Source: https://annualreport2018.enel.com/it/relazione-sulla-gestione/scenario-di-riferimento/aspetti-normativi-e-tariffari
Timestamp: 2020-07-02 09:19:49+00:00
Document Index: 151080698

Matched Legal Cases: ['art. 38', 'sentenza ', 'sentenza ', 'art. 6', 'sentenza ', 'art. 72', 'art. 72', 'art. 91', 'art. 83']

Aspetti normativi e tariffari | ENEL ANNUAL REPORT 2018
Regolazione delle emissioni di gas serra
Nel mese di febbraio 2018 il Parlamento Europeo e il Consiglio hanno approvato formalmente la revisione della direttiva ETS dell’UE per il periodo dal 2020 al 2030. La nuova direttiva è entrata in vigore l’8 aprile 2018. Per raggiungere l’obiettivo per il 2030 di una riduzione complessiva delle emissioni di gas a effetto serra del 40% rispetto al 1990, i settori interessati dal sistema di scambio di quote di emissione dell’UE (Emission Trading Scheme - EU ETS) dovranno ridurre le proprie emissioni del 43% rispetto ai livelli del 2005. La nuova direttiva ETS lo renderà possibile tramite un insieme di misure tra loro collegate. Per accelerare il ritmo delle riduzioni delle emissioni, a partire dal 2021 la quantità complessiva dei permessi di emissione diminuirà a un tasso annuo del 2,2% rispetto a quello attuale dell’1,74%. La riserva stabilizzatrice del mercato (Market Stability Reserve - MSR) – il meccanismo istituito dall’UE per ridurre l’eccedenza di permessi di emissioni sul mercato e migliorare la resilienza dell’ETS agli shock futuri – è sostanzialmente rafforzata. Tra il 2019 e il 2023 il quantitativo di quote accantonato nella riserva raddoppierà raggiungendo il 24% delle quote in circolazione, mentre a partire dal 2024 il normale tasso di alimentazione del 12% sarà ripristinato. Come misura a lungo termine per migliorare il funzionamento dell’ETS, a meno di diversa decisione presa in occasione del primo riesame della riserva stabilizzatrice del mercato previsto nel 2021, a partire dal 2023 il numero di quote nella riserva sarà limitato al volume d’asta dell’anno precedente. I permessi detenuti al di sopra di tale quantitativo perderanno la loro validità. In occasione di ogni bilancio globale previsto dall’Accordo di Parigi, in cui verranno quantificati gli sforzi e l’ambizione di ogni Paese aderente in formato aggregato, le disposizioni della nuova direttiva sul sistema ETS dell’Unione Europea saranno riesaminate: il primo bilancio globale avrà luogo nel 2023.
Il 30 maggio 2018 è stato pubblicato il Regolamento UE 2018/842 relativo alle riduzioni delle emissioni di gas serra a carico degli Stati membri nel periodo 2021-2030 per i settori non interessati dall’ETS, vale a dire l’agricoltura, i trasporti, l’edilizia e i rifiuti, che insieme rappresentano circa il 60% delle emissioni di gas a effetto serra dell’Unione. L’obiettivo europeo di riduzione delle emissioni non EUETS del 30% rispetto al 2005 è stato declinato in obiettivi nazionali vincolanti.
Pacchetto legislativo “Clean Energy for all Europeans”
Il 30 novembre 2016 la Commissione Europea ha emesso il pacchetto legislativo “Clean Energy for all Europeans”, contenente una serie di proposte legislative sulle politiche europee per il clima e l’energia.
In particolare, il pacchetto si compone dei seguenti regolamenti e direttive, alcuni in revisione, altri emessi ex novo: Regolamento Elettricità, Regolamento ACER, Regolamento Preparazione al Rischio, Regolamento Energy Union Governance, Direttiva Elettricità, Direttiva Rinnovabili, Direttiva Efficienza Energetica e Direttiva Prestazioni Energetiche degli Edifici.
Revisione della direttiva e del regolamento europei sul mercato interno dell’elettricità
Il 19 dicembre 2018 il Parlamento Europeo e il Consiglio dell’Unione Europea hanno raggiunto un accordo politico in relazione a due dei principali dossier nell’ambito della proposta legislativa “Clean Energy for all Europeans” emanata il 30 novembre 2016 dalla Commissione Europea, ovvero la direttiva e il regolamento europei sul mercato interno dell’elettricità.
L’accordo raggiunto dai legislatori europei rappresenta un importante passo per l’aggiornamento del quadro regolatorio comunitario e degli Stati membri nell’ottica di integrare efficientemente le fonti rinnovabili e le nuove tecnologie nel sistema elettrico, armonizzare il funzionamento dei mercati, fornire segnali efficienti per gli investimenti e garantire la centralità dei clienti.
Sebbene l’articolato definitivo della nuova direttiva e del nuovo regolamento non siano ancora stati definiti, questi sono i principali punti fermi dell’accordo politico raggiunto dalle istituzioni europee:
mantenimento, a discrezione degli Stati membri, di forme di regolazione del prezzo dell’energia elettrica a beneficio di clienti vulnerabili e non;
introduzione della possibilità per i clienti di richiedere al proprio venditore (sempre che questi serva più di 200.000 clienti) un contratto con prezzi dinamici, ovvero in cui la componente energia segue il costo dell’elettricità sui mercati all’ingrosso;
riduzione delle tempistiche per il cambio di fornitore dagli attuali 21 giorni alle 24 ore entro il 2026;
introduzione negli ordinamenti degli Stati membri di nuovi attori quali gli aggregatori indipendenti, l’autoconsumo e le comunità energetiche locali;
sostanziale conferma delle previsioni relative ai distribution system operator (DSO), per cui i Regolatori Nazionali dovranno introdurre incentivi all’impiego di nuove soluzioni efficienti per la gestione delle reti (per esempio uso della flessibilità);
divieto per operatori di rete (TSO e DSO) di installare e gestire impianti di accumulo, tranne che in casi di fallimento del mercato e nel caso di tecnologie completamente integrate nella rete, in entrambi i casi dietro approvazione specifica da parte del Regolatore Nazionale;
mantenimento della priorità di dispacciamento solo per impianti rinnovabili di piccola taglia (minore di 400 kW), salvaguardando gli impianti esistenti che godono di tale priorità; possibilità per gli Stati membri di togliere tale beneficio qualora i mercati siano pienamente accessibili alle rinnovabili, la penetrazione delle rinnovabili sia nella traiettoria per il raggiungimento dei target o maggiore del 50% del consumo finale di elettricità;
possibile esenzione alla responsabilità del bilanciamento solo per impianti rinnovabili di piccola taglia (minore di 400 kW) o tecnologie innovative, salvaguardando gli impianti esistenti o incentivandoli ad assumere tale responsabilità;
definizione di un quadro europeo per l’introduzione di meccanismi di remunerazione della capacità: necessità di analisi di adeguatezza europee e nazionali, riserve strategiche come opzione da preferire, piano di riforme del mercato dell’elettricità per rimuovere cause di fallimento del mercato e barriere regolatorie, clausole di phase-out del meccanismo qualora non sussistano più problemi di adeguatezza, limiti emissivi per la partecipazione di impianti nuovi ed esistenti.
Mentre il regolamento sarà direttamente applicabile a valle della pubblicazione del testo definitivo nella Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea, la direttiva dovrà essere recepita attraverso specifici atti legislativi negli Stati membri entro due anni dall’entrata in vigore.
Direttiva UE 2018/2001 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili
Il 21 dicembre 2018 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea la nuova direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio dell’11 dicembre 2018 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili.
L’obiettivo principale della direttiva 2018/2001, che abroga la direttiva 2009/28, è quello di accelerare la transizione energetica verso lo sviluppo delle rinnovabili. A tale scopo la direttiva fissa un nuovo obiettivo vincolante a livello europeo per il 2030 di una quota di energie da fonti rinnovabili di almeno il 32% nel consumo finale lordo di energia dell’Unione, compresa una clausola di revisione al rialzo entro il 2023. Inoltre, la direttiva:
fornisce nuove norme sulla progettazione di meccanismi di sostegno alle rinnovabili volti a garantire la certezza degli investitori impedendo modifiche retroattive;
consente agli Stati membri di introdurre anche aste specifiche per tecnologia. A ogni modo gli Stati membri dovranno fornire almeno cinque anni di visibilità sulle future aste specificando i tempi, i volumi e il budget;
fornisce un’effettiva semplificazione e riduzione delle procedure amministrative, anche per il repowering degli impianti esistenti;
richiama l’eliminazione delle barriere normative che frenano il diffondersi dei corporate PPA (Power Purchase Agreement);
istituisce un quadro normativo chiaro e stabile in materia di autoconsumo;
aumenta il livello di ambizione per i settori dei trasporti e del riscaldamento/raffreddamento; e
migliora la sostenibilità dell’uso della bioenergia.
Nel settore dei trasporti, l’obiettivo in materia di energie rinnovabili per il 2030 è fissato dalla direttiva al 14% in capo ai fornitori di combustibili. La mobilità elettrica è incoraggiata grazie a un coefficiente di moltiplicazione pari a 4 per l’energia elettrica da fonti rinnovabili utilizzata nei trasporti su strada. La direttiva prevede un sotto-obiettivo del 3,5% di “biocarburanti avanzati” al 2030, mentre i biocarburanti di prima generazione saranno limitati a un massimo del 7% in tutta l’UE, con ulteriori limiti per Stato membro se inferiori al 7%. Il conteggio dei biocarburanti con un rischio elevato di cambiamento indiretto di destinazione dei terreni ILUC) sarà congelato ai livelli del 2019 e gradualmente liminato dal 2023 al 2030.
Direttiva (UE) 2018/2002 sull’efficienza energetica
Il 21 dicembre 2018 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea la nuova direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio dell’11 dicembre 2018 sull’efficienza energetica. La direttiva fissa un nuovo obiettivo a livello europeo di efficienza energetica per il 2030 di almeno il 32,5% rispetto allo scenario di riferimento, compresa una clausola di revisione al rialzo entro il 2023. Inoltre, pone un obbligo in capo agli Stati membri di risparmio di energia negli usi finali dello 0,8% annuo nel periodo 2021-2030, da rispettare tramite schemi obbligatori sugli operatori energetici oppure misure alternative. Le disposizioni della direttiva devono essere recepite dagli Stati membri entro il 25 giugno 2020.
Regolamento (UE) 2018/1999 sulla governance dell’Unione dell’energia e dell’azione per il clima
Contestualmente alle direttive sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili e sull’efficienza energetica, è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea il nuovo regolamento (UE) 2018/1999 sulla governance dell’Unione dell’energia e dell’azione per il clima. Tale regolamento istituisce un meccanismo di governance finalizzato alla realizzazione degli obiettivi comunitari sulle emissioni dei gas a effetto serra, conformemente all’Accordo di Parigi, e degli obiettivi comunitari al 2030 in materia di energia e di clima. Tale regolamento mira a garantire una maggiore certezza normativa nonché una maggiore certezza per gli investitori. Il meccanismo di governance è basato sulle strategie a lungo termine della Commissione Europea e dei Paesi membri con una prospettiva di almeno 30 anni, sui Piani Nazionali Integrati per l’Energia e il Clima che coprono periodi di 10 anni a partire dal decennio 2021-2030, sulle corrispondenti relazioni intermedie nazionali integrate sull’energia e il clima trasmesse dagli Stati membri e sulle modalità integrate di monitoraggio da parte della Commissione Europea. Il meccanismo di governance garantisce al pubblico effettive opportunità di partecipare alla preparazione dei piani nazionali e delle strategie a lungo termine.
Esso prevede un processo strutturato tra la Commissione e gli Stati membri volto alla messa a punto e alla successiva attuazione dei piani nazionali integrati per l’energia e il clima e la corrispondente azione della Commissione Europea.
Il 9 giugno 2018 è entrata in vigore la direttiva (UE) 2018/844 sulla prestazione energetica nell’edilizia che modifica la precedente direttiva in materia e parte della direttiva sull’efficienza energetica. La nuova direttiva prevede che ogni Stato membro dell’Unione Europea stabilisca una strategia a lungo termine per sostenere la ristrutturazione del parco nazionale di edifici residenziali e non residenziali, sia pubblici sia privati, al fine di ottenere un parco immobiliare decarbonizzato e ad alta efficienza energetica entro il 2050. Nella strategia di ristrutturazione a lungo termine ogni Paese dovrà fissare una tabella di marcia con obiettivi intermedi indicativi al 2030, 2040 e 2050, misure e indicatori di progresso misurabili.
La direttiva promuove inoltre la mobilità elettrica, fissando requisiti di installazione negli edifici di punti di ricarica e di infrastrutture di canalizzazione, vale a dire condotti per cavi elettrici. In particolare, gli edifici non residenziali con più di 10 posti auto, di nuova costruzione o sottoposti a ristrutturazione importante, dovranno essere dotati di almeno un punto di ricarica per i veicoli elettrici e dovranno essere predisposti alla successiva installazione di punti di ricarica attraverso opportune infrastrutture di canalizzazione per almeno un posto auto su cinque. Entro il 1° gennaio 2025 gli Stati dovranno inoltre fissare ulteriori requisiti per l’installazione di un numero minimo di punti di ricarica per tutti gli edifici non residenziali con più di 20 posti auto. Gli edifici residenziali con più di 10 posti auto, di nuova costruzione o sottoposti a ristrutturazione importante, dovranno disporre di infrastrutture di canalizzazione per ogni posto auto per consentire l’installazione in una fase successiva di punti di ricarica per i veicoli elettrici.
Pacchetto legislativo “Mobilità pulita”
Nel corso del 2018 la Commissione Europea ha completato l’emissione del pacchetto cosiddetto “Mobilità pulita” iniziato nel 2017. Il pacchetto – organizzato in tre parti, le prime due pubblicate durante il 2017 e la terza a maggio 2018 – contiene una serie di proposte legislative e altre iniziative volte a rendere il traffico più sicuro, a ridurre le emissioni di CO2 e l’inquinamento atmosferico, nonché a supportare lo sviluppo dei veicoli a zero e basse emissioni e la creazione di una filiera per la produzione di batterie europee.
