della conformazione geo-morfologica dei bacini (da cui i salti geodetici). Inoltre si è tenuto conto dell'effetto della "antropizzazione" sulla potenzialità teorica così calcolata, in quanto i molteplici impieghi della risorsa idrica sottraggono risorse teoricamente utilizzabili per la produzione elettrica (si veda ad esempio la Figura 1)6 .

 

 

Figura 1 — Mappa del massimo potenziale idroelettrico ( fonte: [8])

 

3.3.2 Fer-E: produzione eolica

La produzione eolica prevede due contributi:

— energia prodotta da impianti on–shore;

— energia prodotta da impianti off–shore.

Nei capitoli successivi è dettagliato il criterio di regionalizzazione dei due contributi.

 

3.3.2.1 Fer-E: produzione eolica on shore

Gli elementi presi in considerazione per definire la ripartizione regionale della produzione nazionale da fonte eolica al 2020 prevista nel Pan sono il potenziale di producibilità eolica e i vincoli territoriali, secondo la metodologie descritta in [5].

Per quanto riguarda il potenziale di producibilità eolica, si fa riferimento all'atlante eolico interattivo prodotto da Rse nell'ambito della ricerca di sistema [9] e agli studi correlati [10]. Per le stime si favriferimento alla producibilità specifica a 75 m. Il potenziale eolico di una data Regione è valutato come somma delle producibilità specifiche delle celle elementari, ricadenti nel territorio regionale, che presentano valori di producibilità specifica maggiori di 1.500 MWh/MW. Con tale scelta si vogliono privilegiare le aree con una maggior producibilità, tralasciando quelle che potrebbero portare a rese energetiche medio-basse.

Per quanto riguarda i vincoli territoriali [12], ferma restando la competenza delle Regioni e Province autonome in materia di identificazione delle aree non idonee, come previsto dalle linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili [13], per le sole finalità di questo studio si è assunto che gli impianti eolici non saranno realizzati in:

— aree urbanizzate;

— parchi nazionali e regionali;

— zone di protezione speciale (Zps), istituite in ottemperanza della direttiva 79/409/Cee (nota come "direttiva uccelli") e finalizzate al mantenimento di idonei habitat per la conservazione delle popolazioni di uccelli selvatici migratori;

— le aree alpine al di sopra dei 1.600 metri e quelle appenniniche al di sopra dei 1.200 metri.

Occorre ribadire che con i criteri adottati non si intende anticipare le determinazione delle singole Regioni e Province autonome in merito all'identificazione delle aree, ma sono da intendersi esclusivamente come strumentali alla individuazione del potenziale sfruttabile.

 

3.3.2.2 Fer-E: produzione eolica off-shore

La valutazione della potenzialità per la realizzazione di impianti eolici off-shore è stata condotta ipotizzando uno sfruttamento dell'ordine del 2,5-3% dell'area idonea e una densità di potenza di 6,5 MW/km2. Ai fini della valutazione del contributo alla produzione al 2020 si è assunto per le aree marine interessate una producibilità specifica media di 3.000 MWh/MW. per le aree marine relative alle isole maggiori, per le altre, 2.300-2.600 MWh/MW.

La potenza eolica offshore riguarda esclusivamente impianti previsti in "acque basse" (profondità 0-30 m), quindi realizzabili con tecnologia già disponibile e consolidata, ubicati a distanza dalla costa fra 5 e 20 km.

La ripartizione regionale dell'obiettivo nazionale di sviluppo dell'eolico off-shore è dunque fatta sulla base dei seguenti criteri:

— superficie di aree potenzialmente idonee;

— interesse degli operatori, già manifestato con proposte di iniziative di realizzazione di impianti in determinate aree del Paese;

— aree con risorse più promettenti.

Ai fini della selezione delle aree potenzialmente idonee sono state escluse le aree caratterizzate da estensione limitata e le aree, anche di estensione ragguardevole comprese in aree marine in cui potrebbe risultare arduo realizzare impianti

Sempre ai fini della selezione delle aree idonee si è ritenuto opportuno escludere quelle ubicate in vicinanza della costa di località di elevato pregio paesistico e turistico e/o di piccole isole [14].

 

3.3.2.3 Vincoli derivanti dalla rete elettrica

Per conseguire gli obiettivi regionali di sviluppo della produzione elettrica da fonti rinnovabili è necessario un appropriato sviluppo della rete elettrica. A tal fine, mediante simulazioni dell'esercizio del sistema elettrico nazionale all'anno orizzonte 2020, si è verificato che le espansioni e i potenziamenti della rete di trasmissione nazionale e delle interconnessioni con l'estero programmati da Terna sono adeguati a far fronte alla crescita delle fonti rinnovabili elettriche, prevista dalla ripartizione regionale qui ipotizzata.

In particolare, nel caso della Sardegna, è stato verificato che l'incremento di potenza delle Fer elettriche (in particolare la produzione eolica) è compatibile con la capacità di connessione con il continente costituita dal nuovo collegamento SAPEI, nel rispetto dei criteri di sicurezza previste dalle regole di rete7 .

 

Tuttavia, tenuto conto dei prevedibili lunghi tempi di sviluppo della rete, è stato adottato un approccio prudenziale, riducendo l'obiettivo definito dalla metodologia, al 2020, per l'eolico di 500 MW.

 

3.3.3 Fer-E: produzione geotermoelettrica

La produzione elettrica da fonte geotermica è da sempre localizzata in aree della Toscana e del Lazio e si prevede che anche al 2020 resti limitata a tali zone [15].

Infatti, coerentemente con l'approccio seguito in questo studio di far riferimento prioritariamente alle tecnologie consolidate, si ipotizza che l'incremento della produzione geotermoelettrica entro il 2020 avvenga grazie alle sole tecnologie convenzionali. Nel caso in cui nuove soluzioni tecnologie (per esempio hot dry rocks) potranno passare, entro il 2020, dall'attuale fase sperimentale ad un utilizzo commerciale, esse potranno essere utilizzate anche in altri territori, con un ulteriore elemento di flessibilità per il conseguimento degli obiettivi regionali di sviluppo delle Fer.

In tale senso la ripartizione regionale della produzione geotermoelettrica al 2020 è definita proporzionalmente alla produzione degli impianti attualmente in funzione.

 

3.3.4 Fer-E: produzione da fonte solare

La produzione da fonte solare prevede due contributi:

— produzione da solare fotovoltaico;

— produzione da solare a concentrazione.

 

3.3.4.1 Fer-E: produzione solare fotovoltaico

Il rilevante sviluppo che ha riguardato la produzione fotovoltaica in questi ultimi mesi fa ritenere che l'obiettivo di 8.000 MW previsto dal Pan al 2020 possa essere raggiunto assai prima, come peraltro previsto dal recente decreto ministeriale 5 maggio 2011 "quarto conto energia".

Per tale ragione, diversamente dai casi precedenti, la ripartizione regionale della produzione fotovoltaica prevista dal Pan al 2020 è definita sulla base dei dati a consuntivo.

In particolare, si considera la produzione FV da tre diversi insiemi di impianti: a. gli impianti già in esercizio al 31 dicembre 20108 ;

b. gli impianti completati al 31 dicembre 2010 e attesi in esercizio entro il 30 giugno 2011, beneficiando degli incentivi previsti dal secondo conto energia;

c. gli altri impianti che saranno realizzati nel 2011 e che beneficeranno dei contributi del terzo e del quarto conto energia.

Per quanto riguarda gli impianti di cui al punto a. e b. si fa riferimento ai dati regionali (potenza installata) forniti da Gse [16] (nel caso del punto b. si tratta di dati previsionali, ricavati dalle dichiarazioni di fine lavori pervenute al Gse, ai sensi della legge del 13 agosto 2010, n. 129).

Quanto alla ripartizione regionale della potenza degli impianti di cui al punto c.), si assume che sia la medesima degli impianti già in esercizio o completati al 31 dicembre 2010 (punti a. e b.).

Nel momento della predisposizione del presente documento, la potenza "mancante" rispetto all'obiettivo fissato dal Pan, è pari a circa il 10% dell'obiettivo al 2020 (8.000 MW): tale differenza, il cui contributo non incide significativamente sulla ripartizione della produzione FV già in atto nelle Regioni e Province autonome, è stata ripartita tra le Regioni proporzionalmente alla distribuzione della potenza già installata.

Alla luce dei dati del quarto conto energia, la potenza effettivamente installata al 2020 potrebbe essere superiore a quella prevista Pan e dalla conseguente ripartizione regionale ipotizzata in questo documento.

La produzione eccedente potrà essere utilizzata, in sede di aggiornamento del Pan, per rimodulare i diversi apporti, funzionali al raggiungimento dell'obiettivo nazionale.

 

3.3.4.2 Fer-E: produzione solare termodinamico

Nelle valutazioni di impiego del solare termodinamico va ricordato preliminarmente che la Iea considera idonee all'impiego di questa tecnologia le zone comprese tra il 40° Nord e 40° Sud, dove la radiazione solare diretta su superficie normale alla radiazione stessa è dell'ordine di almeno 1800 kWh/m²/y; in Italia tali condizioni si riscontrano in alcune aree delle Regioni mediterranee e della Sardegna9 , come si osserva dalla Figura 2. Per la ripartizione regionale della produzione potenziale da solare termodinamico si è applicato un criterio di proporzionalità alla superficie regionale che in linea di principio potrebbe essere dedicata allo sviluppo degli impianti nelle singole Regioni mediterranee [18].

 

Il valore di tale superficie regionale è ottenuto considerando le superfici piane grezze, con estensioni minime contigue di almeno 2 km2, che dovrebbero beneficiare localmente del massimo di radiazione solare diretta.

Tali aree erano state identificate in prima approssimazione da studi effettuati negli anni '90 dalla Direzione Studi e Ricerche di Enel [19] successivamente integrati con misure di radiazione solare diretta al suolo, e corrispondono di regola ad alcune aree costiere pianeggianti.

Le superfici di tali aree sono state ridotte da un fattore di utilizzo che tiene conto, in prima approssimazione, delle urbanizzazioni e dell'uso attuale del suolo, escludendo a priori, per esempio, i fondi destinati ad agrumeti e uliveti, ed ulteriormente parametrizzate da un coefficiente relativo alla disponibilità di radiazione solare diretta utile, che si riduce significativamente passando, per esempio, dai litorali del Canale di Sicilia alla Provincia di Foggia.

 

 

Figura 2 — Mappa di eliofania assoluta media annua (Fonte: Atlante Tematico d'Italia TCI – CNR ed. 1989)

 

3.3.5 Fer-E: produzione da biomassa

La produzione di Fer-E da biomassa viene valutata facendo riferimento alle diverse forme di biomassa impiegate allo scopo:

— biomassa solida, inclusa la frazione organica da rifiuti solidi urbani;

— biogas, incluso il gas da discarica;

— bioliquidi.

 

3.3.5.1 Fer-E: produzione da biomassa solida

La produzione di Fer-E da biomassa solida al 2020, tiene conto di due contributi:

— frazione biodegradabile dei rifiuti solidi urbani (Rsu);

— la restante biomassa solida (legna vergine e biomasse solide residuali).

Il contributo della biomassa solida alla produzione di energia elettrica al 2020 riportato nel Pan è pari a 7.900 GWh. Si ipotizza che essa sia ripartita in parti circa uguali tra frazione biodegradabile di Rsu da raccolta indifferenziata e la restante biomassa solida.

La previsione della produzione di energia elettrica dalla termovalorizzazione della frazione biodegradabile di Rsu al 2020 (4.000 GWh) si basa sulle seguenti ipotesi [20]:

— l'incremento della raccolta differenziata, fino a coprire il 50% dei Rsu prodotti;

— la termovalorizzazione della quota restante di Rsu, a valle della raccolta differenziata (ipotizzando quindi di non fare più ricorso ai conferimenti in discarica)10 ;

— il 51% dell'energia prodotta dalla termovalorizzazione della quota di Rsu di cui al punto precedente è di origine rinnovabile.

Sulla base delle suddette ipotesi, la produzione di energia elettrica dalla frazione biodegradabile da rifiuti al 2020 corrisponde alla termovalorizzazione con produzione di energia elettrica della frazione biodegradabile da Rsu pari a circa 0,3 Mtep11 .

La ripartizione regionale della produzione elettrica da frazione biodegradabile da Rsu è stata determinata sulla base della quantità di Rsu indifferenziata prodotta da ciascuna Regione (riferimento ai dati del 2008) [20].

Per quanto riguarda il contributo della restante biomassa solida (3.900 GWh), si ipotizza che essa provenga in larga misura da biomasse solide residuali (colture dedicate, scarti di cereali, potature, residui di prodotti boschivi, ecc.), nel rispetto dei vincoli ambientali di sostenibilità, coerentemente agli intenti espressi nel decreto legislativo n. 28 del 2011.

Pertanto la ripartizione regionale tiene conto sia della produzione già in essere (dati 2008 e 2009) sia della potenziale disponibilità sul territorio della quantità di scarti agricoli e residui boschivi definita in [21]12 .

 

3.3.5.2 Fer-E: produzione da biogas, da reflui zootecnici o da sottoprodotti delle attività agricole, agroalimentari, agroindustriali

La produzione di energia elettrica prevista dal Pan al 2020 trova origine in diverse tipologie di matrici organiche quali reflui di allevamenti, scarti agricoli, gas da discarica, fanghi di depurazione, scarti di macellazione. Si fa qui riferimento alla produzione elettrica dalle fonti rinnovabili di cui all'articolo 24, lettera h), punto i), del decreto legislativo n. 28 del 2011. Secondo le stime riportate in [21] e [24] il potenziale di biogas immediatamente sfruttabile è superiore a 3.200 Mni Nm3 di biogas.

Per la ripartizione regionale della suddetta quantità di energia elettrica si fa riferimento ai risultati dello studio [21], che presenta una valutazione su base regionale del potenziale di produzione di biogas.

 

3.3.5.3 Fer-E: produzione da bioliquidi

La produzione nazionale di energia elettrica da bioliquidi attesa dal Pan al 2020 è pari a 4.860 GWh.

Analogamente alla situazione della produzione elettrica da solare fotovoltaico, l'attuale sviluppo della produzione elettrica da bioliquidi, pari a circa 4.400 GWh e le proiezioni sugli impianti a progetto [22], fanno ritenere che l'obiettivo previsto dal Pan possa essere raggiunto con ampio anticipo.

Per tale ragione, diversamente dai casi precedenti, la ripartizione regionale della produzione elettrica da bioliquidi attesa dal Pan al 2020 è definita proporzionalmente ai consuntivi regionali odierni di produzione di elettricità da bioliquidi.

L'eventuale produzione eccedente potrà essere utilizzata, in sede di aggiornamento del Pan, per rimodulare i diversi apporti, funzionali al raggiungimento dell'obiettivo nazionale.

 

3.3.6 Fer-E: sintesi dei criteri applicati

Ai fini di sintetizzare i contenuti dei precedenti paragrafi, in Tabella 3 sono riassunti i criteri e i dati di riferimento impiegati per la ripartizione regionale delle quantità Fer-E relative all'anno 2020.

 

Tabella 3 – Sintesi dei criteri di ripartizione regionale applicati alla Fer-E

 

Fonte rinnovabile Sintesi dei criteri per la ripartizione regionale Dati e studi di riferimento
Idroelettrico esistente Per gli impianti esistenti proporzionale alla produzione attuale
Per i nuovi impianti, proporzionale alle potenzialità idriche ancora da sfruttare
Criteri di regionalizzazione [5]
Informazioni su idroelettrico: [6], [8]
Eolico Proporzionale a potenzialità tecnico economica della fonte, con l'esclusione di zone sensibili Criteri di regionalizzazione [5], [14]
Informazioni su eolico: [9], [11], [12]
Solare - FV Potenza già installata e proiezioni [16]
Solare termodinamico Proporzionale ad estensione delle aree idonee (intensità della radiazione diretta, superficie pianeggiante) [18]
Biomassa solida Rsu - Proporzionale a disponibilità pro capite di Rsu indifferenziato
Altre forme - Proporzionale alla situazione pregressa ed alla disponibilità di biomassa solida residuale (scarti di cereali, potature, residui di prodotti boschivi, ecc.)
[20], [21]
Biogas da reflui zootecnici o da sottoprodotti delle attività agricole, agroalimentari, e agroindustriali. Proporzionale a disponibilità di matrici organiche per la produzione di biogas (reflui di allevamenti, Forsu in discarica, scarti di macellazione, biomasse solide residuali) (dati Enea) [21]
Bioliquidi Produzione attuale [22]

 

3.4 Regionalizzazione dei consumi delle fonti rinnovabili per usi termici al 2020

 

3.4.1 Il quadro di riferimento

Al fine di determinare la regionalizzazione del consumo nazionale di fonti rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento (Fer-C) attesa dal Pan al 2020, si è operata un'ulteriore suddivisione dei contributi delle fonti prevista dal Pan. Tale suddivisione, riportata in Tabella 4, è stata fatta sulla base del criterio guida che la produzione di calore avvenga nel luogo in cui il calore è impiegato.