Le principali iniziative adottate nella prima parte sono volte a incoraggiare l’adozione di sistemi di pedaggio basati sulla distanza percorsa in modo da rispecchiare in modo più realistico l’utilizzo, le emissioni e l’inquinamento prodotto dai veicoli. In particolare, la proposta prevede l’inclusione nei pedaggi dei costi esterni derivati dall’inquinamento acustico e dell’aria, oltre a benefíci per i veicoli a zero emissioni. Con la seconda parte del pacchetto hanno visto la luce tre iniziative principali. La prima fissa standard di emissione di CO2 per nuove autovetture e veicoli leggeri al 2025 e al 2030. La seconda, una proposta di revisione della direttiva sui veicoli puliti (direttiva 2009/33/CE), fornisce una chiara definizione di “veicolo pulito” (basato su soglie d’emissione di inquinanti e CO2 combinati) ed è volta a promuovere soluzioni per una mobilità pulita negli appalti pubblici tramite un sistema di obiettivi d’acquisto per gli Stati membri, offrendo così un forte stimolo alla domanda e all’ulteriore diffusione di soluzioni di mobilità pulita.
Infine con la terza e ultima parte del pacchetto hanno visto la luce due iniziative principali. La prima è volta a fissare gli standard di emissione di CO2 per i nuovi veicoli pesanti al 2025 e al 2030 ed è prevista una revisione del regolamento al 2022, in cui si estenderà l’ambito di applicazione degli standard ad altre categorie di veicoli pesanti, tra cui i bus.
La seconda iniziativa prevede un piano di azione per le batterie in modo da assicurare l’accesso a una fornitura sostenibile di materie prime attraverso l’utilizzo di risorse (anche da riciclaggio) europee e adeguati accordi commerciali con Paesi terzi, sostenere lo sviluppo della produzione di batterie europee e accelerare la creazione del quadro regolatorio abilitante (e.g. rapida adozione normativa market design, standard CO2 veicoli).
A partire dalla presentazione del primo pacchetto nel 2017 il Parlamento e il Consiglio hanno lavorato sui diversi dossier per raggiungere un approccio condiviso sulle proposte della Commissione. Il 17 dicembre 2018 l’accordo istituzionale sul dossier relativo agli standard di emissione di CO2 per nuove autovetture e veicoli leggeri è stato raggiunto. L’accordo finale prevede una riduzione delle emissioni di CO2 del 15% al 2025 rispetto ai limiti del 2021 del 37,5% per le nuove vetture e del 31% per i nuovi veicoli leggeri al 2030. È altresì previsto un meccanismo premiante per accelerare la transizione verso veicoli a zero e a basse emissioni.
Durante il 2019 avranno luogo i triloghi tra Parlamento, Consiglio e Commissione Europea per definire il testo finale delle altre iniziative legislative contenute nei tre pacchetti e non finalizzate durante il 2018.
Il quadro regolamentare italiano
L’attuale assetto del mercato elettrico italiano è il risultato del processo di liberalizzazione avviato nel 1992 con la direttiva comunitaria 1992/96/CE, recepita nell’ordinamento italiano dal decreto legislativo n. 79/1999. Con tale decreto sono state stabilite: la liberalizzazione delle attività di produzione e vendita dell’elettricità; la riserva nei confronti di un gestore di rete indipendente delle attività di trasmissione e dispacciamento; l’affidamento in concessione dell’attività di distribuzione a Enel e alle altre imprese municipalizzate; la separazione dei servizi di rete dalle altre attività della filiera (unbundling).
L’implementazione a livello nazionale delle successive direttive 2003/54/CE e 2009/72/CE, rispettivamente con la legge n.125/2007 e con il decreto legislativo n. 93/2011, ha contribuito a consolidare il percorso intrapreso, in particolare attraverso la completa apertura del mercato retail e la riconferma della completa indipendenza del gestore della rete di trasmissione nazionale (già disposta dal decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri dell’11 maggio 2004) tramite la sua separazione proprietaria dagli altri operatori della filiera.
Il processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale ha avuto invece inizio con la direttiva 1998/30/CE, recepita in Italia nel 2000 con il decreto legislativo n. 164, che ha previsto la liberalizzazione delle attività di importazione, produzione e vendita del gas e la separazione societaria delle attività di gestione delle infrastrutture di rete dalle altre attività del settore. In merito al modello di unbundling delle attività di trasporto dalle attività diverse da quelle di rete, con la delibera n. 515/2013/R/gas, l’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI, dal 2018 ARERA - Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) ha certificato il passaggio a un modello di separazione proprietaria ai sensi della direttiva 2009/73/CE.
Con il decreto del 10 novembre 2017, i Ministeri dell’Ambiente e dello Sviluppo Economico hanno adottato la Strategia Energetica Nazionale 2017. Il documento, in linea con il Piano dell’Unione dell’Energia e con la Roadmap europea al 2050, stabilisce gli obiettivi di sviluppo per il settore energetico al 2030 in ambito di competitività, sostenibilità ambientale e sicurezza degli approvvigionamenti. Alla luce degli accordi raggiunti in sede europea nell’ambito del Clean Energy Package, anche i target nazionali potrebbero essere rivisti. I nuovi obiettivi verranno proposti alla Commissione Europea tramite il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima da finalizzare nel corso del 2019.
Generazione e mercato all’ingrosso
Produzione e mercato all’ingrosso
L’attività di produzione di energia elettrica è stata completamente liberalizzata nel 1999 con il decreto legislativo n. 79/1999 e può essere esercita da qualunque soggetto sulla base di una specifica autorizzazione.
L’energia elettrica prodotta può essere venduta all’ingrosso in un mercato spot organizzato (IPEX), gestito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME), e attraverso piattaforme per la negoziazione di contratti a termine, organizzate e non organizzate (over the counter). La piattaforma organizzata è il Mercato Elettrico a Termine (MTE), gestito dal GME, in cui sono negoziati contratti di energia elettrica a termine con consegna fisica del bene. Possono essere anche negoziati contratti finanziari derivati aventi come sottostante l’energia elettrica. La sede di negoziazione organizzata per tali transazioni è il mercato a termine (IDEX), gestito da Borsa Italiana. Anche i contratti finanziari possono essere negoziati su piattaforme over the counter.
I produttori possono inoltre vendere l’energia elettrica a società operanti nel trading di energia e a grossisti che acquistano per la rivendita al dettaglio.
Inoltre, ai fini dello svolgimento dell’attività di dispacciamento, intesa come la gestione efficiente dei flussi di energia sulla rete per assicurare l’equilibrio tra le immissioni e i prelievi, l’energia è oggetto di transazioni in un apposito mercato, il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), sul quale Terna si approvvigiona dai produttori delle risorse necessarie per tale attività. L’approvvigionamento dei servizi di dispacciamento è effettuato di norma sul mercato a pronti, ma è riconosciuta a Terna la facoltà di approvvigionare servizi a termine, previa approvazione dell’ARERA. La regolamentazione del mercato elettrico è affidata all‘ARERA e al Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE).
Nell’ambito della disciplina del servizio di dispacciamento, l’ARERA ha adottato alcuni provvedimenti per la regolazione degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema. Gli impianti sono qualificati essenziali in ragione della loro ubicazione territoriale, delle caratteristiche tecniche, nonché della loro rilevanza per la soluzione da parte di Terna di specifiche criticità della rete. Per tali impianti, a fronte di obblighi di disponibilità e di vincoli di offerta sul mercato, viene riconosciuta una specifica remunerazione definita dall’ARERA.
In relazione al reintegro costi delle unità essenziali, l’ARERA ha ammesso i seguenti impianti di Enel Produzione: Brindisi Sud, per l’anno 2018 e il biennio 2019-2020, Sulcis per il biennio 2019-2020, Assemini e Portoferraio per il biennio 2018-2019.
L’impianto di Porto Empedocle di Enel Produzione, invece, è soggetto a regime di reintegro costi pluriennale fino al 2025. La restante parte di capacità è stata contrattualizzata nell’ambito di contratti alternativi al regime di essenzialità.
Inoltre, al fine di ridurre il consumo di gas naturale nel settore termoelettrico nelle situazioni di emergenza gas e garantire la sicurezza delle forniture di energia elettrica, il legislatore con il decreto legge n. 83/2012, art. 38 bis ha introdotto la possibilità per il MiSE di individuare impianti alimentabili con olio combustibile o altri combustibili diversi dal gas, che garantiscano la loro disponibilità a essere chiamati in esercizio in via d’urgenza. Tali impianti, qualificati come “unità essenziali per la sicurezza del sistema gas”, a fronte del servizio fornito ricevono una reintegrazione dei costi sostenuti secondo la regolamentazione definita dall’ARERA. Il MiSE si è avvalso delle suddette unità per gli anni termici 2012-2013 e 2013-2014. Tuttavia l’ARERA, con la delibera n. 113/2018/R/eel, ha rigettato l’istanza di reintegrazione dei costi per l’anno termico 2013-2014 presentata da Enel Produzione nel 2016 e ha delineato i nuovi criteri per la determinazione del corrispettivo di reintegrazione dei costi per tale anno termico. Enel Produzione ha, quindi, richiesto il reintegro secondo le nuove previsioni regolatorie e presentato, altresì, un ricorso dinanzi al TAR Milano avverso la suddetta delibera n. 113/2018/R/eel.
La normativa ha previsto, fin dall’avvio del mercato nel 2004, una forma di remunerazione amministrata della capacità produttiva; viene riconosciuto, in particolare, uno specifico corrispettivo agli impianti che si rendono disponibili in determinati periodi dell’anno, individuati ex ante dal Gestore di rete come critici per la gestione in sicurezza del sistema elettrico nazionale.
Nel mese di agosto del 2011 l’ARERA ha pubblicato la delibera n. ARG/elt 98/11 che fissa i criteri per l’implementazione di un meccanismo di mercato per la remunerazione della capacità produttiva (c.d. “capacity market”) in luogo dell’attuale remunerazione amministrata. Tale meccanismo prevede l’organizzazione di aste nelle quali Terna avrà il compito di acquistare dai produttori la capacità necessaria per garantire l’adeguatezza del sistema elettrico nei prossimi anni.
Con decreto del MiSE del 30 giugno 2014 è stato approvato lo schema di funzionamento del mercato della capacità precedentemente posto in consultazione dall’ARERA.
Il meccanismo si basa sull’assegnazione, tramite asta, di contratti di opzione (c.d. “Reliability Option”) che prevedono che, a fronte di un premio definito in esito all’asta con fissazione del prezzo di tipo marginal price, il produttore si impegni a restituire la differenza, se positiva, tra il prezzo che si forma nei mercati spot dell’energia e dei servizi di dispacciamento e un prezzo di riferimento fissato ex ante nel contratto di opzione.
La disciplina approvata prevede un valore massimo (cap) del premio da riconoscere alla capacità esistente e un valore massimo del premio da riconoscere alla capacità di nuova costruzione.
In data 7 febbraio 2018 la Commissione Europea ha positivamente verificato la conformità del mercato della capacità alla disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia, proponendo però alcuni aggiustamenti, che sono stati poi introdotti con la delibera n. 261/2018/R/eel, nella quale l’ARERA, oltre ad adeguare la regolazione agli impegni assunti dallo Stato italiano con la Commissione Europea, ha apportato ulteriori modifiche oggetto di precedenti consultazioni.
Attualmente si attende l’adozione del decreto del MiSE che approvi la disciplina.
Nell’ambito delle facoltà di approvvigionamento a termine di servizi di dispacciamento prevista dalla delibera n.111/2006, con la delibera n. 326/2016/R/eel l’ARERA ha dato mandato a Terna di effettuare la procedura concorsuale per assegnare i contratti di approvvigionamento di riserva terziaria di sostituzione in Sardegna per il periodo dal 1° luglio 2016 al 31 dicembre 2018. I contratti assegnati da Terna prevedono l’obbligo di offerta sull‘MSD al costo variabile riconosciuto all’impianto a fronte di un premio definito in esito alla procedura concorsuale. A valle di tale procedura, è stato contrattualizzato l’impianto Enel di Sulcis per l’intera capacità.
In data 6 ottobre 2016 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) – a seguito della delibera dell‘ARERA n. 342/2016/E/eel – ha avviato un procedimento istruttorio nei confronti di Enel SpA ed Enel Produzione SpA per accertare l’esistenza di un possibile abuso di posizione dominante posto in essere dalla centrale di Brindisi Sud sull‘MSD, che si è concluso nel mese di maggio 2017, con l’accettazione degli impegni presentati da Enel SpA ed Enel Produzione e senza l’irrogazione di sanzioni. Gli impegni, in particolare, consistono nell’introduzione di un cap, per gli anni 2017-2019, ai ricavi annuali complessivi conseguibili dall’impianto di Brindisi Sud, al netto dei costi variabili riconosciuti ai sensi della regolamentazione vigente in materia.
Il cap è destinato a trovare applicazione anche in caso di ammissione dell’impianto al regime di reintegrazione dei costi di cui alla delibera n. 111/2006.
Mediante la delibera n. 314/2017/R/eel, l’ARERA ha inoltre disposto che, in relazione agli impegni assunti da Enel Produzione nell’ambito del procedimento, gli eventuali importi eccedenti i limiti di remunerazione dell’impianto proposti per il triennio 2017-2019 siano restituiti a Terna. Con la delibera n. 319/2018/R/eel l’ARERA ha modificato i parametri rilevanti per la determinazione del costo variabile riconosciuto delle unità di produzione dell’impianto di Brindisi Sud, per la parte residua del 2018.
Le delibere n. 314/2017/R/eel e 928/2017/R/eel, che dispongono l’ammissione al reintegro dei costi dell’impianto di Brindisi rispettivamente per gli anni 2017 e 2018, sono state impugnate da un operatore dinanzi al TAR Milano (Enel Produzione è intervenuta in giudizio a difesa della legittimità di tali provvedimenti) e, a seguito dell’udienza svoltasi il 10 ottobre u.s., si è in attesa della sentenza.
Con la delibera n. 422/2018/R/eel l’ARERA ha approvato il regolamento predisposto da Terna ai sensi della delibera n. 300/2017/R/eel per consentire la partecipazione di Unità Virtuali Aggregate Miste (UVAM, composte da unità di produzione non obbligatoriamente abilitate e unità di consumo) all‘MSD.
Mercato all’ingrosso
Le attività di estrazione, importazione (da Paesi dell’Unione Europea) ed esportazione di gas naturale sono liberalizzate. Secondo le disposizioni previste dal decreto legislativo n. 130/2010, gli operatori possono detenere quote di mercato al massimo fino al 55% dei consumi nazionali.
La “Borsa gas” è operativa dal 2010, mentre dal 2011 l’ARERA ha avviato il mercato del bilanciamento. Successivamente il Mercato a Termine del gas (MT gas) ha completato l’assetto del mercato all’ingrosso italiano, aggiungendosi nel 2013 alla “Borsa gas”.
Per quanto riguarda il mercato del bilanciamento, in attuazione del regolamento europeo n. 312/2014, l’ARERA ha ridefinito, con avvio dal 2016, le regole di funzionamento, al fine di aumentare la disponibilità di risorse flessibili per bilanciare il sistema e migliorare il set informativo degli utenti.
Nel 2017 il MiSE ha previsto l’avvio dal 2018 della figura del market maker nell’ambito dei mercati organizzati dal GME. Nel 2018 Enel Global Trading SpA è stata inserita nell’elenco degli operatori che svolgono attività di market making.
Trasporto, stoccaggio e rigassificazione
Le attività di trasporto, stoccaggio e rigassificazione (GNL) sono soggette a regolazione da parte dell’ARERA che fissa i criteri tariffari per l’esercizio di tali attività all’inizio di ogni periodo di regolazione.
L’attività di stoccaggio è svolta in regime di concessione rilasciata dal MiSE ai richiedenti che abbiano i requisiti definiti dal decreto legislativo n. 164/2000. Il MiSE con apposito decreto stabilisce annualmente i criteri di allocazione della capacità attraverso i meccanismi di asta competitiva. L’attività di GNL è svolta dietro rilascio di apposita autorizzazione ministeriale in modo da garantire il Third Party Access (TPA). Il MiSE con proprio decreto può concedere l’esenzione dal TPA. In merito alla rigassificazione, l’ARERA nel 2017 ha previsto il superamento delle modalità di conferimento della capacità a tariffa attraverso l’introduzione a partire dal 2018 di meccanismi di asta competitiva. L’attività di trasporto, definita con criteri regolatori per periodi tariffari, continua a prevedere corrispettivi aggiornati annualmente dall’ARERA. Nel 2017 l‘ARERA ha prorogato, con alcuni correttivi, i criteri del periodo 2014-2017 per il biennio 2018-2019, che sono stati impugnati da Enel Trade in continuità con i contenziosi pregressi, ancora pendenti, sui periodi 2010-2013 e 2014-2017.
In particolare, per quanto concerne le tariffe di trasporto gas relative al periodo 2010-2013, con la sentenza n. 1840 del 23 marzo 2018 il Consiglio di Stato ha ritenuto che la delibera n. 550/2016/R/gas, con cui l’ARERA ha rideterminato le tariffe per il suddetto periodo regolatorio, fosse in linea con quanto statuito da TAR e Consiglio di Stato nel relativo giudizio di merito. Enel Trade, esercitando la facoltà riconosciuta dallo stesso Consiglio di Stato, ha impugnato dinanzi al TAR Milano la suddetta delibera, contestandone la legittimità per profili diversi dalla violazione del giudicato.
Le attività di distribuzione di energia elettrica e misura sono svolte da e-distribuzione sulla base di una concessione di durata trentennale con scadenza nel 2030. I criteri generali per la regolazione tariffaria della distribuzione sono fissati dall’ARERA all’inizio di ogni periodo di regolazione, secondo il principio di copertura del costo del servizio, comprensivo di costi operativi, ammortamenti e remunerazione del capitale investito netto.
La quota parte delle tariffe a copertura dei costi operativi, definita all’inizio del periodo regolatorio sulla base dei costi relativi all’ultimo consuntivo disponibile, è aggiornata annualmente mediante il meccanismo del price cap, tenendo conto del tasso di inflazione e del tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti (c.d. “X-factor”), volto a restituire eventuali efficienze conseguite dagli operatori nei periodi regolatori precedenti. La remunerazione del capitale investito riconosciuto e gli ammortamenti sono invece aggiornati ogni anno tenendo conto dei nuovi investimenti, degli ammortamenti riconosciuti in tariffa e della rivalutazione degli asset mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi.
Sulla base dei costi riconosciuti, l’ARERA riconosce annualmente a ciascun distributore un livello di ricavi annuo (c.d. “ricavo ammesso”) attraverso la definizione di tariffe di riferimento differenziate a livello di singola impresa. Tali ricavi risultano indipendenti dai volumi distribuiti per effetto di meccanismi di perequazione, gestiti dalla Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA), che compensano gli operatori delle eventuali differenze tra i ricavi ammessi e i ricavi effettivi ottenuti dalla fatturazione alle società di vendita, basata su tariffe obbligatorie definite dall‘ARERA a livello nazionale.
La regolazione tariffaria relativa al V periodo (2016-2023) è disciplinata dall‘ARERA con la delibera n. 654/2015/R/ eel. Tale periodo ha una durata di otto anni ed è suddiviso in due semi-periodi, di quattro anni ciascuno, identificati come NPR1 (2016-2019) e NPR2 (2020-2023). Il quadro regolatorio nel NPR1 è in sostanziale continuità con il passato, pur con alcuni elementi di novità tra cui, in particolare, la riduzione da due anni a uno del “lag regolatorio” valido ai fini del riconoscimento della remunerazione dei nuovi investimenti e l’allungamento di cinque anni delle vite utili delle linee di media e bassa tensione entrate in esercizio dal 2008.
Per il periodo NPR2 l’ARERA ha invece prospettato l’eventuale passaggio a una regolazione tariffaria basata sul riconoscimento non più distinto tra costi operativi e investimenti (c.d. “approccio Totex”). I tempi e le modalità di attuazione di tale nuovo approccio non sono però stati ancora definiti dall’ARERA.
I criteri di determinazione del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) dei servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas sono definiti dall’ARERA con la delibera n. 583/2015/R/com per il periodo 2016-2021, con un aggiornamento a fine 2018 per tener conto dell’andamento congiunturale.
Per il servizio di distribuzione elettrica, il WACC reale pretasse del periodo 2016-2018 era pari a 5,6%. Tale valore è stato aggiornato a 5,9% per il periodo 2019-2021 con la delibera n. 639/2018/R/com.
Per quanto riguarda le tariffe di distribuzione e misura, nel 2018 l’ARERA ha approvato sia le tariffe di riferimento definitive per l’anno 2017, calcolate tenendo conto dei dati patrimoniali consuntivi relativi al 2016 (delibere nn. 150/2018/R/ eel e 174/2018/R/eel), sia le tariffe di riferimento provvisorie del 2018, basate sui dati pre-consuntivi relativi al 2017 (delibere nn. 175/2018/R/eel e 176/2018/R/eel). La pubblicazione delle tariffe di riferimento definitive per l’anno 2018 è prevista entro il 28 febbraio 2019, in base ai dati patrimoniali consuntivi comunicati all’ARERA a fine 2017.
Con riferimento ai sistemi di smart metering di seconda generazione, con la delibera n. 222/2017/R/eel l’ARERA ha approvato il piano di e-distribuzione per la messa in servizio dei contatori nel periodo 2017-2031 e ha definito anche il costo standard rispetto al quale saranno calcolati gli incentivi all’efficienza.
La delibera n. 646/2016/R/eel garantisce l’invarianza delle tariffe del servizio di misura per i clienti finali.
Il 31 dicembre 2018 si è concluso il monitoraggio della performance della comunicazione tra contatore e dispositivi utente (c.d. “chain 2”), richiesto dall‘ARERA. Entro il 31 marzo 2019 l‘ARERA concluderà la fase di valutazione delle eventuali soluzioni tecnologiche per le funzionalità incrementali della versione 2.1 del contatore.
L’ARERA, con specifici provvedimenti, ha inoltre definito il quadro regolatorio volto ad accompagnare le varie fasi attuative del suddetto piano con riferimento per esempio agli obblighi informativi verso il cliente finale, alla messa a disposizione dei dati di misura al SII (Sistema Informativo Integrato) e agli utenti del trasporto e al passaggio a trattamento orario ai fini del settlement delle forniture dotate dei nuovi contatori.
Riguardo alla qualità del servizio, l’ARERA, con la delibera n. 646/2015/R/eel e s.m.i., ha definito la regolazione output based per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica, che include i princípi della regolazione per il periodo 2016-2023 (TIQE 2016-2023) e ha autorizzato l’avvio di sperimentazioni finalizzate a testare alcune funzionalità avanzate di gestione della rete di distribuzione.
In merito alle tematiche relative all’incremento della resilienza delle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, con la delibera n. 31/2018/R/eel, l’ARERA ha aggiornato il TIQE, disponendo l’obbligo per le imprese di distribuzione di predisporre i propri piani resilienza con un orizzonte almeno triennale e di integrare tali piani in una apposita sezione dei piani di sviluppo. Tutti gli interventi individuati dalle imprese di distribuzione devono essere mirati a contenere il rischio di disalimentazione a fronte dei principali fattori critici che possono avere impatto sulle proprie reti. Tale previsione si aggiunge a quanto già introdotto dalla delibera n.127/2017/R/eel, che ha esteso a 72 ore il limite temporale oltre il quale gli indennizzi automatici agli utenti delle reti elettriche per interruzioni prolungate risultano interamente a carico degli operatori di rete.
Infine, con la delibera n. 668/2018/R/eel, l’ARERA ha definito il meccanismo incentivante per gli interventi volti all’incremento della resilienza, che troverà applicazione a partire dal prossimo Piano Resilienza 2019-2021 e fino al 2024, per gli interventi “ad alto rischio” (c.d. interventi “eleggibili”). Gli interventi “eleggibili” i cui benefíci superano i costi potranno accedere a premi o essere soggetti a penali, mentre gli interventi “eleggibili” con benefíci inferiori ai costi saranno soggetti unicamente a penali. È comunque prevista la possibilità di sterilizzare completamente le penali, se nell’arco del triennio di pianificazione verranno realizzati interventi che coinvolgano almeno il 90% dei clienti interessati da interventi “eleggibili”. L’ARERA, inoltre – a valle di future consultazioni – introdurrà meccanismi regolatori per incentivare il rapido ripristino della normale operatività della rete di distribuzione a seguito di eventi meteo eccezionali.
Con la delibera n. 377/2015/R/eel l’ARERA ha definito la disciplina delle perdite sulle reti di distribuzione, prevedendo dal 2016 l’applicazione di nuovi valori per i fattori percentuali convenzionali di perdita da applicare alle immissioni e ai prelievi dalla rete. Con la delibera n. 677/2018/R/eel, l’ARERA ha confermato i valori percentuali per l’anno 2019 e avviato al contempo un procedimento per il perfezionamento della disciplina delle perdite, con particolare riferimento al meccanismo di perequazione applicato alle imprese di distribuzione.
Con la delibera n. 268/2015/R/eel l’ARERA ha definito il “Codice di Rete tipo” del servizio di trasporto (CADE) che regola le garanzie che i venditori devono prestare ai distributori, i termini di pagamento del servizio di trasporto e i termini di versamento degli oneri di sistema e delle ulteriori componenti da parte dei distributori alla CSEA e al Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Il provvedimento ha inoltre stabilito l’eliminazione, a partire dal 2016, della quota di inesigibilità sul fatturato trattenuta dai distributori a fronte del rafforzamento del suddetto sistema di garanzie.
Con riferimento al calcolo delle garanzie prestate in relazione al servizio di trasporto, diverse sentenze dei giudici amministrativi intervenute fra maggio 2016 e novembre 2017 hanno annullato le disposizioni dell’ARERA relativamente all’obbligo di prestare garanzie a copertura degli oneri di sistema se non pagati dai clienti finali nell’ambito dei contratti di trasporto fra distributori e venditori. e-distribuzione ha deciso di impugnare l’ultima sentenza del Consiglio di Stato (sez. VI, n. 5620/2017) dinanzi alla Corte di Cassazione, ove al momento il giudizio è pendente.
In ottemperanza alle suddette sentenze, l’ARERA, con la delibera n. 109/2017/R/eel, ha stabilito una disciplina transitoria che ha previsto una riduzione del 4,9% sull’importo delle garanzie relativo agli oneri di sistema per tenere conto ex ante della morosità media dei clienti finali (cautelativamente fissata pari all’unpaid ratio riconosciuto nelle Regioni del Centro-Sud, dove il fenomeno della morosità si attesta su livelli mediamente superiori). Tale delibera è stata impugnata da alcuni operatori e il relativo giudizio è al momento pendente dinanzi al TAR Milano.
L’ARERA ha inoltre emanato la delibera n. 50/2018/R/eel che introduce un meccanismo di reintegro, a favore delle imprese di distribuzione, dei crediti non recuperabili relativi agli oneri generali di sistema versati alla CSEA e al GSE, ma non incassati da venditori inadempienti, il cui contratto di trasporto è stato risolto. Il provvedimento ammette il riconoscimento dei crediti maturati a partire da gennaio 2016. Anche tale delibera è stata impugnata da alcuni operatori e da un’associazione di consumatori. Il TAR Milano al momento si è espresso solo sul ricorso di quest’ultima, che è stato rigettato.
In considerazione dell’incremento degli inadempimenti da parte dei venditori con riguardo al mancato adeguamento delle garanzie, con la delibera n. 655/2018/R/eel l‘ARERA è intervenuta d’urgenza integrando il CADE, al fine di prevedere la risoluzione del contratto di trasporto in caso di mancato adeguamento delle garanzie rispetto al livello di fatturato.
Relativamente alle procedure e alle condizioni economiche per la connessione degli impianti di produzione alle reti di distribuzione, l’ARERA, con la delibera n. 581/2017/R/eel, ha aggiornato il Testo Integrato Connessioni Attive (TICA), al fine di implementare le disposizioni di semplificazione previste dal decreto ministeriale 16 marzo 2017 per la connessione e l’esercizio degli impianti di micro-cogenerazione alimentati da fonti rinnovabili. Inoltre, a valle della chiusura dell’indagine conoscitiva di cui alla delibera n. 412/2015/E/eel, l‘ARERA, con la delibera n. 564/2018/R/eel, ha ulteriormente aggiornato il TICA introducendo la nuova regolazione dei corrispettivi per le attività di collaudo svolte dalle imprese distributrici sugli impianti di rete realizzati dai produttori, riconoscendo le attività svolte in sede di collaudo dalle imprese e prevedendo inoltre che i corrispettivi di collaudo a preventivo dovranno essere conguagliati in funzione delle effettive attività svolte.
Con riferimento alla regolazione delle reti private (in particolare Sistemi di Distribuzione Chiusi e Sistemi Semplici di Produzione e Consumo), la delibera n. 276/2017/R/eel ha aggiornato i relativi Testi Integrati, recependo le previsioni di cui all’art. 6, comma 9, del decreto legge n. 244/2016 cosiddetto “Milleproroghe” in tema di oneri generali di sistema. La successiva delibera n. 894/2017/R/eel ha aggiornato la definizione di unità di consumo e ha posticipato al 30 giugno 2018 la data entro cui i cosiddetti “clienti finali nascosti” sono tenuti ad auto-dichiararsi. Procedono,inoltre, le attività dell‘ARERA per la razionalizzazione del quadro regolatorio in ambito di riconoscimento delle fattispecie di reti private. Con la delibera n. 530/2018/R/eel e le successive delibere nn. 613/2018/R/eel e 680/2018/R/eel l’ARERA ha predisposto i nuovi registri delle Reti Interne di Utenza (RIU) e degli Altri Sistemi di Distribuzione Chiusi (ASDC) e per il monitoraggio dei “clienti nascosti”, la cui pubblicazione definitiva è prevista entro il 1° luglio 2019. Con la delibera n. 628/2018/R/eel l‘ARERA ha avviato un percorso di consultazione al fine di regolare lo scambio dati tra Terna, i distributori e i “significant grid user - SGU” (Produttori, Sistemi di Distribuzione Chiusi e Clienti in AT o SDC e Clienti connessi alle reti di distribuzione che forniscono servizi di flessibilità); la prima fase di tale consultazione si concluderà entro il 14 marzo 2019.