Applicando tale logica, le quantità di Fer-C previste dal Pan al 2020 sono state ulteriormente suddivise in base ai settori (residenziale, terziario, agricoltura, industria) e alle tipologie di impiego (riscaldamento, acqua calda sanitaria, produzione di calore attività produttive), nonché alle tecnologie di produzione del calore adottate (es. pompe di calore, teleriscaldamento, ecc.).

 

Tabella 4 – Ipotesi di ripartizione tra settori e tipologie di impiego di impiego delle Fer-C attese dal Pan al 2020

 

Impieghi Biomassa Fonte aerotermica, geotermica e idrotermica Solare termico
[ktep]
Totale
[ktep]
[ktep] media e alta temperatura
(uso diretto)
[ktep]
bassa temperatura
(Pdc)
[ktep]
Residenziale 6.021
riscaldamento 3.354 750 4.104
teleriscaldamento 580 180 40 800
acqua calda sanitaria 100 1.017 1.117
Terziario 2.769
riscaldamento 100 2.000 569 2.669
teleriscaldamento 70 20 10 100
acqua calda sanitaria -
Industria 1.000
Produzione calore 1.000 1.000
Agricoltura 400
Produzione calore 400 400
Biometano/biogas in rete 316
Usi calore e trasporto 316 316
Totale 5.720* 300 2.900 1.586 10.506*
(*) Include 50 ktep di biogas/biometano previsto dal Pan nel settore trasporti.

 

La ripartizione delle differenti fonti rinnovabili tra gli impieghi di Tabella 4, è stata ottenuta applicando le seguenti ipotesi.

— La biomassa è impiegata in tutti i settori presi in esame. Oltre all'uso in impianti di combustione installati presso l'utenza, essa è impiegata anche per alimentare reti di teleriscaldamento. Una parte rilevante della biomassa sarà sfruttata in cogenerazione, in particolare per installazione di elevata potenza asservite a reti di teleriscaldamento o a impianti industriali. Nel caso di impianti di combustione istallati presso l'utenza, la biomassa sarà prevalentemente di tipo solido. L'impiego di biogas per usi termici è previsto in impianti di teleriscaldamento e in specifici contesti industriali.

Infine dal biogas potrà anche essere ricavato biometano da immettere nella rete di distribuzione del gas naturale. La ripartizione del calore da biomassa tra i quatto settori è stato determinato sulla base di valutazioni di potenziale tecnico-economico.

Da analisi svolte in fase di predisposizione del Pan si è verificato che sussiste un potenziale equilibrio, a livello regionale e provinciale, fra la biomassa, disponibile sul territorio e sfruttabile secondo i principi di sostenibilità ambientale e gli impieghi nei vari settori13 .

Tale equilibrio è stato verificato sulla base di numerose assunzioni, quali i costi di accesso alla materia prima, disponibilità di imprese boschive, la stagionalità delle attività boschive, gli impatti ambientali, ecc. e assumendo un ruolo attivo degli enti locali per lo sviluppo delle filiere.

— L'impiego delle fonti aerotermica, geotermica e idrotermica è stato limitato ai settori residenziale e terziario (con una prevalenza nel terziario), assumendo che eventuali impieghi nell'industria e in agricoltura siano marginali. Anche in questo caso le fonti possono essere impiegate tramite impianti installati presso l'utenza oppure in teleriscaldamento. In prevalenza è stato assunto l'uso di fonti a bassa temperatura, che per essere sfruttate richiedono l'impiego di una pompa di calore. Sono comunque previsti anche impieghi di tipo diretto, in quei contesti in cui siano disponibili fonti geotermiche ed idrotermiche ad alta o media temperatura. La ripartizione dell'impiego di calore da fonti aerotermica, geotermica e idrotermica tra settore residenziale e terziario è stato determinato sulla base di valutazioni di potenziale tecnico-economico.

— L'impiego del solare termico è stato limitato al settore residenziale e terziario, prevalentemente per la produzione di acqua calda sanitaria. Ai fini dei criteri della ripartizione regionale applicata su tale impiego, è stato considerato di minor rilievo il contributo del solare termico nei settori industria e agricoltura.

— È stato previsto un notevole incremento del contributo del teleriscaldamento, in linea con gli indirizzi del Pan e del decreto legislativo n. 28 del 2011. Si è ipotizzato che all'anno 2020 la volumetria teleriscaldata sia pari a 900 Mm314 . Se tale volumetria fosse costituita da sole unità abitative, essa corrisponderebbe a circa 3 Mni di alloggi. Si tratta ovviamente di una stima per eccesso, poiché essa include anche edifici degli altri settori (in particolare di quello terziario), tuttavia costituisce una valutazione di massima del potenziale di teleriscaldamento, e della quota soddisfatta da fonti rinnovabili. In tal senso, ipotizzando che la quantità di calore immessa nella rete per soddisfare il fabbisogno medio per riscaldamento o acqua calda sanitaria sia pari a 1 tep/abitazione, ne deriva un impiego di calore di quasi 3 Mtep. Assumendo che tale fabbisogno sia soddisfatto per una quota pari al 30% da fonti rinnovabili (attualmente la percentuale è intorno al 17%), il consumo finale di fonti rinnovabili per teleriscaldamento risulterebbe pari a circa 0,9 Mtep.

Di questi si è ipotizzato che 0,65 Mtep siano da biomassa e i restanti 0,25 Mtep da fonte geotermica/idrotermica.

 

3.4.2 La metodologia di ripartizione regionale dei consumi delle Fer-C

La metodologia per la ripartizione regionale degli impieghi delle Fer-C è fatta sulla base del criterio guida che la produzione di calore da Fer sia contestuale al luogo in cui il calore viene impiegato; essa è suddivisa in base ai diversi settori/destinazione di consumo, di seguito esaminati.

Nel settore residenziale, le fonti rinnovabili termiche sono impiegate per il riscaldamento di ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria e il loro utilizzo è determinato in funzione:

— dei fabbisogni termici, i cui valori dipendono dalle aree climatiche;

— della disponibilità di fonti energetiche rinnovabili sul territorio;

— della conformità al rispetto di vincoli ambientali e del territorio;

— delle adeguatezze delle abitazioni a prevedere l'alloggiamento delle tecnologie in grado di sfruttare le fonti rinnovabili.

I criteri seguiti per determinare la ripartizione per fonte, tecnologia e impiego sono così riassunti [25]:

— identificazione sul territorio, a livello comunale15 , di specifiche aree caratterizzate da:

  • fabbisogni termici omogenei (aree climatiche);
  • identificazione di aree montane caratterizzate dalla disponibilità in loco di biomassa e/o aree con potenziali di sfruttamento della risorsa geotermica media e alta entalpia;
  • identificazione di comuni montani, poco densamente popolati (< 20000 abitanti), non direttamente interessati da vincoli di superamento di vincoli sulla qualità dell'aria;

— identificazione, all'interno delle suddette aree, delle caratteristiche delle unità abitative16 , in particolare:

  • tipologia abitativa (case monofamiliare, condomini);
  • vetustà: tale caratteristica permette di prevedere/escludere l'installazione di tecnologie più o meno avanzate che richiedono predisposizioni di sistemi di distribuzione del calore avanzati o convenzionali;
  • sistemi di riscaldamento disponibili (per esempio riscaldamento centralizzate, impianti autonomi).

Nel terziario non si hanno analoghe e dettagliate informazioni, e quindi non è stato possibile applicare la stessa metodologia; pertanto, per ciascuna fonte e tecnologia si è ritenuto di operare la regionalizzazione sulla base degli indicatori utilizzati nel settore residenziale.

Nel settore industria,la ripartizione è stata fatta sulla base del numero di addetti dei comparti industriali dove la produzione di calore tramite l'impiego di biomassa è più facilmente praticabile, mentre per l'agricoltura la ripartizione è stata fatta sulla base dei più recenti dati regionali dei consumi energetici del settore.

Per il biometano e/o biogas immesso in reti di distribuzione, la ripartizione è stata fatta sulla base del potenziale regionale di produzione del biogas/biometano.

Nei paragrafi che seguono, sono presentati nel dettaglio, per ciascun settore e fonte, i criteri di ripartizione adottati.

 

3.4.3 Fer-C: settore civile — biomassa

Come evidenziato in Tabella 4, l'impiego al 2020 di biomassa per la produzione di calore nel settore civile è stato associato al fabbisogno di calore per riscaldamento. Per tale uso si prevedono due modalità di impiego della biomassa:

a) biomassa utilizzata in impianti di combustione installati presso l'utenza (prevalentemente stufe e caminetti, ma anche caldaie, e impianti condominiali);

b) biomassa che alimenta impianti di teleriscaldamento.

3.4.3.1 Uso di biomassa in impianti installati presso l'utenza

Per questo impiego si fa riferimento principalmente a biomassa solida, prodotta o reperita nel territorio in cui essa viene impiegata.

Per quanto riguarda il criterio territoriale, si assume che l'utilizzo di impianti di riscaldamento autonomi a legna, cippato o pelletts avvenga in abitazioni nelle località montane e collinari e in Comuni con meno di 20.000 abitanti: già oggi nei piccoli comuni, prevalentemente per ragioni logistiche, si registra il maggior impiego di biomassa solida in impianti di riscaldamento autonomi. Tali comuni sono anche meno interessati da problemi di qualità dell'aria [26].

Per determinare i comuni idonei, si è assunto che l'utilizzo della biomassa per impianti da riscaldamento autonomi abbia luogo sostanzialmente nei Comuni:

— definiti, ai sensi della classificazioni Istat, come "Paesi di montagna interna, montagna litoranea,

collina interna e collina litoranea"17 ;

— con popolazione residente inferiore a 20.000 abitanti.

Sono stati individuati 5.707 comuni rispondenti alle suddette caratteristiche, in cui sono residenti circa 17,5 milioni di persone, pari a circa il 30% della popolazione residente nel 2009.

In termini di ipotesi sulle caratteristiche delle di unità abitative, nell'ambito dei comuni idonei sopra identificati, si considerano le costruzioni con al massimo 8 unità abitative, con impianto di riscaldamento fisso autonomo ad uso esclusivo dell'abitazione: per le caratteristiche con cui sono state selezionate, è maggiore la probabilità che tali abitazioni siano dotate di spazi all'aperto o locali appositi in cui stoccare la biomassa solida e che già oggi utilizzino, quanto meno parzialmente, biomassa solida ai fini di riscaldamento.

Si noti che l'utilizzo di impianti autonomi a legna, cippato o pelletts per il riscaldamento, in abitazioni nelle località montane e collinari e in piccoli comuni è una prassi piuttosto consolidata in Italia. Sussistono, tuttavia, molte criticità sulla tracciabilità della biomassa solida per riscaldamento e sulle implicazioni ambientali del suo impiego, a causa dell'emissione in atmosfera di polveri sottili e composti organici che vanno a incidere sulla qualità dell'aria. Questa situazione è aggravata dal fatto che la maggior parte degli attuali apparecchi utilizzati per il riscaldamento si configura come apparecchio "a camino aperto e stufa tradizionale", con bassi rendimenti energetici e con elevati fattori emissivi.

Traguardando la situazione al 2020, sulla base degli indirizzi contenuti nel decreto legislativo n. 28 del 2011, si è assunto di favorire l'impiego di biomassa presso l'utente solo in impianti ad alto rendimento18 , così da determinare una riduzione tanto della quantità di biomassa utilizzata, quanto delle emissioni nocive in atmosfera.

La ripartizione regionale del consumo per riscaldamento al 2020 di biomassa solida tramite combustione in impianti presso l'utenza, è stata determinata sulla base della distribuzione regionale delle abitazioni individuate dai criteri sopra definiti.

 

3.4.3.2 Uso di biomassa negli impianti di teleriscaldamento

Per questo impiego si fa ricorso prevalentemente a biomassa solida, incluso Rsu, anche se non si esclude l'impiego di biogas e bioliquidi, soprattutto nel caso in cui il calore provenga da impianti di cogenerazione.

In termini di vincoli sul territorio, si considerano i comuni situati nella zona climatica compresa fra D e F, caratterizzati da condizioni medie climatiche tali da giustificare la predisposizione di reti di teleriscaldamento. Potenzialmente sono interessati poco meno di 7.000 comuni, in cui sono residenti circa 44,4 milioni di abitanti (circa 70% della popolazione).

In termini di assunzioni sul parco abitativo, si prendono in considerazione le abitazioni monofamiliari o i condomini dotati di impianti di riscaldamento centralizzato.

La ripartizione regionale del consumo al 2020 di biomassa tramite reti di teleriscaldamento, è stata determinata sulla base della distribuzione regionale delle abitazioni individuate mediante i criteri sopra definiti.

 

3.4.4 Fer-C: settore civile — fonte aerotermica, geotermica e idrotermica

Come risulta dalla Tabella 4, nel settore civile l'impiego di calore da fonte aerotermica, idrotermica e geotermica al 2020 è stato previsto per il riscaldamento degli ambienti e per la generazione acqua calda sanitaria. Lo sfruttamento delle tre le fonti in questione avviene prevalentemente facendo ricorso alla pompa di calore (Pdc); nel caso di fonte geotermica (e, in limitatissimi casi, idrotermica) l'impiego può anche essere diretto.

Per la ripartizione regionale dei consumi al 2020 delle suddette tre fonti si è fatto riferimento ai seguenti impieghi:

a) riscaldamento con installazione di Pdc in abitazioni o in edifici del terziario;

b) calore da fonte idrotermica e/o geotermica in uso diretto o tramite Pdc, distribuito mediante reti di Tlr;

c) calore da fonte idrotermica e/o geotermica impiegato in uso diretto in specifici settori del terziario;

d) acqua calda sanitaria tramite Pdc nel residenziale e terziario.

 

a) Riscaldamento con installazione di Pdc in abitazioni o in edifici del terziario

La valutazione complessiva di impiego nel settore residenziale delle fonti rinnovabili in questione e della relativa ripartizione regionale è stata ottenuta facendo riferimento alle due seguenti tecnologie di Pdc:

Pdc a compressione: sono state considerate le abitazioni ubicate nei comuni compresi nelle zone climatiche da C a E, ritenute le più idonee per un servizio di climatizzazione a ciclo annuale (riscaldamento/raffreddamento) fornito dalla Pdc a compressione. Sono potenzialmente coinvolti circa 6.900 comuni, con una popolazione residente al 2020 di circa 55,5 milioni di persone.

In tali aree sono state considerate le unità abitative nuove o riqualificate (circa 8,7 milioni di abitazioni nel 2020, nei comuni precedentemente individuati), che si ritiene possano essere più facilmente predisposte per l'impiego delle Pdc a compressione19 .

Pdc ad assorbimento: sono state prese in considerazione le abitazioni ubicate nei comuni delle zone climatiche più fredde (E – F), nelle quali la Pdc ad assorbimento può fornire un servizio di climatizzazione a ciclo annuale o anche di solo riscaldamento. Ne risultano 5400 comuni, con una popolazione residente al 2020 di circa 29 milioni di persone.

In tali aree sono state considerate le unità abitative nuove e/o riqualificate, dotate di impianto di riscaldamento centralizzato.

Per quanto riguarda l'impiego nel settore del terziario, si è assunto che al 2020 circa il 40% dell'intero fabbisogno di calore per riscaldamento del settore (sia pari a 7,5 Mtep, in crescita di circa 1,5 Mtep rispetto al fabbisogno del 2005)20 sia soddisfatto da Pdc a ciclo annuale.

In aggiunta si è assunto anche che le PdC ad assorbimento possano essere impiegate anche per il solo servizio di riscaldamento e acqua calda sanitaria in specifiche tipologie di edifici (es. alberghi, ospedali) del terziario.