Efficienza energetica - Certificati bianchi
Il meccanismo dei titoli di efficienza energetica (c.d. “TEE”) è disciplinato dal MiSE di concerto con il Ministero dell’Ambiente. All’ARERA è demandata la definizione dei criteri e delle modalità di copertura dei costi sostenuti dai distributori di energia e gas, in qualità di soggetti obbligati all’assolvimento dell’obbligo di acquisto dei TEE. Tale copertura è garantita attraverso il riconoscimento di un apposito contributo tariffario, il cui importo (€/titolo) è definito annualmente dall’ARERA.
Il decreto interministeriale dell’11 gennaio 2017 ha definito gli obiettivi di efficienza energetica per gli anni 2017-2020 nonché le nuove linee guida per il funzionamento del meccanismo. Il decreto ministeriale 10 maggio 2018 ha modificato e aggiornato il decreto 11 gennaio 2017 prevedendo, tra le altre cose, l’introduzione di un cap pari a 250 €/TEE al contributo tariffario riconosciuto ai soggetti obbligati. Con la determina n. 4 del 22 giugno 2018 l’ARERA ha fissato in un importo di 311,45 €/TEE il valore del contributo tariffario definitivo per l’anno d’obbligo 2017.
Con la delibera n. 487/2018/R/efr l’ARERA ha aggiornato le regole di definizione del contributo tariffario ai sensi del citato decreto del 10 maggio 2018.
Contro i suddetti provvedimenti e contro il decreto correttivo del 10 maggio 2018, Enel ha presentato ricorso dinanzi al TAR, contestando le disposizioni in grado di pregiudicare il recupero dei costi sostenuti in esecuzione agli obblighi di efficienza.
Riforma delle strutture tariffarie
Con la delibera n. 782/2016/R/eel l’ARERA ha previsto, a partire dal 1° gennaio 2017, il completo superamento della progressività tariffaria per quanto riguarda la tariffa di distribuzione relativa ai clienti domestici.
Per gli oneri generali di sistema è stato, invece, previsto per il 2017 un primo intervento finalizzato a diminuire l’effetto di progressività. La riforma sugli oneri di sistema, che sarebbe dovuta entrare a regime dal 1° gennaio 2018 con il completo abbandono della struttura progressiva, è stata prorogata dall’ARERA con le delibere n. 867/2017/R/eel e n. 626/2018/R/eel al 31 dicembre 2019.
Con la delibera n. 922/2017/R/eel l’ARERA ha implementato a partire dal 1° gennaio 2018 la riforma della struttura degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici, in attuazione della legge n. 21 del 25 febbraio 2016.
Nell’ambito della riforma degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici, con la delibera n. 921/2017/R/eel l’ARERA ha definito, con decorrenza 1° gennaio 2018, le disposizioni attuative per il riconoscimento delle agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia, come disciplinato dal decreto del MiSE del 21 dicembre 2017.
Come disposto dalla direttiva 2003/54/CE, a partire dal 1° luglio 2007 tutti i clienti finali possono liberamente scegliere il proprio fornitore di energia elettrica sul mercato libero o essere serviti in un regime regolato. Tale regime è stato definito con la legge n. 125/2007 che ha istituito i servizi di “maggior tutela” (per i clienti domestici e le piccole imprese in bassa tensione) e di “salvaguardia” (per i clienti di maggiori dimensioni non ammessi al servizio di maggior tutela).
Il servizio di maggior tutela è garantito da società di vendita collegate ai distributori. Le condizioni economiche di fornitura del servizio sono definite dll‘ARERA e aggiornate periodicamente, secondo criteri predefiniti tali da consentire la copertura dei costi degli esercenti.
L‘ARERA aggiorna annualmente la componente a copertura dei costi di commercializzazione degli esercenti la maggior tutela (RCV), in modo da assicurare la copertura dei costi operativi, degli ammortamenti e degli oneri di morosità, e una congrua remunerazione del capitale investito. Con le Relazione sulla gestione 129 delibere n. 927/2017/R/eel e n. 706/2018/R/eel sono stati definiti i livelli di remunerazione per il 2018 e il 2019.
Con il provvedimento n. 706/2018/R/eel l‘ARERA ha anche aggiornato a partire dal 1° gennaio 2019 i livelli del corrispettivo RCV, che rappresenta il prezzo di riferimento per i venditori del mercato libero. Per l’anno 2018 i livelli di RCV sono quelli fissati dalla delibera n. 633/2016/R/eel.
L’esercizio dell’attività di salvaguardia è assegnato ai venditori del mercato libero su base territoriale tramite aste biennali. Per il periodo 2017-2018, a seguito della procedura disciplinata dalla delibera n. 538/2016/R/eel, Enel Energia è risultata aggiudicataria per le aree corrispondenti alle regioni Liguria, Piemonte, Valle d’Aosta, Trentino-Alto Adige, Lombardia, Lazio, Puglia, Molise, Basilicata. Mentre per il periodo 2019-2020, a seguito della procedura concorsuale disciplinata dalla delibera n. 485/2018/R/eel, Enel Energia è risultata aggiudicataria per le aree corrispondenti alle regioni Calabria e Sicilia. Le condizioni economiche applicate ai clienti finali sono definite sulla base di quanto previsto dalla normativa primaria e secondaria.
Il 4 agosto 2017 è stata approvata la legge n.124 cosiddetta “legge annuale sulla concorrenza” che ha previsto, a valle della modifica intervenuta con il decreto legge “Milleproroghe” del 25 luglio 2018, il superamento dei regimi di tutela di prezzo nei due settori elettrico e gas, a partire dal 1° luglio 2020. La legge attribuisce al MiSE, sentite l’ARERA e l’AGCM, il compito di stabilire le modalità di superamento, garantendo la consapevolezza del consumatore e la pluralità dei fornitori.
La legge ha inoltre previsto l’istituzione presso il MiSE di un Elenco Venditori Elettricità che abiliti le imprese all’attività di vendita nel mercato retail sulla base di requisiti tecnici, finanziari e di onorabilità, proposti dall‘ARERA.
L’ARERA, in coerenza con le previsioni della citata legge, al fine di migliorare la comprensione e la partecipazione dei clienti finali al mercato libero e la confrontabilità delle offerte, ha introdotto, con la delibera n. 555/2017/R/com, l’obbligo per tutti i venditori, a decorrere dai primi mesi del 2018, di inserire, nel proprio portafoglio offerte, proposte commerciali a Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela (offerte PLACET), rivolte a famiglie e piccole imprese. Inoltre, proprio al fine di aumentare la conoscenza del mercato libero, lo scorso 1° luglio 2018 è stato reso operativo il Portale Offerte (istituito con la delibera n. 51/2018/R/com, secondo quanto previsto dalla legge n. 124/2017), nel quale i venditori hanno l’obbligo di rendere disponibili tutte le offerte rivolte ai clienti domestici e alle imprese di piccole dimensioni, per garantirne una comparazione trasparente e terza.
Nel 2016 l’ARERA ha dato un notevole impulso allo sviluppo e all’implementazione del Sistema Informativo Integrato (SII), istituito con la legge n. 129/2010 e finalizzato alla gestione dei flussi informativi tra operatori del mercato dell’energia elettrica e del gas tramite una banca dati centrale dei punti di prelievo (RCU). L’ARERA, attraverso vari provvedimenti, ha disciplinato diversi servizi, centralizzando sul SII, tramite un percorso graduale, la gestione per entrambi i settori (elettrico e gas) dei processi commerciali di voltura e switching, del sistema indennitario e dei dati di misura, oltre, per il solo settore elettrico, alle attività di aggregazione delle misure dei punti di prelievo trattati orari, ai fini del settlement mensile.
In virtù degli sviluppi effettuati, il SII si caratterizza sempre più quale hub centrale per lo scambio delle informazioni tra gli operatori del sistema e per tale ragione, con il decreto ministeriale n. 94 del 13 maggio 2016, è stato individuato anche quale strumento di riferimento per la gestione del processo di addebito del canone TV nella bolletta elettrica.
A copertura degli oneri derivanti dalla gestione di tale processo, con la delibera n. 291/2017/R/eel l’ARERA ha individuato i criteri di ripartizione sulla base dei quali l’Agenzia delle Entrate ha calcolato ed erogato nel periodo 2017-2018 alle imprese di vendita il contributo forfettario previsto dal suddetto decreto ministeriale per i soli anni 2016 e 2017.
A seguito della legge n. 205/2017 cosiddetta “Maxi conguagli” – che ha introdotto nei settori elettrico, gas e idrico il diritto alla prescrizione del corrispettivo a due anni – l’ARERA ha stabilito per il settore elettrico, con la delibera n. 264/2018/R/com, la possibilità per il venditore, nei casi di conguagli pluriennali la cui responsabilità sia attribuita al distributore e per i quali il cliente finale abbia eccepito la prescrizione del corrispettivo fatturato, di chiedere al distributore la rideterminazione degli importi relativi al servizio di trasporto e la conseguente restituzione delle somme precedentemente versate attraverso la compensazione di tali somme con gli altri importi dovuti.
Con riferimento al procedimento avviato in data 11 maggio 2017 dall’AGCM nei confronti di Enel SpA, Enel Energia SpA e Servizio Elettrico Nazionale SpA per presunto abuso di posizione dominante sul mercato della vendita al dettaglio di energia elettrica ai clienti finali residenziali e non residenziali allacciati in bassa tensione, si rimanda al capitolo “Attività e passività potenziali” delle Note di commento.
Il decreto legislativo n. 164/2000 ha previsto che, a partire dal 1° gennaio 2003, tutti i clienti sono liberi di scegliere il proprio fornitore di gas naturale sul mercato libero. Parallelamente è garantito un servizio di tutela (limitatamente ai soli clienti domestici, come disposto dal decreto legge del 21 giugno 2013, n. 69) per cui le società di vendita sono tenute a proporre alla clientela, unitamente alle proprie offerte commerciali, le condizioni economiche di riferimento definite dall’ARERA.
In assenza di un venditore, la continuità di fornitura dei piccoli clienti non morosi (domestici e altri usi con consumi annui < 50.000 Smc) e dei clienti che svolgono attività di servizio pubblico è garantita dal Fornitore di Ultima Istanza (FUI); nel caso di morosità o di impossibilità di attivare il FUI, la continuità della fornitura è garantita dal Fornitore di Default Distribuzione (FDD) individuato – al pari del FUI – attraverso procedure concorsuali a partecipazione volontaria svolte su base territoriale.
Con la delibera n. 465/2016/R/gas l’ARERA ha aggiornato la disciplina per l’espletamento delle procedure a evidenza pubblica per l’assegnazione dei servizi di ultima istanza per il biennio 1° ottobre 2016 - 30 settembre 2018. In esito delle procedure concorsuali, Enel Energia è stata individuata come FUI su 7 delle 8 aree territoriali in gara (Valle d’Aosta, Piemonte e Liguria; Lombardia; Trentino-Alto Adige e Veneto; Toscana, Umbria e Marche; Abruzzo, Molise, Basilicata e Puglia; Lazio e Campania; Sicilia e Calabria) e come FDD in 3 aree geografiche su 8 (Abruzzo, Molise, Basilicata e Puglia; Lazio e Campania; Sicilia e Calabria).
Con la delibera n. 407/2018/R/gas l’ARERA ha aggiornato la disciplina per l’espletamento delle procedure a evidenza pubblica per l’assegnazione dei servizi di ultima istanza per il periodo 1° ottobre 2018 - 30 settembre 2019. In esito delle procedure concorsuali, Enel Energia è stata individuata come FUI su 4 delle 9 aree territoriali in gara (Abruzzo, Molise, Basilicata e Puglia, Lazio, Campania, Sicilia e Calabria) e come FDD in 2 aree geografiche su 9 (Lombardia, Trentino-Alto Adige e Veneto).
Relativamente alle condizioni economiche applicate ai clienti aventi diritto al servizio di tutela gas, dal 1° ottobre 2013 è entrata in vigore la riforma con cui l’ARERA ha modificato le modalità di determinazione della componente materia prima (indicizzandola totalmente ai prezzi spot), ha introdotto componenti di gradualità (tra cui una specifica per la rinegoziazione dei contratti di lungo periodo) e fissato, in un’ottica di maggiore cost-reflectivity, il valore della componente a copertura dei costi di commercializzazione della vendita al dettaglio (QVD).
Con riferimento alla componente materia prima gas, il 24 gennaio 2014 il TAR Lombardia, nell’ambito del giudizio instaurato da Enel Energia ed Enel Trade, ha annullato le delibere con cui l’ARERA aveva modificato (in riduzione) la formula di determinazione di tale componente per gli anni termici 2010-2011 e 2011-2012. Nel 2014 l’ARERA ha presentato appello al Consiglio di Stato. Nel 2016 il Consiglio di Stato ha respinto l’appello che l’ARERA ha proposto, accogliendo il ricorso di Enel Energia ed Enel Trade e ritenendo detti provvedimenti in contrasto con il principio, sancito a livello legislativo, della necessaria “corrispondenza tra i costi riconosciuti e i costi effettivi”. Con la delibera n. 737/2017/R/gas, di ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato, è stato rideterminato il valore della materia prima gas per il periodo ottobre 2010 - settembre 2012. Con la delibera n. 32/2019/R/gas l’ARERA ha disciplinato le modalità di regolazione degli ammontari spettanti agli operatori.
In merito alla definizione della componente a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale, l’ARERA ha confermato, fino al 30 settembre 2019, la modalità vigente che prevede la totale indicizzazione ai prezzi spot rilevati presso l’hub olandese del Title Transfer Facility (TTF), in attesa dello sviluppo di una maggiore liquidità dei mercati all’ingrosso italiani.
Con riferimento al settlement gas, nel 2017 è stata introdotta la nuova disciplina che prevede il recupero di una quota degli oneri legati alle perdite di rete per il periodo pregresso (2013-2017) e totale per il periodo transitorio (2018-2019).