La ripartizione regionale dei consumi nel terziario, come già anticipato in fase di descrizione della metodologia, è stata fatta in coerenza con quella fatta per il settore residenziale: a tal proposito si utilizza la distribuzione percentuale di m2 di coperture regionali delle abitazioni idonee all'installazione dei sistemi termici.

 

b) Calore da fonte idrotermica e/o geotermica distribuito mediante reti di teleriscaldamento

Si tratta di calore disponibile in forma diretta o estratto tramite PdC che viene distribuito alle utenze mediante reti di teleriscaldamento; nella Tabella 4 sono riportate le corrispondenti quantità di Fer-C attese al 2020.

La ripartizione regionale di tali fonti è fatta sulla base dei seguenti criteri:

— nel caso di calore diretto, si è fatto riferimento alle previsioni della disponibilità regionale di fluidi geotermici per usi non elettrici (>70 °C), fornita dall'Unione Geotermica Italiana [31][32].

— nel caso di calore fornito da PdC, si ipotizza, analogamente a quanto fatto per il teleriscaldamento con biomasse, che i comuni potenzialmente interessati a questo impiego siano quelli ubicati nelle zone climatiche comprese da D a F, coinvolgendo le abitazioni monofamiliari o i condomini dotati di impianti di riscaldamento centralizzato presenti in tali zone21 .

 

c) Calore da fonte idrotermica e/o geotermica impiegato in uso diretto in settori del terziario

L'impiego diretto di calore a media e alta temperatura da fonte geotermica e idrotermica, oltre che per gli impianti di TLR di cui si è detto al punto precedente, è stato ipotizzato anche in alcuni contesti specifici, quali impianti termali, serre, e in alcuni processi industriali. La corrispondente quantità riportata in Tabella 4,

suddivisa tra il settore terziario e industriale, analogamente a quanto visto per il teleriscaldamento, viene ripartita tra le Regioni e le Province autonome, sulla base delle previsioni della disponibilità regionale di fluidi geotermici per usi non elettrici (> 70° C), fornita dall'Unione Geotermica Italiana.

 

d) Acqua calda sanitaria mediante scaldaacqua a Pdc nel residenziale e terziario

Il calore per produzione di acqua calda sanitaria mediante scaldaacqua a Pdc, riportato nello scenario di Tabella 4, è stato valutato ipotizzando che una parte degli attuali boiler elettrici siano sostituiti da scalda acqua a Pdc.

Assumendo al 2020 la disponibilità di 1 milione di scaldaacqua a Pdc, che funzionino con Cop pari 3 e che ciascuno di essi soddisfi un fabbisogno di circa 1.800 kWhth anno, si ottiene un impiego di energia termica da fonti rinnovabili pari a 100 ktep. Tale impiego è ripartito fra le Regioni e le Province autonome in funzione della distribuzione regionale delle abitazioni mono familiari, che sono le unità abitative che più si prestano all'impiego di questa tecnologia.

 

3.4.5 Fer-C: settore civile – solare termico

Nelle stime di Tabella 4, l'utilizzo di collettori solari è stato considerato prevalentemente per la fornitura di acqua calda sanitaria nel residenziale e, anche , come integrazione al riscaldamento di ambienti nel terziario.

Nel 2008 in Italia erano installati collettori solari piani per una potenza termica pari a circa 1.000 MWth, per una produzione annua di 1,2 MWhth (0,1 Mtep), ottenuta ipotizzando una producibilità media annua di 1.200 ore e uno sfruttamento completo del calore prodotto dai collettori.

Nello scenario al 2020 si assume che vi sia un incremento delle installazioni dei collettori solari piani e che questi vengano installati su edifici monofamiliari e condomini nuovi o ristrutturati dotati di acqua calda centralizzata.

 

a) Edifici monofamiliari

Si ipotizza che siano interessate circa 4,8 milioni di abitazioni monofamiliari22 , dotate di un sistema di riscaldamento fisso, sui tetti delle quali vengano installati circa 12,6 km2 di pannelli23 (circa 2,6 m2/abitazione). La ripartizione regionale è fatta sul numero di edifici monofamiliari.

 

b) Condomini nuovi o ristrutturati con ACS centralizzata

Si ipotizza che siano interessati circa 210 mila condomini nuovi o riqualificati con sistema di Acs centralizzata, e che su ogni condomino siano installati pannelli per una superficie media 24 m2. La ripartizione regionale è fatta sulla distribuzione regionale delle unità abitative in condomini nuovi o ristrutturati.

Infine è previsto un contributo del solare termico (cfr. Tabella 4) anche come integrazione al riscaldamento, prevalentemente, nel settore terziario (per esempio. piscine). Poiché si stima che lo sviluppo del terziario possa essere correlato alla ripartizione della popolazione sul territorio, si è assunto di ripartire regionalmente tale contributo secondo le stesse proporzioni ottenute per il settore residenziale.

 

3.4.6 Fer-C: settore industria – produzione di calore da biomassa

Per quanto riguarda il consumo di calore da biomassa nel settore industriale, si ipotizza al 2020 una significativa crescita24 dell'impiego di biomassa per usi termici, concentrato su un ristretto numero di comparti industriali (per esempio carta, legno, agroalimentare e cemento), dove sono già disponibili scarti di lavorazione di matrice organica e/o per i quali le attuali tecnologie per la generazione di calore sono compatibili all'utilizzo della biomassa [34], [35], [36].

La ripartizione regionale di tale impiego è stata ottenuta sulla base del numero di addetti (anno 2009) dei comparti industriali (legno e arredo25 , agroalimentare) dove la produzione di calore tramite l'impiego di biomassa è più facilmente praticabile.

 

3.4.7 Fer-C: settore agricoltura – produzione di calore da biomassa

L'impiego di biomassa per produzione di calore in agricoltura al 2020 è ripartito fra le Regioni e Province

autonome in base ai consumi energetici del settore agricoltura nel 2005.

 

3.4.8 Fer-C: biometano e biogas immesso in rete

L'immissioni di biometano e/o biogas in reti di distribuzione è ripartita tra le Regioni e le Province autonome proporzionalmente alla disponibilità sul territorio di matrici organiche per la produzione di biogas (reflui di allevamenti, biogas da discarica, scarti di macellazione, biomasse solide residuali), secondo quanto riportato in [21].

 

3.4.9 Fer-C: sintesi dei criteri applicati

In Tabella 5 sono riassunti i criteri per la ripartizione regionale dei consumi di Fer per usi termici previsti dal Pan al 2020, nei diversi settori di impiego qui considerati.

 

Tabella 5 – Sintesi dei criteri di ripartizione regionale applicati ai consumi di Fer-C

 

 

4 Valori iniziali di riferimento delle traiettorie regionali

L'articolo 3, comma 2, della direttiva 2009/28/CE prevede che gli Stati membri definiscano una traiettoria temporale per il conseguimento dell'obiettivo sull'energia da fonti rinnovabili al 2020. La traiettoria che l'Italia ha definito del Pan deve essere coerente con le traiettorie per il conseguimento degli obiettivi regionali. Nella definizione di tali traiettorie regionali è necessario definire un valore iniziale delle traiettorie stesse, in base al quale tracciare lo sviluppo dei consumi Cfl e Fer-E e Fer-C, tale da conseguire l'obiettivo definito al 2020.

Il valore iniziale deve fare riferimento ad periodo immediatamente precedente l'applicazione del decreto legislativo n. 28 del 2011, in modo da fotografare la situazione più aggiornata di sviluppo delle Fer nelle Regioni e Province autonome, in coerenza, anche, a quanto previsto dall'articolo 37, comma 6, dello stesso decreto legislativo,e in particolare, al comma 167 dell'articolo 2 della legge 24 dicembre 2007, n. 244 che prevede che la definizione dei potenziali regionali deve tener conto dell'attuale livello di produzione delle energie rinnovabili.

Tale azione, tuttavia, è resa difficoltosa da una serie di criticità:

— a livello nazionale, il sistema di contabilità dei consumi energetici adottato dalla direttiva 2009/28 (Sistema Shares), e quindi utilizzato per tracciare le traiettorie, applica una metodologia diversa da quella storicamente utilizzata in ambito nazionale (bilancio energetico nazionale);

— a livello regionale vi è una mancanza di dati ufficiali recenti e coerenti sui consumi finali di energia.