Con la delibera n. 548/2018/R/gas l’ARERA ha approvato disposizioni per la quasi integrale erogazione, entro il 2018, delle partite economiche relative agli esiti della prima sessione di aggiustamento (anni 2013-2016) spettanti agli operatori a credito.
Alcuni operatori hanno impugnato presso il TAR Lombardia le delibere e relative consultazioni dell‘ARERA sulle sessioni di aggiustamento pregresse e sul periodo transitorio (2013-2019) richiedendone l’annullamento, previa sospensione dell’efficacia. Enel Global Trading si è costituita a supporto dell’impianto regolatorio dell‘ARERA. Il TAR Lombardia ha respinto le richieste di sospensiva e si attende la fissazione delle udienze in merito alle richieste di annullamento.
A partire dal 1° gennaio 2020, in base alla delibera n. 72/2018/R/gas, entrerà in vigore la disciplina a regime del settlement gas che prevede la socializzazione delle perdite di rete, direttamente approvvigionate da Snam Rete Gas e allocate in tariffa. Per quanto riguarda la misura, la delibera n. 669/2018/R/gas innalza all’85% l’obbligo di messa in servizio degli smart meter gas di classe G4-G6 per le imprese distributrici con più di 50.000 clienti finali, con scadenze differenziate in base al numero di clienti finali. Al fine di dare attuazione alla legge n. 205/2017 cosiddetta “Maxi conguagli”, in tema di diritto alla prescrizione del corrispettivo a due anni, l’ARERA, con la delibera n. 683/2018/R/com, ha esteso anche al settore gas, a partire dal 1° gennaio 2019, la disciplina già in vigore nel settore elettrico di cui alla già citata delibera n. 264/2018/R/com.
Il quadro regolatorio di supporto alle energie rinnovabili in Italia è caratterizzato da una molteplicità di meccanismi remunerativi. Gli incentivi per le tecnologie diverse dal fotovoltaico sono stati assegnati mediante meccanismi competitivi istituiti tramite il decreto legislativo n. 28/2011 di recepimento della direttiva 2009/28/CE e i relativi decreti ministeriali attuativi (decreto ministeriale 6 luglio 2012 e decreto ministeriale 23 giugno 2016). I decreti hanno previsto l’applicazione di un meccanismo basato su aste competitive al ribasso o tariffe feed in, in funzione della capacità installata e della tecnologia. In particolare:
aste al ribasso, per impianti di potenza superiore a 5 MW;
registri, per impianti di potenza inferiore a 5 MW;
diretto, per impianti eolici di potenza inferiore a 60 kW, impianti a biomasse di potenza inferiore a 200 kW e impianti idroelettrici di potenza inferiore a 250 kW.
I meccanismi di incentivazione sopra riportati termineranno al raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 5,8 miliardi di euro. Al 30 novembre 2018 il costo indicativo cumulato annuo era di circa 4,7 miliardi di euro.
Con riferimento alla tecnologia solare, il sistema di incentivazione prevedeva l’applicazione dei diversi Conti Energia, di cui il I, II, III, IV (dal 19 settembre 2005 al 26 agosto 2012) basati su un sistema di feed-in premium (tariffa incentivante cumulativa rispetto al prezzo zonale orario), mentre il V Conto Energia (dal 27 agosto 2012), basato su un sistema di feed-in tariff (tariffa onnicomprensiva), è terminato con il raggiungimento dei 6,7 miliardi di euro il 6 luglio 2013.
Nel mese di marzo 2018 è stata divulgata la nuova bozza di decreto su tutte le fonti rinnovabili da tecnologia matura; attualmente il documento è in attesa di essere notificato alla Commissione Europea da parte del MiSE per ottenere l’approvazione ai sensi delle linee guida sugli aiuti di Stato.
Secondo le previsioni del citato decreto, lo sviluppo delle fonti rinnovabili sarà sostenuto attraverso aste al ribasso e registri (per impianti di taglia < 1 MW) assegnati tramite contract for difference a due vie.
Delibera ARERA n. 558/2018 - Remunerazione impianti rinnovabili nelle isole minori non interconnesse
Con il decreto 14 febbraio 2017, il MiSE ha dato disposizioni per la progressiva copertura del fabbisogno delle isole minori non interconnesse attraverso energia da fonti rinnovabili. Tale decreto prevede sia una remunerazione per l’energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili commisurata al costo del combustibile evitato, sia l’implementazione di progetti pilota che vedono l’integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico delle isole coinvolte.
In data 22 dicembre 2018 è stata pubblicata l’ordinanza n. TEC/1366/2018 con cui si stabiliscono le tariffe di accesso dell’energia elettrica per il 2019, che rimangono inalterate, come già accaduto per l’anno precedente. Si segnala che questa ordinanza ha soppresso l’incentivo alla disponibilità dell’ordinanza n. ITC/3127/2011, finché non si rivedano i meccanismi di capacità per l’adeguamento alla normativa europea e quindi al processo di transizione energetica.
Tariffe del gas naturale
L’ordinanza n. ETU/1283/2017 del 22 dicembre ha confermato le tariffe di accesso del gas naturale per il 2018 rispetto all’anno precedente, mentre sono state aumentate del 5% le tariffe finali applicabili ai clienti del servizio di ultima istanza del gas naturale come conseguenza dell’incremento del costo della materia prima.
Il 30 giugno 2018 sono state pubblicate le tariffe di ultima istanza applicabili nel terzo trimestre 2018, che hanno registrato un aumento del 3,4%. Per l’ultimo trimestre 2018 le tariffe di ultima istanza sono ulteriormente salite del 7,4% rispetto al periodo precedente, sempre per effetto dell’incremento della componente materia prima.
Il 22 dicembre è stata pubblicata l’ordinanza n. TEC/1367/2018, con cui vengono mantenute ancora inalterate le componenti di accesso della tariffa del gas naturale. Il 26 dicembre sono state invece pubblicate le tariffe finali di ultima istanza applicabili a partire dal 1° gennaio 2019, risultate in una riduzione media del 4% circa rispetto al periodo precedente, a causa della diminuzione della componente materia prima.
La legge n. 18/2014 del 15 ottobre contenente misure urgenti per la crescita, la concorrenza e l’efficienza ha creato il Fondo Nazionale per l’Efficienza Energica per raggiungere gli obiettivi di efficienza energetica.
L’ordinanza n. ETU/257/2018 del 16 marzo ha disposto a carico di Endesa un apporto al Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica di 29 milioni di euro, corrispondenti agli obblighi di risparmio energetico relativi al 2018.
Durante il mese di dicembre il Ministero per la Transizione Ecologica ha iniziato l’iter di una proposta legislativa che fissa il contributo al Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica per l’anno 2019, fissando l’importo dovuto da Endesa a 28 milioni di euro.
In data 9 aprile 2018 è stata pubblicata l’ordinanza n. ETU/381/2018, che modifica i formulari per la richiesta del Buono Sociale, contenuti nell’ordinanza n. ETU/943/2017 del 6 ottobre 2017. L’ordine ETU/381/2018 amplia inoltre fino all’8 ottobre 2018 la scadenza transitoria per accreditare i consumatori di energia elettrica che sono considerati vulnerabili secondo il regio decreto 897/2017 e che già erano beneficiari del Buono Sociale.
In data 21 novembre 2018 è stata pubblicata nel Bollettino Ufficiale dello Stato l’ordinanza n. TEC/1226/2018 che fissa le percentuali di ripartizione per il finanziamento del Buono Sociale del 2018, prevedendo per Endesa un contributo del 37,15%.
Consultazione pubblica della Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza sul tasso di remunerazione delle attività regolate
In data 27 luglio 2018 la Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza (CNMC) ha aperto una consultazione pubblica sulla metodologia di calcolo del tasso di remunerazione per il periodo 2020-2025 delle attività di distribuzione e trasmissione e delle attività dei sistemi elettrici extrapeninsulari e delle rinnovabili, in seguito alla quale il 30 ottobre 2018 ha emesso un report con cui propone una remunerazione del 5,58% per distribuzione, trasmissione e sistemi extrapeninsulari e del 7,09% per le rinnovabili.
Sulla base di questo report, il 28 dicembre il Ministero per la Transizione Ecologica ha presentato una bozza di progetto di legge contenente tali tassi di remunerazione per il periodo 2020-2025. Allo stesso tempo, per le installazioni rinnovabili del regime agevolato precedente al regio decreto legge n. 9/2013, la remunerazione non potrà essere rivista nel periodo 2020-2031, bensì si applicherà l’attuale remunerazione del 7,389%, mentre si detrarranno gli indennizzi relativi a lodi arbitrali già risolti. Le installazioni potranno comunque rinunciare a questa opportunità e adottare lo schema generale.
In seguito alla presentazione di tale bozza, il Governo ha approvato il regio decreto legge n. 1/2019, che dettaglia gli aspetti relativi alla fissazione del tasso di remunerazione.
Legge n. 6/2018 del 3 luglio 2018 sul bilancio statale
Il 4 luglio è stata pubblicata la legge n. 6/2018 sul bilancio dello Stato del 2018. Tra le altre cose la legge di bilancio contempla che nel 2018, eccezionalmente, il surplus dei ricavi del sistema elettrico potrà destinarsi al pagamento di indennizzi in esecuzione di risoluzioni di controversie del settore elettrico. Allo stesso modo questo surplus potrà destinarsi a tempo indeterminato ad ammortizzare debiti del settore elettrico o, in alternativa, potrà integrarsi alle voci periodiche delle liquidazioni del sistema elettrico. Inoltre, questa legge contiene una disposizione secondo cui non sarà più necessaria la decisione di compatibilità degli investimenti di installazioni del regime extrapeninsulare in conformità con la normativa comunitaria o nazionale, sempre che tali installazioni siano necessarie per garantire una fornitura efficiente.
Ordinanza n. TEC/1158/2018 del 29 ottobre, con cui si assegna il regime retributivo addizionale a determinate installazioni esistenti dei sistemi extrapeninsulari
D’accordo con la legge n. 6/2018 e con le necessità di capacità di ogni sistema extrapeninsulare determinate dal Gestore del Sistema (REE) nei suoi report, è stata pubblicata l’ordinanza n. TEC/1158/2018 del 29 ottobre, che prevede l’assegnazione a un regime retributivo addizionale per determinate installazioni di Gran Canaria, Tenerife e Minorca, in relazione agli investimenti che devono essere realizzati in osservanza della normativa ambientale applicabile.
Regio decreto n. 1048/2018 del 24 agosto, sul deficit del sistema elettrico del 2013
In data 1° settembre 2018 è stato pubblicato il regio decreto n. 1048/2018, che modifica il metodo di calcolare gli interessi da riconoscere per il finanziamento del deficit tariffario del 2013, in modo tale che tali interessi si determineranno a partire dal momento in cui vengono effettuati i versamenti corrispondenti, e non solo dal 1° gennaio dell’anno seguente.
L’importo totale da versare agli agenti che hanno finanziato il deficit tariffario del 2013 aumenta a 15 milioni di euro, di cui 7 milioni corrispondono a Endesa. Il regio decreto stabilisce che questa stessa metodologia si applicherà agli eventuali deficit che si generino in futuro.
Regio decreto legge n. 15/2018 del 5 ottobre, contenente misure urgenti per la transizione energetica e la protezione dei consumatori
Il 5 ottobre 2018 il Consiglio dei Ministri ha approvato il regio decreto legge n. 15/2018, che stabilisce una serie di misure per accelerare la decarbonizzazione, dando impulso alle rinnovabili, alla mobilità elettrica e all’efficienza energetica e assicurando maggiore protezione ai consumatori.
Un primo blocco contiene misure di protezione dei consumatori vulnerabili e in particolare amplia la platea di beneficiari del Buono Sociale, includendo famiglie monoparentali o con più membri a carico, che non raggiungano determinate soglie di reddito. Inoltre, si ampliano le casistiche per il divieto di sospensione della fornitura per morosità, con modalità di finanziamento analoghe a quelle del Buono Sociale. Si introduce, inoltre, un Buono Sociale “termico” per il riscaldamento, che sarà finanziato attraverso il bilancio dello Stato.
Questo regio decreto legge contempla l‘approvazione in sei mesi di una strategia nazionale di lotta alla povertà energetica. In questo senso, il 19 dicembre il Ministero ha lanciato una consultazione pubblica. Il secondo blocco di misure è volto a dare maggiori opportunità ai consumatori, per esempio aumentando la flessibilità nella scelta della potenza contrattata.
Un terzo blocco di misure è diretto a dare impulso all’autoconsumo, semplificandone l’accesso e rendendo possibile l’autoconsumo collettivo, nonché eliminando l’applicazione di tariffe sull’energia autoconsumata di origine rinnovabile, cogenerativa o da rifiuti. Allo stesso modo, vengono introdotte misure di semplificazione burocratica, in modo particolare per installazioni di piccola taglia.
Il quarto blocco di misure ha come obiettivo di dare impulso alla penetrazione delle fonti rinnovabili e alla mobilità elettrica. Si prorogano quindi fino al 31 marzo 2020 i permessi per l’entrata in funzione della potenza rinnovabile aggiudicata prima della legge n. 24/2013, che sarebbero invece scaduti il 31 dicembre 2018. Per quanto riguarda la mobilità elettrica, si elimina la figura del gestor de carga per rendere più agevole lo sviluppo dei servizi di mobilità elettrica.
Infine, il regio decreto legge prevede misure fiscali con cui per esempio si sospende per il quarto trimestre 2018 e il primo trimestre 2019 l’imposta sul valore della produzione di energia elettrica e si elimina l’imposta speciale sugli idrocarburi per generazione elettrica. Per garantire in ogni caso la sostenibilità del sistema, si utilizzeranno i maggiori ricavi delle aste per i diritti di emissione di CO2 nonché i surplus accumulati del sistema elettrico. Il regio decreto legge n. 15/2018 è stato convalidato il 18 ottobre 2018 dal Congresso dei Deputati.
Ordinanza n. TEC/1380/2018 del 20 dicembre, con cui si stabiliscono le basi per la concessione di aiuti a installazioni rinnovabili
In data 25 dicembre è stata pubblicata l’ordinanza n. TEC/1380/2018 che fissa le basi per la concessione di aiuti agli investimenti in impianti eolici e fotovoltaici nei sistemi extrapeninsulari, co-finanziati dal Fondo Europeo di Sviluppo Regionale (FEDER).
Il 27 dicembre 2018 l’Istituto per la Diversificazione e il Risparmio dell’energia (IDAE) ha approvato una risoluzione convocando delle aste per concedere aiuti agli investimenti in impianti eolici nelle Isole Canarie con una dotazione di 80 milioni di euro per una potenza massima di 217 MW.
Regio decreto legge n. 20/2018 del 7 dicembre, recante misure urgenti per la competitività economica nei settori dell’industria e del commercio in Spagna
Questo regio decreto legge, pubblicato l’8 dicembre nel Bollettino Ufficiale dello Stato, ha l’obiettivo di incentivare la competitività del settore industriale grazie ad azioni quali la riduzione del costo dell’energia. In particolare, il regio decreto legge introduce la figura dei sistemi di distribuzione chiusi, già esistente nella normativa comunitaria, e annuncia la preparazione di uno statuto per i consumatori industriali energivori che ne raccolga le peculiarità. Questa norma, inoltre, prevede l’estensione per due anni della vita di determinati impianti di cogenerazione ad alta efficienza.
Misure urgenti per adeguare le competenze della Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza alle esigenze del diritto comunitario
In data 12 gennaio 2019 è stato pubblicato il regio decreto legge n. 1/2019, che ha per finalità l’adeguamento delle competenze del regolatore nazionale (CNMC) alle prerogative richiamate dalla normativa comunitaria e in particolare alle norme del cosiddetto “Terzo Pacchetto Energia” del 2009.
Secondo tale regio decreto legge, sarà competenza della CNMC l‘approvazione della struttura, della metodologia e dei valori concreti delle tariffe di accesso alle reti di trasmissione e distribuzione di elettricità e gas naturale e agli impianti GNL, nonché dei tassi di remunerazione per i gestori di reti e gli operatori dei sistemi di elettricità e gas, entro i limiti massimi fissati dal Governo.
Per quanto riguarda le attività di distribuzione e trasmissione, i valori massimi fissati dal Governo faranno riferimento ai tassi di rendimento medi delle obbligazioni dello Stato a 10 anni registrati negli scorsi 24 mesi, più un differenziale. Per quanto riguarda, invece, le attività di generazione in aree extrapeninsulari, il tasso di remunerazione regolato sarà fissato direttamente dal Governo, e sarà sempre basato sul rendimento delle obbligazioni dello Stato a 10 anni.
Il Ministero per la Transizione Ecologica approverà inoltre una serie di orientamenti di politica energetica di cui la CNMC dovrà tenere conto, e che riguardano aspetti come la sicurezza della fornitura, la sostenibilità economica e finanziaria del sistema, la lotta contro il cambiamento climatico, la gestione della domanda e l’uso razionale dell’energia. Il Ministero avrà un mese di tempo per approvare le circolari della CNMC, e potrà far ricorso a una commissione di cooperazione per appianare possibili divergenze. Le nuove funzioni della CNMC saranno applicabili dal 1° gennaio 2020.
Nelle aste delle energie rinnovabili del 2017 Enel Green Power España è stata premiata con 540 MW di energia eolica e 338 MW di fotovoltaico. Le regole delle aste stabilivano date prima delle quali dovevano essere specificati i possibili progetti, indentificando il 50% in più del potere assegnato, attraverso il quale si sarebbe sviluppata la potenza. Queste date erano rispettivamente il 4 febbraio e il 13 aprile 2018. Enel Green Power ha effettuato l’identificazione dei progetti entro tali termini.
Dopo aver effettuato una consultazione pubblica nel 2017 su una nuova regolamentazione dell’accesso e della connessione alle reti, alla fine del primo semestre del 2018 il Governo ha avviato le procedure per l’approvazione del presente regolamento.
Dall’inizio di giugno, dopo la mozione di sfiducia al Partito Popolare, la Spagna ha un nuovo Governo. Durante il mese di giugno, il nuovo Governo si è concentrato fondamentalmente sull’organizzazione stessa, senza che siano state intraprese azioni pertinenti per il business rinnovabile in Spagna.
All’inizio di ottobre, il Governo spagnolo ha pubblicato un regio decreto legge con diverse misure per il settore dell’elettricità. Il regio decreto legge include: misure per proteggere i consumatori di energia più vulnerabili; misure di stabilità economica del sistema elettrico; misure per facilitare l’autoconsumo di energia elettrica; misure per lo sviluppo di punti di ricarica elettrica; e misure per l’energia rinnovabile.
Per le energie rinnovabili, il regio decreto contiene misure per estendere la validità dei permessi di accesso e la connessione alla rete di alcuni progetti di aste degli anni precedenti. Comprende anche misure per frenare la speculazione con i punti di connessione alle reti per le nuove generazioni rinnovabili. Include inoltre misure per facilitare la richiesta di nuovi punti di connessione per le rinnovabili su sottostazioni che non hanno difficoltà a espandersi. Infine, include un esonero ai generatori dal pagamento della tassa sul valore della produzione della legge n. 15/2012 (7%). L’esenzione riguarda i tre mesi finali del 2018 e i tre iniziali del 2019.
Durante la seconda metà del 2018 il Governo ha avviato un processo di revisione del ragionevole tasso di rendimento delle energie rinnovabili per il periodo 2020-2025. La CNMC ha presentato la sua proposta e, in base a essa, il Governo ha avviato l’elaborazione di un progetto preliminare di legge, che dovrebbe essere convertito in legge nel 2019.
Inoltre, durante la seconda metà del 2018, il Governo ha lavorato al progetto di Piano Integrato per l’Energia e il Clima. Tuttavia, al 31 dicembre 2018 il progetto non era ancora stato inviato alla Commissione Europea. Il Governo ha avanzato, in vari atti pubblici, impegni parziali di penetrazione rinnovabile per la Spagna entro il 2030 rispetto alle percentuali totali per l’Europa.
Il Governo sta altresì lavorando a diverse proposte per la transizione energetica, ma entro la fine del 2018 nessuna è stata formalizzata.
Mercato dell’energia e della capacità
Il 18 maggio è stato pubblicato il decreto presidenziale relativo al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo dell’economia nazionale entro il 2024. Il decreto prevede che il Governo approvi entro il 1° ottobre 2018 un piano di sviluppo infrastrutturale che assicuri i rifornimenti di energia su tutto il territorio. I punti principali del decreto riguardano:
lo sviluppo di sistemi energetici centralizzati, compresa la modernizzazione della generazione termica, idroelettrica e nucleare in base alle esigenze di sviluppo socioeconomico;
lo sviluppo della generazione distribuita, comprese le fonti rinnovabili, principalmente nelle regioni distanti e isolate;
digitalizzazione e introduzione di sistemi intelligenti per la gestione della rete.
Il 14 dicembre è stata finalizzata la bozza del decreto relativo agli schemi d’incentivazione per la modernizzazione e la modifica delle regole del mercato della capacità, concordata tra i ministeri e approvata dal Vice Primo Ministro per l’energia. La firma del Primo Ministro e la pubblicazione ufficiale sono previste per la fine di gennaio 2019.
I decreti attuativi per l’esecuzione delle aste del mercato della capacità sono stati adottati dal Consiglio del Mercato ed entreranno in vigore a partire dalla data di emissione del decreto.
La prima asta, relativa a progetti con data di entrata in esercizio nel 2022-2024, è prevista entro il 1° marzo 2019, prima dell‘asta di capacità a lungo termine (KOM 2022-2024). Principali condizioni dell’asta:
definizione dei volumi massimi (I PZ: 2,4 GW per 2022, 3,2 GW dal 2023 in poi) e approvazione dei CAPEX massimi a seconda dei tipi di progetti di modernizzazione da parte del Governo (a seconda della capacità installata e del tipo di combustibile);
selezione dei progetti in base al minimo LCOE; si applicano requisiti di pre-qualifica e localizzazione al 100%;
condizioni dei contratti DPM: pagamento garantito per 16 anni con prezzi tali da assicurare il ritorno dei costi di CAPEX e OPEX con redditività fissa (WACC di base = 14%) legata a titoli di Stato a lungo termine (redditività di base 8,5%). Nei primi 12 mesi dopo la messa in esercizio è prevista la sola remunerazione degli OPEX. La redditività verrà rivista a seguito della prima asta in base all’analisi dell’impatto sulle tariffe finali.
Oltre agli schemi d’incentivazione relativi alla modernizzazione sono state introdotte modifiche riguardanti le normali procedure per le aste del mercato della capacità:
selezione progetti a sei anni. Prevista una gara per capacità relativa agli anni 2022, 2023, 2024 entro il 1° maggio 2019 e una gara per capacità relativa all’anno 2025 entro il 15 novembre 2019;
indicizzazione dei parametri della curva di domanda fissati nel 2017 in base al CPI (2017, 2018) + 15% per 2022 e 2023; CPI (2017, 2018) + 20% per 2024 e 2025; a partire dal 2020 solo con l’indicizzazione annuale in base al CPI.
Il 27 dicembre è stata pubblicata la legge federale n. 522- FZ relativa agli smart meter. La legge prevede l’installazione obbligatoria degli smart meter a partire dal 1° giugno 2020 sia negli alloggi pubblici da parte dei fornitori di “garanzia” sia per gli altri consumatori da parte dei distributori d’energia (DSO). Secondo la legge, i costi di sostituzione dei contatori obsoleti saranno inclusi in tariffa dai fornitori di garanzia e dai DSO.
A partire dal 1° luglio 2018 Enel Energia ed Enel Energie Muntenia sono stati nominati supplier obbligati per le aree di distribuzione Enel. Enel Energie Muntenia è stata nominata dal regolatore ANRE fornitore alternativo per le altre cinque aree di distribuzione. Nuovi prezzi massimi sono stati approvati per il servizio universale con un incremento medio del 3% a livello nazionale rispetto alle tariffe valide per il primo semestre.
Nel giugno 2018 sono state introdotte modifiche alla Legge Energetica. Entro il 1° gennaio 2024 verranno installati smart meter per prosumer e clienti con un consumo superiore a una soglia che verrà fissata da ANRE. Nell’ottobre 2018 ANRE ha pubblicato poi una metodologia per il rollout completo al 2028 con la quale viene data ai distributori la possibilità di definire in dettaglio i loro piani di investimento.
I criteri per l’approvazione dei piani di roll-out si basano sui risultati dei progetti pilota di smart metering 2014-2016 e sugli investimenti del biennio 2017-2018, nonché sul rapporto tra il valore economico dei progetti di smart metering e il piano di investimenti totale annuale dei distributori. ANRE pubblicherà il calendario per il roll-out di ogni distributore e lo potrà modificare annualmente. Entro il 30 aprile di ogni anno ANRE pubblicherà inoltre un report sullo stato dell’implementazione dello smart metering al 31 dicembre dell’anno precedente.
Tariffe di distribuzione - Quarto periodo regolatorio
Nel settembre 2018 ANRE ha pubblicato la metodologia per le tariffe di distribuzione per il quarto periodo regolatorio (2019-2023). Per il primo anno del periodo regolatorio le tariffe di distribuzione sono aumentate dell’1% in media a livello nazionale, in termini nominali.
I principali cambiamenti rispetto alle regole del precedente periodo regolatorio sono i seguenti:
il tasso di remunerazione della RAB (regulatory asset base) è stato abbassato dal 7,7% al 5,66% (6,66% per i nuovi investimenti);
gli asset non più in uso oppure condivisi con altre attività rispetto a quella della distribuzione sono stati decurtati dalla RAB iniziale;
i costi del personale e per la sicurezza sono portati fuori dal meccanismo incentivante sui costi operativi, e sono quindi trattati come una partita di giro;
viene fissato un tetto massimo del 5% alle efficienze conseguibili dai distributori, al netto dei costi del personale di cui sopra;
tutti i costi sono soggetti a correzione annuale e non più alla fine del periodo regolatorio.
In giugno il Parlamento ha approvato la GEO 24/2017 che modifica la normativa sulle fonti rinnovabili.
il valore dei certificati verdi (CV) finanziato dai consumatori finali aumenta da 11,1 €/MWh a 12,5 €/MWh a partire dal 2022 e successivamente potrà essere ulteriormente modificato dall’Autorità di regolamentazione;
i CV contrattati sul mercato spot a parità di prezzo saranno ceduti dai venditori pro quota in base alla domanda;
fatti salvi i contratti bilaterali di trasferimento dei CV conclusi prima di aprile 2017, almeno il 50% dei CV dovrà essere acquistato dai soggetti obbligati sul mercato spot anonimo;
i produttori con impianti fino a 3 MW potranno concludere contratti bilaterali di vendita di energia e/o CV solo con venditori finali;
i produttori potranno aggregare la propria produzione per poter partecipare al mercato dell’energia;
l’energia rinnovabile accumulata nei sistemi a batteria avrà accesso ai CV.
In base alla medesima normativa i produttori da fonti rinnovabili con potenza installata fino a 27 kW hanno diritto a compensare l’energia prodotta con quella acquistata dal proprio fornitore. Il prezzo di cessione è pari alla media pesata dei prezzi spot dell’anno precedente, pari a 22,7 bani/kWh per il 2018. I produttori sono esentati dalla tassazione sull’energia prodotta.
L’ordinanza governativa di emergenza n. 114/28.12.2018 ha introdotto:
l’aumento dell’imposta annuale per le società energetiche dallo 0,1% al 2% rispetto al fatturato dell’anno precedente;
la vendita obbligatoria di una parte della produzione di energia sul mercato regolamentato per le famiglie.
Inoltre, la modifica della normativa fiscale nazionale impone, a partire dal 2019, che le torri eoliche siano considerate edifici e in quanto tali siano soggette a tassazione fino all’1,3% del loro valore.
Lo scorso 15 novembre il Tribunale dell’Unione Europea ha annullato la Decisione della Commissione Europea del 23 luglio 2014 che aveva autorizzato il regime di aiuti relativo al mercato delle capacità di produzione di energia elettrica nel Regno Unito. Secondo il Tribunale, la Commissione avrebbe dovuto dubitare della compatibilità della misura con le regole comunitarie e, conseguentemente, avviare il procedimento di indagine formale invitando le parti interessate a presentare le loro osservazioni.
A seguito dell’annullamento, la Commissione Europea aprirà la fase investigativa richiesta dal Tribunale dell’Unione Europea e dovrà compiere una nuova valutazione della misura inglese anche alla luce delle eventuali osservazioni che saranno proposte dagli operatori interessati.
A partire dal 1° gennaio 2017 la nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili deve partecipare alle aste pubbliche per accedere al meccanismo di sostegno basato su un sistema di “feed-in premium”. Le prime due aste svolte nel 2018 (luglio e dicembre) fanno parte del piano di sviluppo di ulteriori capacità eolica e fotovoltaica per un totale di 2,6 GW tra il 2018 e il 2020. La capacità totale assegnata nel 2018 è stata pari a 331 MW eolici e 169 MW fotovoltaici.