Tenuto conto di questi aspetti, i dati ufficiali ai quali è possibile far riferimento per calcolare il valore iniziale di riferimento sono i seguenti:

— consumi regionali finali netti elettrici nel periodo 2006-2010, forniti da Terna;

— consumi regionali finali netti per fonte energetica nel periodo 2005-2007, forniti da Enea.

Sulla base di tali considerazioni, i valori iniziali delle traiettorie regionali sono stati definiti aggregando le tipologie di consumi regionali relativi agli anni più recenti, senza riferirsi necessariamente allo stesso anno, in particolare:

— Consumo finale lordo. Il valore iniziale di riferimento è ottenuto dalla somma dei seguenti consumi:

  • Consumo elettrico. Si è fatto riferimento al consumo finale regionale netto, di fonte Terna, ottenuto come media dei consumi del periodo 2006-2010 al quale sono state aggiunte le perdite di rete e i consumi degli ausiliari di centrale, ripartiti sulle Regioni proporzionalmente ai consumi finali regionali netti di Terna;
  • Consumo non elettrico. Calcolato dalla media dei consumi energetici non elettrici di fonte Enea nel periodo 2005–2007: il valore annuo dei consumi non elettrici (termici e trasporti) è stato ottenuto sottraendo dal consumo regionale complessivo il rispettivo consumo elettrico.

— Consumo da fonti rinnovabili. Il valore iniziale di riferimento è ottenuto dalla somma dei seguenti consumi regionali:

  • Fer-E: Produzione regionale elettrica lorda da fonti rinnovabili relativa all'anno 2009 rilevata da Gse, calcolata ai sensi della direttiva 28/2009;
  • Fer-C: Consumo regionale da fonti rinnovabili per riscaldamento/raffreddamento relativi all'anno 2005, forniti da Enea Si fa presente che, pur essendo disponibili anche i dati regionali di degli anni 2006, 2007, in coerenza alle disposizioni dell'art. 40 del decreto legislativo n. 28 del 2011, che prevede che il Ministero dello sviluppo economico approvi la metodologia che, nell'ambito del sistema statistico nazionale in materia di energia, assicuri, a livello nazionale e regionale il monitoraggio dei consumi energetici coperti da Fer, è stato deciso per il momento di non utilizzarli. Tali dati, infatti, richiedono una ulteriore verifica di conformità e di coerenza con la metodologia di monitoraggio, di cui sopra, attualmente in fase di predisposizione.

Il valore iniziale della traiettoria temporale degli obiettivi regionali sulle Fer è ottenuto dal rapporto tra il consumo da fonti rinnovabili e il consumo finale lordo di cui ai punti precedenti. Si ribadisce che tale valore non si riferisce ad un anno specifico, in quanto combina le informazioni recenti relative ma relative ad anni differenti, e per di più, nel caso del Cfl a consumi medi di un periodo.

Sulla base della metodologia sviluppata, per ciascuna Regione e Provincia autonoma sono definiti i valori all'anno iniziale di Cfl, Fer-E e Fer-C.

La Tabella 6 riporta i valori all'anno iniziale dei Cfl regionali, suddivisi in consumi elettrici e consumi non elettrici.

 

Tabella 6 – Consumi finali lordi regionali all'anno iniziale

 

Regioni Consumi elettrici
[ktep]
Consumi non elettrici
[ktep]
Totale
[ktep]
Abruzzo 617 2.221 2.838
Basilicata 275 878 1.153
Calabria 594 1.925 2.519
Campania 1.638 5.156 6.794
Emilia Romagna 2.527 11.781 14.308
Friuli V. Giulia 922 2.640 3.561
Lazio 2.233 8.035 10.268
Liguria 669 2.336 3.005
Lombardia 6.012 20.473 26.485
Marche 705 2.917 3.622
Molise 149 495 644
Piemonte 2.426 9.345 11.771
Puglia 1.843 7.994 9.837
Sardegna 1.146 2.658 3.803
Sicilia 1.973 5.743 7.716
TAA-Bolzano 286 1.075 1.361
TAA-Trento 298 1.120 1.419
Toscana 1.937 7.752 9.689
Umbria 541 2.129 2.670
Valle d'Aosta 100 468 568
Veneto 2.830 9.850 12.679
Totale 29.721 100.991 136.712

 

La Tabella 7 riporta i valori all'anno iniziale dei consumi regionali da fonti rinnovabili, suddivisi secondo le componenti di Fer-E e Fer-C.

 

Tabella 7 — Consumi regionali da fonti rinnovabili all'anno iniziale di riferimento

 

Regioni Consumi Fer-E
[ktep]
Consumi Fer-C
[ktep]
Totale
[ktep]
Abruzzo 116 48 164
Basilicata 72 18 91
Calabria 185 34 219
Campania 187 99 286
Emilia Romagna 216 66 282
Friuli V. Giulia 149 36 185
Lazio 112 300 412
Liguria 32 71 103
Lombardia 993 315 1.308
Marche 60 34 94
Molise 54 15 70
Piemonte 601 487 1.088
Puglia 245 54 299
Sardegna 127 19 146
Sicilia 153 55 208
TAA-Bolzano 407 34 441
TAA-Trento 370 36 406
Toscana 556 46 602
Umbria 133 33 167
Valle d'Aosta 255 38 293
Veneto 357 75 432
Totale 5.380 1.916 7.296

 

5 Conclusioni

Gli obiettivi nazionali al 2020 di sviluppo delle Fer, definiti dal Piano azione nazionale per lo sviluppo delle fonti rinnovabili, sono perseguiti tramite:

— la riduzione dei Consumi energetici Finali Lordi, promuovendo l'applicazione di misure di efficienza energetica "ordinarie" e "straordinarie" in grado di ridurre i consumi finali a parità di principali driver di sviluppo al 2020 (Pil, popolazione, domanda di mobilità, sviluppo industriale) che influenzano i consumi di energia;

— incremento dei consumi delle Fer nei tre settori previsti dalla direttiva 2009/28: in particolare si prevede di conseguire l'obiettivo vincolante di sviluppo delle Fer da trasporti, di raddoppiare gli attuali sviluppi delle Fer elettriche e di incrementare significativamente la crescita dei consumi delle Fer termiche.

In base alla legge 27 febbraio 2009, n. 13, e all'art. 37 del decreto legislativo n. 28 del 2011, gli obiettivi nazionali di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili al 2020 e negli bienni intermedi dal 2012 al 2018, devono essere ripartiti tra le Regioni e le Province autonome.

Tale ripartizione deve essere effettuata in modo da:

— garantire il raggiungimento degli obiettivi nazionali;

— tener conto della situazione pregressa;

— tener conto dei potenziali disponibili in ciascuna Regione e Provincia autonoma.

A fronte di tale quadro di riferimento, lo studio propone una metodologia di ripartizione regionale degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili articolata su due punti:

— Consumo finale Lordo. Si applica un principio di proporzionalità storica rispetto ad un valore di riferimento: si assume che gli effetti delle azioni di efficienza energetica sugli usi finali, che caratterizzano lo scenario efficiente del Pan, siano distribuiti sulle Regioni e sulle Province autonome in proporzione ai loro consumi storici. Tale approccio lascia comunque libere le singole Regioni e Province autonome di sviluppare proprie politiche a favore dell'efficienza energetica, i cui risultati troveranno riscontro nei consumi finali contabilizzati da ciascuna Regione. Le Regioni e le Province autonome avranno la facoltà di definire l'intensità di tali misure, in considerazione del fatto che una riduzione del consumo finale lordo nel proprio territorio determina una riduzione della quantità di energia da fonti rinnovabili necessaria per conseguire il proprio obiettivo regionale.

— Fonti rinnovabili. Di tutti i contributi previsti dalla direttiva 2009/28, la ripartizione regionale è applicata esclusivamente alla produzione nazionale di energia elettrica da fonti rinnovabili e ai consumi di energia rinnovabile per riscaldamento e raffreddamento. Per quanto riguarda i biocarburanti e l'energia elettrica da rinnovabili importata dall'estero, si è deciso di non applicare la ripartizione regionale in quanto il conseguimento delle quantità previste implica azioni di competenza dell'amministrazione centrale.

La ripartizione regionale degli impieghi di fonti rinnovabili è stato ottenuto applicando un criterio di tipo tecnico-economico e tenendo conto di taluni vincoli di sostenibilità economica e ambientale. Per la ripartizione della produzione nazionale di energia elettrica da fonti rinnovabili si è seguito un approccio basato sul potenziale di sfruttamento di tali fonti nelle singole Regioni e Province autonome.

In particolare tale approccio tiene conto di indicatori di disponibilità delle risorse naturali per la produzione di energia elettrica (risorsa idrica, vento, risorse geotermiche, irraggiamento solare e superfici per ospitare pannelli fotovoltaici, ecc.). Tali indicatori si combinano con indicatori di sostenibilità che, tengono conto che solo una parte della risorsa risultante dell'applicazione degli indicatori di sostenibilità venga effettivamente sfruttata, sia per ragioni di costo, di impatto territoriale, e di accettabilità da parte dalla popolazione.

Per le fonti rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento, che non possono contare su una rete di distribuzione (salvo la situazione, peraltro molto locale, del teleriscaldamento) e che per essere utilizzate richiedono un investimento da parte del consumatore finale (la produzione deve avvenire nello stesso luogo dove si ha il consumo), è stato seguito un approccio basato sul potenziale di impiego del calore.

In questo caso la ripartizione regionale è fatta in conformità a indicatori regionali di consumo, in particolare:

— per il settore civile, si è fatto riferimento alla stima del fabbisogno regionale di calore definito sulla base delle condizioni climatiche, alle caratteristiche del territorio e alla ripartizione del numero e delle tipologie di abitazioni sul territorio, più opportune per prevedere l'installazione e l'utilizzo delle specifiche tecnologie per la generazione di calore;

— per il settore agricolo sono stati considerati i consumi energetici storici del settore;

— per il settore industriale è stata considerata la distribuzione media regionale del numero di addetti impiegati in settori produttivi che impiegano biomasse, quali il settore della carta, del legno, dell'agroalimentare e del cemento.

Nel valutare gli sviluppi della produzione di energia da fonti rinnovabili nel prossimo decennio, a scopo cautelativo, si fa riferimento principalmente alle tecnologie oggi consolidate o che si prevede potranno esserlo entro pochi anni.

 

6 Bibliografia

[1] Michele Benini, Vittorio Brignoli, Diego Cirio, Antonio Gatti, Alberto Gelmini, Andrea Pitto, "Valutazione della compatibilità delle interconnessioni elettriche della Sardegna con la potenza degli impianti eolici attesi al 2020", Rapporto Rse n 11003131, Milano, 2011.

[2] Terna; "Dati statistici sull'energia elettrica in Italia 2006-2010".

[3] Enea; "Rapporto energia ambiente 2007".

[4] Ministero dello sviluppo economico – Dgerm "bollettino vendite prodotti petroliferi"; 2009.

[5] S. Maran, J. Alterach, G. Stella; "Studi sulle potenzialità energetiche delle Regioni italiane con riferimento alle fonti idroelettrica ed eolica"; rapporto Rse n. 11001465, Marzo 2011.

[6] S. Maran, e altri; "Minimo deflusso vitale e produzione elettrica: valutazione degli impatti e delle esternalità globali e locali"; rapporto Cesi Ricerca n. 08005775, Marzo 2009. www.rse-web.it/Documenti/showfile.aspx?idD=2608.

[7] Progetto Europeo (FP7) ACQWA "Assessing the future of water resources in vulnerable mountain regions"; http://www.acqwa.ch.

[8] MiniHydro — minihydro.cesiricerca.it

[9] http://atlanteeolico.erse-web.it

[10] C. Casale, E. Lembo, L. Serri, S. Maran, G. Stella, "Realizzazione della versione interattiva dell'Atlante eolico con moduli di calcolo per valutazione tecnico economica e sezioni tecniche sulle varie tematiche approfondite", rapporto RSE n 06007629, Marzo 2006.

[11] GSE "L'eolico – Rapporto statistico 2009", disponibile sul sito www.gse.it

[12] F. Sala e altri; "Strumenti di localizzazione degli impianti eolici alla scala locale"; rapporto Rse n. 11000309, Marzo 2011.

[13] Decreto 10 settembre 2010 del Ministero dello sviluppo economico, Gu n. 219 del 18 settembre 2010.

[14] Autori vari; "Analisi tecnico–economica ed ambientale dei sistemi eolici offshore con riferimento alla situazione italiana. Dati anemologici di siti significativi sulla fascia costiera italiana e stima del potenziale offshore sfruttabile"; rapporto Erse n. 10000251, marzo 2010. www.rse-web.it/Documenti/showfile.aspx?idd=2907

[15] Gse "Rapporto statistico geotermico 2009"; dicembre 2010.

[16] Nota privata Gse su impianti fotovoltaici qualificati Iafr in esercizio e a progetto nelle varie Regioni a marzo 2011.

[17] Decreto legislativo n. 197 "Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare"; 6 agosto 2010.

[18] V. Brignoli; "Criteri di ripartizione regionale delle installazioni di impianti solari termodinamici in Italia"; rapporto Rse n. 11001772, Marzo 2011.

[19] V. Brignoli; "Studio climatologico preliminare per l'identificazione delle aree con il migliore irraggiamento solare diretto nell'Italia meridionale ed Insulare"; Enel Direzione studi e ricerche – Crtn Milano — Gennaio 1993.

[20] Ispra (ex Apat) "Rapporto rifiuti edizione 2009"; 2010.

[21] V. Motola e altri; "Censimento potenziale energetico biomasse, metodo indagine, atlante biomasse su Web-gis"; Enea Report Rse/2009/167, 2009.

[22] Nota privata Gse su impianti a bioliquidi qualificati Iafr in esercizio e a progetto nelle varie Regioni ad aprile 2011.

[23] Gse "Biomasse rapporto statistico 2009"; 2010.

[24] N. Colonna, V. Alfano, M. Gaeta; "La stima del potenziale di biogas da biomasse di scarto del settore zootecnico in Italia"; Enea, Report Rse/2009/201, 2009.

[25] M. Borgarello; "Metodologia per la ripartizione regionale dello sviluppo delle fonti rinnovabili termiche nel settore residenziale al 2020"; rapporto Rse n. 11001770, Marzo 2011.

[26] Apat "Stima dei consumi di legna da ardere per riscaldamento ed uso domestico in Italia"; Maggio 2008.

[27] O. Perego, M. Marciandi; "Studi di fattibilità di applicazioni cogenerative, stato e prospettive della micro-cogenerazione e stima del potenziale del teleriscaldamento"; Cesi ricerca n. 08005779, Marzo 20. www.rse-web.it/Documenti/showfile.aspx?idD=2054

[28] Airu "Annuario 2008".

[29] CecedItalia "Associazione nazionale produttori di apparecchi domestici"; note Milano, Giugno 2009.

[30] Co.Aer. Associazione costruttori di apparecchiature ed impianti aeraulici – "Note sui sistemi di climatizzazione a ciclo annuale"; Milano, Luglio 2009.

[31] T. Franci; "Il contributo della risorsa geotermica all'obiettivo 2020 per le rinnovabili nei consumi per riscaldamento/raffreddamento (direttiva 2009/28/Ce)"; Unione geotermica italiana, 2010.

[32] G. Borghetti, G. Cappetti, R. Carella, C. Sommaruga; "Direct Uses of Geothermal Energy in Italy"; Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, 24-29 April 2005.

[33] Assolterm "Contributo al Piano azione nazionale allo sviluppo delle fonti rinnovabili"; 2010

[34] Federlegno "Rapporto ambientale"; 2010.

[35] Assocarta "Bilancio ambientale"; 2008.

[36] Agroalimentare – Ismea "Outlook dell'agroalimentare italiano", Rapporto annuale 2010.

Note ufficiali

1.

L'articolo 17, comma 2, del decreto del 10 settembre 2010, pubblicato sulla Gu n. 219 del 18 settembre 2010, stabilisce che "le Regioni e le Province autonome conciliano le politiche di tutela dell'ambiente e del paesaggio con quelle di sviluppo e valorizzazione delle energie rinnovabili attraverso atti di programmazione congruenti con la quota minima di produzione di energia da fonti rinnovabili loro assegnata (burden sharing), in applicazione dell'articolo 2, comma 167, della legge 244 del 2007, come modificato dall'articolo 8 bis della legge 27 febbraio 2009, n. 13, di conversione del decreto legge 30 dicembre 2008, n. 208, assicurando uno sviluppo equilibrato delle diverse fonti. Le aree non idonee sono, dunque, individuate dalle Regioni nell'ambito dell'atto di programmazione con cui sono definite le misure e gli interventi necessari al raggiungimento degli obiettivi di burden sharing fissati in attuazione delle suddette norme. Con tale atto, la Regione individua le aree non idonee tenendo conto di quanto eventualmente già previsto dal piano paesaggistico e in congruenza con lo specifico obiettivo assegnatole".