Il Ministero dell’Ambiente e dell’Energia ha lanciato nell’ottobre 2018 una consultazione pubblica sul Piano nazionale dell’energia e del clima (NECP) all’interno del quale, tra le altre cose, il Governo greco indica di volersi impegnare per raggiungere una quota di fonti rinnovabili rispetto ai consumi energetici nazionali almeno pari al 30% e una quota di fonti rinnovabili rispetto alla produzione di energia elettrica pari almeno al 55%.
La legge n. 4513/2018 promuove la creazione delle cosiddette “comunità energetiche” per la produzione, la distribuzione e la fornitura di energia a livello locale. Clausole speciali promuovono, tra l’altro, lo sviluppo dell’autoconsumo, dello stoccaggio energetico e delle stazioni di ricarica dei veicoli elettrici.
Lo scorso maggio 2018 è stato approvato un emendamento alla normativa rinnovabile che, a partire dal 1° gennaio 2019, sostituisce per gli impianti maggiori di 4 MW l’attuale feed-in tariff con una feed-in premium finanziata tramite la cessione dell’energia sul mercato spot Independent Bulgarian Exchange (IBEX) e l’integrazione da parte dell‘Electricity System Fund.
Il regolatore ha rinviato ad aprile 2020 l’avvio della fase di pre-qualifica per le aste eoliche con volumi pari a 2 GW (offerte TEIAS - Turkish Electricity Transmission Company). Il Governo ha annullato l’asta YEKA (Renewable Resource Area) per 1.200 MW di impianti eolici offshore prevista per il 23 ottobre 2018 e l’asta YEKA-2 per 1 GW di impianti fotovoltaici prevista per il 31 gennaio 2019.
Il 7 novembre 2018 il Governo ha annunciato la prossima asta YEKA per volumi pari a 1 GW di impianti eolici prevista per il 7 marzo 2019.
Il Governo ha introdotto una normativa che consente alle famiglie di installare sistemi di produzione di energia da fonti rinnovabili con potenza installata fino a 10 kW senza necessità di licenza di generazione. Inoltre, è possibile vendere la produzione in eccesso al fornitore di ultima istanza.
L’8 giugno 2018 il Parlamento ha approvato una modifica alla normativa rinnovabile (EEG 2014) che obbliga fino al 1° giugno 2020 anche le comunità locali a partecipare alle aste rinnovabili solo con impianti autorizzati (BImSchG).
Il 17 dicembre 2018 è stata pubblicato il cosiddetto “Energie Sammelgesetz”, che modifica varie normative del settore energetico. Tra le altre cose introduce aste rinnovabili aggiuntive nel triennio 2019-2021 per volumi complessivamente pari a 8 GW, 4 GW per impianti eolici e 4 GW per impianti fotovoltaici.
In Sud America il Gruppo opera in Argentina, Brasile, Cile, Colombia e Perù. Ciascun Paese è dotato di un quadro regolatorio distinto le cui caratteristiche principali sono riportate di seguito con riferimento alle diverse attività.
Nell’ambito della regolamentazione stabilita dalle autorità competenti (Autorità di regolazione e Ministeri) nei vari Paesi, gli operatori adottano liberamente le proprie decisioni di investimento in generazione. Solo in Argentina, in conseguenza di un cambio nella politica energetica avvenuto negli ultimi anni, vi è un quadro normativo con un maggior controllo pubblico degli investimenti e un modello retributivo delle attività, che sta evolvendo verso una metodologia di remunerazione basata sul costo medio. In Brasile, i piani per la nuova capacità di generazione sono dettati dal Ministero competente, e lo sviluppo di tale capacità si realizza attraverso aste con partecipazione aperta a tutti gli agenti. In tutti i Paesi esiste un sistema di dispacciamento centralizzato con system marginal price. Solitamente l’ordine di merito è costruito in base ai costi variabili di produzione verificati periodicamente, con l’eccezione della Colombia, ove l’ordine di merito è basato sulle offerte di prezzo degli operatori nel mercato.
In Argentina e Perù sono attualmente in vigore interventi regolatori sulla formazione del prezzo dei mercati spot. In Argentina è in corso un intervento normativo al fine di garantire una migliore sostenibilità del mercato elettrico, un suo efficientamento e una profonda rivisitazione tariffaria per permettere agli operatori di far fronte alle proprie esigenze di cassa e poter riavviare gli interventi manutentivi sulle centrali e sulle reti.
Per la vendita all’ingrosso di energia e/o capacità sono molto diffusi i meccanismi di aste a lungo termine. Si tratta di sistemi volti a garantire la continuità delle forniture di energia e a conferire ai generatori maggiore stabilità, con l’aspettativa che ciò incentivi nuovi investimenti; l’adozione di schemi contrattuali di vendita a lungo termine (fino a 30 anni) è stata sinora implementata in Cile, Brasile, Perù e Colombia. In Brasile il prezzo di vendita dell’energia prodotta si basa invece sui prezzi medi delle aste di lungo periodo per energia esistente e nuova. In Colombia il prezzo è definito con aste realizzate tra gli operatori, con cui solitamente si firmano contratti di durata media (fino a un massimo di quattro anni). Un quadro normativo definito di recente sia in Cile sia in Perù, infine, consente ai distributori di sottoscrivere contratti a lungo termine per la vendita nel mercato finale regolato.
Cile, Perù e Brasile hanno inoltre approvato legislazioni per l’incentivo delle energie rinnovabili non convenzionali, che definiscono obiettivi per la partecipazione delle fonti rinnovabili al mix energetico e ne regolano la produzione.
La revisione tariffaria e le altre novità regolatorie del 2018
In base all’applicazione del nuovo regime tariffario, previsto dalla risoluzione n. 64/17, il Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ha limitato l’incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) attraverso specifiche istruzioni al regolatore ENRE. Il nuovo ammontare di tale componente tariffaria è vigente con decorrenza 1° febbraio 2017 ma la fatturazione dello stesso è inizialmente limitata fino a un massimo del 42% del totale. La sua intera fatturazione è stata possibile solo a partire dal 1° febbraio 2018.
Inoltre, si è stabilito che ENRE debba riconoscere a Edesur ed Edenor la parte già maturata e non fatturata tra il 1° febbraio 2017 e il 1° febbraio 2018 in 48 rate a partire dal 1° febbraio 2018 che si incorporeranno nel valore del VAD da fatturare in seguito.
La nuova normativa fissa anche l’aggiornamento della tariffa delle società di distribuzione in relazione all’andamento dell’inflazione e in base ai temi inerenti alla qualità del servizio e al regolamento di fornitura.
Novità regolatorie riferite all’utilizzo del gas naturale nella generazione
In data 7 marzo 2018, attraverso il decreto PEN 187/18, il Governo ha pubblicato il nuovo organigramma del Ministero delle Attività Minerarie e l’Energia. A seguito della risoluzione n. 64/2018 di tale Ministero le funzioni della Segreteria dell’Energia Elettrica sono state trasferite alla nuova Sub Segreteria dell’Energia Elettrica.
In data 1° agosto 2018 è stata pubblicata la risoluzione n. 46 attraverso la quale si è presa la decisione di ridurre da 5,20 a 4,20 dollari statunitensi per MMBTU il prezzo medio del gas che si destina alla generazione elettrica. Si è disposto inoltre alla SSEE di implementare un meccanismo competitivo per stimare il gas da destinare alla generazione al prezzo massimo stabilito.
Per tale motivo la SSEE ha impartito istruzioni a CAMMESA per effettuare l’acquisto di gas naturale a condizioni revocabili e irrevocabili attraverso il Mercato Elettronico del Gas (MEGSA) per le forniture alla generazione termica. Infine, è stata avviata la gara per i contratti revocabili per il periodo settembre-dicembre 2018. Il prezzo medio delle offerte è stato di 3,69 dollari statunitensi per MMBTU, circa il 13% in meno del prezzo stabilito attraverso la risoluzione n. 46.
In data 7 novembre è stata pubblicata nel Bollettino Ufficiale la risoluzione 2018-70-APN-SGE, mediante la quale si abilitano i soggetti generatori, cogeneratori e autogeneratori del MEM a rifornirsi in modo autonomo per la generazione di energia elettrica.
Inizialmente la norma si applicava per il gas naturale e ha permesso ai generatori di ottenere un margine addizionale utilizzando combustibile proprio nel caso in cui il prezzo di acquisto del gas fosse stato minore del prezzo riconosciuto da CAMMESA.
Con questa risoluzione ai generatori viene riconosciuto un contributo per il Costo Variabile di Produzione (CVP) in base ai tariffari riconosciuti. Grava, così, su CAMMESA la responsabilità di continuare a rifornire i soggetti generatori che non acquistino in proprio il combustibile per la generazione.
Nel dicembre 2018 le autorità hanno autorizzato l’esportazione di gas naturale stabilendo una nuova procedura di autorizzazione all‘esportazione. L’eccedenza si è resa possibile grazie alla maggiore disponibilità di gas naturale derivante dallo sfruttamento del giacimento di Vaca Muerta.
Le esportazioni autorizzate sono state indirizzate a Cile e Brasile per un quantitativo totale di 479.250.000 metri cubi, a condizioni revocabili, fino al 2020 verso il Cile e fino alla produzione di 600 MW di elettricità in Brasile.
Nel settembre 2018 il sottosegretario alle Energie Rinnovabili ha presentato la Ronda 3 (terzo ciclo) del programma RenovAr, noto come MiniRen, la cui caratteristica principale è l’uso delle capacità disponibili nelle reti a media tensione e la promozione dello sviluppo regionale nel Paese.
Il programma RenovAr MiniRen offre 400 MW di potenza in tutto il Paese, da collegare in reti di media tensione da 13,2 kV, 33 kV e 66 kV. La potenza massima consentita per progetto è di 10 MW, mentre la potenza minima è di 0,5 MW.
Per quanto riguarda la parte contrattuale, i progetti premiati firmeranno un contratto di fornitura di energia elettrica (PPA) con CAMMESA, allo stesso modo dei precedenti cicli, e un accordo di adesione con il FODER per garantire tre mesi di fatturazione dei progetti contrattati.
Il programma della Ronda 3 è iniziato in ottobre con la pubblicazione delle specifiche e continuerà da marzo 2019 con il periodo di presentazione delle offerte, il processo di qualifica, l’aggiudicazione e la firma dei contratti che si concluderanno nel luglio 2019.
Per il secondo ciclo (Ronda 2) sono stati firmati in totale 82 progetti per 1.969,1 MW su 88 progetti premiati.
Tariffa Bianca
Il 12 settembre 2016 il regolatore ANEEL ha approvato la normativa n. 733/2016, che stabilisce le condizioni per applicare le nuove tariffe orarie in vigore per la bassa tensione, la cosiddetta “Tariffa Bianca”.
La Tariffa Bianca è una nuova opzione di tariffa oraria che varia nelle diverse ore del giorno e troverà applicazione scaglionata in base ai livelli di consumo di ciascun cliente a partire dal 2018. In avvio la nuova tariffa sarà applicata ai consumatori che sono collegati a basso voltaggio (127, 220, 380 o 440 V, gruppo B) e ai nuovi clienti, e a partire da gennaio 2020 sarà opzionabile da qualsiasi consumatore, a parte quelli che godono di talune agevolazioni.
La normativa sopra ricordata stabilisce quanto segue circa l’applicazione della Tariffa Bianca:
inizia l’applicazione a gennaio 2018 per i clienti che consumano più di 500 kWh al mese e per le nuove connessioni;
inizia l’applicazione a gennaio 2019 per i clienti che consumano più di 250 kWh al mese;
dopo il 2020 si applica a tutti i clienti;
il costo dell’energia, applicando questa opzione tariffaria, si ottiene differenziando le ore giornaliere in orari di picco, intermedi e a basso consumo e applicando le tariffe orarie approvate da ANEEL a seguito delle revisioni periodiche con le società di distribuzione;
non possono optare per la Tariffa Bianca i clienti economicamente svantaggiati e l’illuminazione pubblica;
il costo dei contatori è sostenuto dal distributore, a eccezione di quelli con particolari funzionalità addizionali;
eventuali adattamenti delle installazioni tecniche per l’allaccio alla rete elettrica devono essere sostenuti dal cliente/proprietario.
Cambiamento della data di revisione tariffaria di Enel Distribuição Goiás da ottobre 2017 a ottobre 2018
A seguito di Udienza Pubblica, ANEEL ha approvato la richiesta di Enel di modificare la data della revisione tariffaria di Enel Distribuição Goiás per il 2018. La decisione assunta ha stabilito che la revisione tariffaria è stata spostata a ottobre 2018 e, a partire da quella data, si terrà ogni cinque anni. La nuova data di riferimento per gli investimenti da riconoscere in tariffa è stata spostata al 30 aprile 2018.
Revisione tariffaria di Enel Distribuição Rio
In data 13 marzo 2018 ANEEL ha omologato il risultato provvisorio della quarta revisione tariffaria periodica di Enel Distribuição Rio, a partire dal 15 marzo 2018, a seguito delle valutazioni e delle evidenze portate nell’Udienza Pubblica n. 078/2017.
Il risultato comporta un effetto incrementativo medio percepito dai clienti del 21,04%, dato che è del 19,94% per i clienti di alta tensione e del 21,46% per i clienti di bassa tensione. Sono state fissate, inoltre, la componente T del Fattore X, pari allo 0,00%, e le perdite tecniche, pari al 9,1%.
Revisione tariffaria di Enel Distribuição Ceará SA
In data 17 aprile 2018 ANEEL ha omologato il risultato provvisorio della revisione tariffaria di Enel Distribuição Ceará, a partire dal 22 aprile 2018.
Il risultato comporta un effetto incrementativo medio percepito dai clienti del 4,96%, dato che è del 7,96% per i clienti di alta tensione e del 3,8% per i clienti di bassa tensione.
Revisione tariffaria di Enel Distribuição Goiás SA
In data 16 ottobre 2018 ANEEL ha omologato il risultato provvisorio della revisione tariffaria di Enel Distribuição Goiás, a partire dal 22 ottobre 2018.
Il risultato comporta un effetto incrementativo medio percepito dai clienti del 18,54%, dato che è del 26,52% per i clienti di alta tensione e del 15,31% per i clienti di bassa tensione.
Revisione tariffaria di Enel Distribuicão São Paulo (ex Eletropaulo)
In data 4 luglio 2018 ANEEL ha omologato il risultato provvisorio della revisione tariffaria di Enel Distribuicão São Paulo, a partire dal 22 ottobre 2018.
Il risultato comporta un effetto incrementativo medio del 16,4%, composto da una revisione economica del 10,5% e da una revisione finanziaria del 5,9%.
L’effetto medio percepito dai clienti è del 15,8%, dato che è del 17,7% per i clienti di alta tensione e del 15,1% per i clienti di bassa tensione.