2.

Il valore totale e la ripartizione fra settori di impiego sono riportati nell'allegato 1, Tabella 2.

3.

Per fattori di ripartizione si intende il contributo, espresso in percentuale, di ciascuna Regione e Provincia autonoma al consumo totale nazionale di ciascun anno.

4.

Dall'analisi dei dati di consumo regionali rilevati dall'Enea risulta che il contributo dei consumi da trasporto aereo e quelli da traffico marittimo incide, mediamente, per meno del 10% sul consumo totale del settore trasporti (consumi elettrici per trasporto esclusi).

5.

I valori dei consumi da Fer al 2020 definiti nel Pan, suddivisi nelle tipologie previste dalla direttiva, sono riportati in allegato 1, Tabella 3.

6.

Nel caso delle Province autonome, di Trento e Bolzano, per la ripartizione della produzione idroelettrica, si è tenuto conto degli impianti a "scavalco, in particolare:

Centrale di produzione posta a San Floriano (BZ), suddivisione dei canoni dovuti dal concessionario in ragione di 2/3 alla Provincia autonoma di Trento ed 1/3 alla Provincia autonoma di Bolzano: vedi Accordo sottoscritto dai Presidenti delle due Province in data 29 ottobre 2010, numero di repertorio della Provincia autonoma di Bolzano 22954, registrato a Bolzano il 15 novembre 2010, al n. 442, Serie 1.

Centrali di produzione a Bussolengo ed a Chievo (VR), suddivisione dei canoni demaniali dovuti dal  concessionario in ragione del 50,5% a favore della Provincia autonoma di Trento e del 49,5% a favore della Regione Veneto: vedi legge della Provincia autonoma di Trento n. 1 del 5 febbraio 2007 e legge della Regione Veneto n. 26 del 23 novembre 2006.

Centrali di produzione a Schener ed a Moline (BL), suddivisione dei canoni demaniali dovuti dal concessionario in ragione del 54,0% a favore della Provincia autonoma di Trento e del 46,0% a favore della Regione Veneto: vedi legge della Provincia autonoma di Trento n. 1 del 5 febbraio 2007 e legge della Regione Veneto n. 26 del 23 novembre 2006.

Gli accordi disciplinano, nella misura sopra ricordata, la suddivisione fra Trento, Bolzano e Venezia dei canoni demaniali dovuti dai concessionari: si ritiene che tali criteri siano replicabili, mutatis mutandis, anche alla suddivisione dell'energia prodotta (e producibile) da ciascun dei 5 impianti a scavalco qui sopra considerati. Sulla base di tale conteggio si ritiene che la ripartizione della produzione idroelettrica del Trentino Alto Adige fra le due Province sia pari al 47% per la Provincia di Bolzano e 53% per la Provincia di Trento.

7.

È stato ipotizzata una potenza eolica installata di poco più di 2.000 MW, con i nuovi generatori eolici dotati di appositi dispositivi di controllo a garanzia della sicurezza di rete.[1]

8.

Valori cumulati provvisori al 31 gennaio 2011 (gli operatori hanno 60 giorni per comunicare l'entrata in esercizio).

9.

Nello specifico caso della Sardegna si stima che la superficie necessaria prevista per lo sviluppo del solare termodinamico al 2020 sia circa il 2% di quella prevista per l'installazione dell'eolico on shore; pertanto si ritiene che non sussista il problema di competizione di occupazione del territorio fra le due tecnologie.

10.

Nel 2008 è stato sottoposto ad incenerimento circa il 12.3% dell'indifferenziato Rsu.

11.

Nell'ipotesi che il Pci della Rsu sia pari a 2.500 kcal/kg e il rendimento di trasformazione in energia elettrica al 30%.

12.

Nella valutazione fatta, si assume di utilizzare solo il 30% della disponibilità di paglie riportate nel citato studio Enea, in ragione dell'uso competitivo che tali biomasse hanno in altri campi.

13.

Per la disponibilità di biomassa per usi diretti si è utilizzato un criterio molto conservativo assumendo che la resa media del bosco sia pari a circa 0,2 t ss/ha.

14.

Secondo valutazioni riportate in letteratura [27], al 2020 il volume di abitazioni teleriscaldate potrebbe crescere fino a circa 1400 Mm3, per un totale di quasi 5 milioni di unità abitative. Si tratta di abitazioni singole o ubicate in condomini dotati di sistema centralizzato di riscaldamento.

15.

Si è utilizzato un database comuni/popolazione, elaborato da RSE a partire da dati di fonte Istat (anno 2009), che riporta le caratteristiche dei comuni presenti sul territorio nazionale e la relativa suddivisione della popolazione [25].

16.

Si è utilizzato un database delle unità abitative, di elaborazione Rse su dati Istat [25] che riporta, con risoluzione provinciale, le caratteristiche delle unità abitative acquisite durante il censimento del 2001.

17.

Ripartizione del territorio nazionale in zone omogenee derivanti dall'aggregazione di comuni contigui sulla base di valori soglia altimetrici. Si distinguono zone altimetriche di montagna, di collina e di pianura. Le zone altimetriche di montagna e di collina sono state divise, per tener conto dell'azione moderatrice del mare sul clima, rispettivamente, in zone altimetriche di montagna interna e collina interna e di montagna litoranea e collina litoranea, comprendendo in queste ultime i territori, esclusi dalla zona di pianura, bagnati dal mare o in prossimità di esso. Per maggiori approfondimenti si consulti la pubblicazione Istat "Circoscrizioni statistiche" - metodi e norme, serie C, n. 1, agosto 1958.

18.

Si è fatto riferimento ad impianti quali camini chiusi, e stufe con alimentazione automatica, caratterizzati da un rendimento superiore al 60%, con fattori emissivi ridotti (50-150 gPM10/GJ contro gli attuali 500 gPM10/GJ dei camini aperti), che vanno a sostituire gli attuali impianti aperti, a bassa efficienza.

19.

Fonte proiezioni 2020 Rse su Istat censimento 2001 [25]

20.

L'andamento della domanda di servizio di riscaldamento nel terziario nel periodo 2005-2020 sconta due effetti contrastanti: la crescita del settore del terziario, che porta ad un incremento della cubatura di edifici destinati al terziario e la minor richiesta energetica degli edifici stessi, in virtù di interventi di coibentazione sull'involucro degli edifici.

21.

Fonte Rse su dati Istat censimento 2001 [25]

22.

Si ipotizza che la potenza termica media per pannello sia pari a 700 Wth/m2 e la produzione media annua nelle varie Regioni italiane sia pari a 760 kWhth/m2 (Italia settentrionale), 950 kWhth/m2 (Italia centrale), 1050 kWhth/m2 (Italia meridionale). Inoltre si assume che il fabbisogno annuo di Acs di una famiglia di 2/3 persone sia di circa 1800 kWh (0,16 tep/anno), per cui occorrono circa 2,6 m2 di pannelli, pari ad una potenza installata di 1,8 kWth.

23.

Si ipotizzano 2,5 m2 di pannello per abitazione.

24.

L'attuale impiego di Fer-C nell'industria è stimato pari a 200 ktep. A titolo qualitativo, dall'analisi dei bilanci ambientali di alcuni settori industriali, quali quello della filiera legno, del cemento e di alcuni settori alimentari, nonché da interviste fatte, si registra da parte delle imprese un crescente interesse a valorizzare in termini energetici fonti rinnovabili. Peraltro l'articolo 32 del decreto legislativo n.28 del 2011, prevede interventi a favore dello sviluppo tecnologico ed industriale in materia di fonti rinnovabili ed efficienza energetica, i cui effetti dovrebbe contribuire al raggiungimento degli obiettivi attesi.

25.

Federlegno riporta la ripartizione degli addetti del settore Federlegno al 2009 suddivisa per macroregioni: per la ripartizione regionale del numero degli addetti all'interno della macroarea, il valore complessivo della macroarea è stato ripartito proporzionalmente alla popolazione residente al 2009 nelle Regioni costituenti la macroarea stessa.

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