Attraverso la risoluzione n. 819/2018 di ANEEL si è stabilita la regolamentazione delle attività inerenti alla ricarica dei veicoli elettrici.
Le società di distribuzione possono autonomamente installare stazioni di ricarica pubbliche nelle proprie aree di concessione, da destinare alla ricarica di veicoli elettrici e dovendo classificarle nelle classi tariffarie più appropriate (Tariffe Gruppo per consumatori di alta e media tensione o Tariffe Gruppo B3 per i consumatori di bassa tensione).
Nel caso la gestione delle stazioni di ricarica produca ricavi, questi possono derivare dall’applicazione di prezzi liberamente negoziati in applicazione della regolamentazione e delle condizioni precisate nella prestazione delle attività accessorie previste dalla risoluzione 581/2013.
L’installazione di stazioni di ricarica private da parte dei clienti dovrà essere comunicata previamente alla società di distribuzione nel caso si debba procedere con la realizzazione di attività che modifichino l’utenza. Le apparecchiature di ricarica pubblica debbono essere compatibili con protocolli accessibili a tutti, per la comunicazione, la supervisione e il controllo remoto.
Le apparecchiature di ricarica di veicoli elettrici dovranno osservare norme e standard stabiliti dalle società di distribuzione, come del resto quelli stabiliti dagli organi ufficiali competenti, inclusa la regolamentazione ANEEL.
È fatto divieto ai veicoli elettrici di immettere nella rete energia elettrica e di conseguenza partecipare al sistema di retribuzione dell’energia elettrica (risoluzione n. 482).
Udienza Pubblica n. 60/2018
ANEEL ha deciso l’apertura di una Udienza Pubblica al fine di raccogliere contributi e informazioni addizionali per il perfezionamento della regolamentazione del controllo del processo di misurazione, estrazione dei dati e loro trattamento, relativo ai contatori di bassa tensione. La data ultima per acquisire contributi e informazioni è stata il 18 febbraio 2019.
Udienza Pubblica n. 46/2018
Nel periodo dal 4 ottobre al 3 dicembre 2018 è stata avviata l’Udienza Pubblica n. 46/2018 con l’obiettivo di raccogliere contributi e informazioni addizionali per il perfezionamento e la revisione della regolamentazione della continuità delle forniture di energia elettrica e per incentivare il miglioramento della qualità del servizio affrontando i seguenti punti:
formulazione degli indennizzi da riconoscere ai clienti per l’interruzione del servizio;
revisione tariffaria;
strutturazione degli indicatori di continuità del servizio.
La seconda fase di tale Udienza Pubblica si svilupperà nel corso del primo semestre 2019.
Decreto n. 9642, del 27 dicembre 2018
ANEEL ha vietato l’applicazione di sconti tariffari cumulati, facendo prevalere lo sconto più vantaggioso per il cliente.
ANEEL effettua aste distinte per tecnologia prendendo in considerazione il piano di sviluppo e degli investimenti stabilito dalla Energy Research Company (“EPE”), l’ente responsabile della pianificazione, al fine di raggiungere le soglie-obiettivo di capacità relative agli impianti di energia rinnovabile non convenzionale.
Piano normativo CNE 2018
Con la risoluzione esente n. 20, datata 12 gennaio 2018, in conformità con le disposizioni dell’art. 72-19 della legge sui servizi elettrici generali, il regolatore CNE ha pubblicato il suo piano di lavoro annuale per la preparazione e lo sviluppo dei regolamenti tecnici corrispondenti al 2018. Il documento definisce le linee guida generali e le priorità programmatiche del Piano di lavoro normativo della CNE 2018 e le procedure normative in sospeso del Piano 2017, che continuerà a essere sviluppato nel 2018.
Piano normativo CNE 2019
Con la risoluzione esente n. 790, datata 10 dicembre 2018, in conformità con le disposizioni dell’art. 72-19 della legge sui servizi elettrici generali, la CNE ha pubblicato il suo piano di lavoro annuale per la preparazione e lo sviluppo dei corrispondenti regolamenti tecnici al 2019. Il documento definisce le linee guida generali e le priorità programmatiche del Piano di lavoro normativo 2019 della CNE e le procedure normative in sospeso del Piano 2018, la cui elaborazione continuerà nello sviluppo durante l’anno 2019.
Regolamenti pubblicati nel 2018
Nell’ambito del settore elettrico, in Cile sono stati pubblicati i seguenti regolamenti nel corso del 2018:
regolamento del gruppo di esperti: il 5 gennaio 2018 il Ministero dell’Energia ha pubblicato un nuovo regolamento per il gruppo di esperti nella Gazzetta Ufficiale. Lo scopo del regolamento è stabilire disposizioni per l'operatività, il finanziamento e i poteri del gruppo di esperti, nonché le procedure necessarie per il corretto svolgimento delle sue funzioni;
regolamento del coordinatore elettrico: il 3 aprile 2018 il Ministero dell’Energia ha approvato il Regolamento del Coordinatore Indipendente del Sistema Elettrico Nazionale. Lo scopo di tale regolamento è stabilire le disposizioni per l’organizzazione, la composizione e il funzionamento del coordinatore indipendente del sistema elettrico nazionale, nonché le procedure necessarie per il corretto svolgimento delle sue funzioni;
regolamento di sicurezza di servizi complementari, stoccaggio e distribuzione di energia elettrica: il 12 giugno 2018 il Ministero dell’Energia ha approvato le norme di sicurezza destinate agli impianti elettrici per la produzione, il trasporto, la fornitura di servizi complementari, i sistemi di stoccaggio e la distribuzione di energia elettrica.
Piano di sviluppo della rete di trasmissione di energia elettrica - 2018
Nell’ambito del processo di pianificazione della trasmissione annuale per il 2018, la CNE ha invitato tutte le parti interessate a partecipare alla fase di presentazione delle proposte per i progetti di sviluppo della trasmissione fino al 30 aprile 2018, conformemente alle disposizioni dell’art. 91 della legge sull’elettricità. L’invito afferma che le proposte possono essere presentate entro e non oltre il 30 aprile 2018. A seguito delle fasi del processo, il 14 novembre 2018 la CNE ha pubblicato un rapporto tecnico preliminare che contiene il piano di sviluppo annuale della trasmissione corrispondente all’anno 2018.
Pianificazione energetica 2018-2022
Con la pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale datata 10 aprile 2018, il Ministero dell’Energia ha approvato la pianificazione energetica a lungo termine per il periodo 2018-2020. Ciò corrisponde al primo processo di pianificazione energetica effettuato in conformità alle disposizioni introdotte dalla legge n. 20936. Tale pianificazione, che non è vincolante, deve essere aggiornata ogni cinque anni, in conformità con l’art. 83 della legge sull’elettricità.
Legge n. 21076/2018 - Obblighi relativi alla rimozione e alla sostituzione dei contatori
Il 27 febbraio 2018 la legge n. 21076 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale, modificando la legge sull’elettricità per imporre alla società di distribuzione l’obbligo di pagare per la rimozione e la sostituzione dei contatori nel caso in cui gli strumenti diventassero inutilizzabili per cause di forza maggiore. L’unico articolo di questa legge indica che il contatore fa parte della rete di distribuzione e che la proprietà sarà modificata nella misura in cui i contatori saranno cambiati in base ai requisiti della rete elettrica.
Determinazione delle tariffe della trasmissione per il periodo 2020- 2023
Nell’ambito del processo di definizione delle tariffe della trasmissione per il periodo 2020-2023 sono tuttora in corso i processi di qualificazione dei servizi di trasmissione, la determinazione della vita utile degli impianti di trasmissione e la definizione dei dati di base tecnici e amministrativi utili per le analisi di valorizzazione degli impianti di trasmissione.
In questo contesto, ai fini del processo di qualificazione dei servizi di trasmissione per il periodo 2020-2023, il regolatore CNE con risoluzione esente n. 771 (29 dicembre 2017) ha pubblicato il rapporto tecnico preliminare dove si identificano gli impianti di trasmissione distinti per segmento (nazionale, zonale e dedicato). Le parti interessate (debitamente registrate nel registro di partecipazione dei cittadini) hanno formulato osservazioni su questo rapporto durante i primi giorni di gennaio 2018. Successivamente, la CNE ha emesso la relazione tecnica finale tramite la risoluzione esente n. 123 del 13 febbraio 2018. A seguito delle fasi stabilite dai regolamenti, le parti interessate presenteranno i loro disaccordi dinanzi al gruppo di esperti in un’audizione pubblica.
All’interno di questo processo, nel quadro dell’analisi e dello studio delle discrepanze presentate, il gruppo di esperti ha richiesto ulteriori informazioni alla CNE. Come risultato di questa richiesta, la CNE ha rilevato incongruenze nell’applicazione della metodologia per la qualificazione delle strutture, per cui ha avviato una procedura amministrativa di invalidazione di tale processo. In questo contesto, il 4 settembre 2018, la CNE ha pubblicato la risoluzione n. 613, con la quale ha invalidato le fasi già svolte nel processo di riferimento, rigettando la relazione tecnica preliminare pubblicata. Pertanto, il 5 ottobre 2018, la CNE ha pubblicato una nuova relazione tecnica preliminare mediante la risoluzione n. 673, che ha recepito le osservazioni delle parti interessate registrate nel processo. Successivamente, il 21 novembre 2018, la CNE, attraverso la risoluzione n. 761, ha emesso la relazione tecnica finale sulla qualificazione delle strutture dei sistemi di trasmissione per il periodo 2020- 2023. Seguendo le fasi del processo, le parti interessate hanno presentato le loro osservazioni al gruppo di esperti.
Per gli effetti afferenti al processo di determinazione della vita utile delle installazioni di trasmissione, la CNE, attraverso la risoluzione n. 212 del 15 marzo 2018, ha emesso una relazione preliminare. Le parti interessate (debitamente registrate nel registro di partecipazione dei cittadini) hanno inviato le osservazioni pertinenti e hanno partecipato al processo di analisi dei gap riscontrati con il gruppo di esperti. Il 5 giugno 2018 la CNE ha approvato la relazione tecnica definitiva che ha determinato le vite utili, attraverso la risoluzione n. 412.
Infine, allo scopo di definire i dati di base tecnici e amministrativi per le analisi di valorizzazione degli impianti di trasmissione, la CNE ha pubblicato i dati tecnici e amministrativi preliminari tramite la risoluzione n. 769 (29 dicembre 2017).
Questo documento, più in generale, stabilisce il processo di definizione delle tariffe della trasmissione e le regole da applicare, distinguendo due ambiti: quello nazionale e quello relativo agli impianti zonali e strutture dedicate. Secondo i passi previsti dalla legge, coloro che erano interessati (regolarmente registrati nel registro di partecipazione dei cittadini) hanno contribuito con richieste e osservazioni alla stesura di questo documento durante i primi giorni di gennaio 2018.
Successivamente, la CNE ha rilasciato la relazione tecnica finale con delibera n. 124 del 13 febbraio 2018. A seguito delle fasi stabilite dai regolamenti, le parti interessate hanno presentato le loro ulteriori osservazioni al gruppo di esperti attraverso un’audizione pubblica. La formalizzazione dei dati di base definitivi è subordinata al completamento del processo di qualificazione degli impianti sopra indicato.
Novità regolatorie del 2018
Attraverso il decreto supremo n. 005-2018-EM, si apportano modifiche al decreto supremo n. 026-2016-EM al fine di chiarire gli aspetti legati a partecipazione, garanzia, violazione o esclusione dei partecipanti al Mercado Mayorista de Electricidad (MME).
Con il decreto supremo n. 017-2018-EM si stabilisce il meccanismo di razionamento in situazioni di emergenza di approvvigionamento di gas naturale, emergenza intesa come carenza totale o parziale del gas naturale nel mercato interno e se dichiarata ufficialmente dal Ministero dell‘Energia e delle Miniere.
Con il decreto supremo n. 022-2018-EM (modificato dal decreto supremo n. 026-2018-EM) si modifica il regolamento di gara per la fornitura di energia elettrica, approvato con il decreto supremo n. 052-2007-EM, al fine di stabilire disposizioni sulla procedura di valutazione delle proposte di modifica dei contratti risultanti dalle offerte effettuate nelle aste pubbliche.
Mercato di clienti non regolamentati: revisioni tariffarie
In Perù il processo di determinazione della tariffa di distribuzione ha luogo ogni quattro anni e si chiama Valor Agregado de Distribución (VAD). Eccezionalmente, l’ultimo processo è durato cinque anni, poiché è stato necessario un anno per attuare le ultime riforme approvate nel 2015 dal decreto legislativo 1221. Nel corso del 2018 è stato completato il processo di determinazione del VAD per Enel Distribución Peru per il periodo 2018-2022. Al termine di questo processo tariffario, in generale, sono state mantenute le entrate annuali ricevute dalla società prima dell’inizio del processo, cioè nel periodo tariffario 2013-2017.
In febbraio è stata emessa la risoluzione CREG 030 del 2018 che ha definito un procedimento semplificato di autorizzazione degli autoproduttori di piccola taglia (fino a 1 MW), degli autoproduttori di grande taglia (fino a 5 MW) e di generatori distribuiti (0,1 MW) che impiegano fonti di energia rinnovabile non convenzionale (FNCER).
Nel mese di marzo è stato pubblicato il decreto del Ministero delle Miniere e dell’Energia n. 0570 del 2018, con il quale si dettano le linee guida di politica pubblica per l’assunzione di energia a lungo termine. Gli obiettivi del decreto sono: rafforzare la resilienza della generazione elettrica attraverso la diversificazione del rischio, promuovere la concorrenza e l’efficienza nella formazione dei prezzi attraverso progetti nuovi e già esistenti, mitigare gli effetti della variabilità del clima e del cambiamento climatico attraverso l’utilizzo di risorse rinnovabili, rafforzare la sicurezza energetica nazionale e ridurre le emissioni di gas serra secondo gli impegni COP21.
Dando continuità a questo decreto, il Ministero delle Miniere e dell’Energia ha emesso le risoluzioni 40791 e 40795 dell‘agosto 2018, finalizzando il ciclo normativo di politiche pubbliche che permetterà di rafforzare, integrare e diversificare la matrice energetica del Paese raggiungendo un risultato storico come quello del lancio della prima asta di energia elettrica a lungo termine in Colombia.
Attraverso le risoluzioni 41307 e 41314 del 2018, il Ministero delle Miniere e dell’Energia ha lanciato ufficialmente la prima asta di energia elettrica di lungo periodo, che si finalizzerà nei primi mesi del 2019 e cerca di diversificare, integrare e potenziare la competitività della matrice energetica, rendendola più resistente alla variabilità del clima e contribuendo alla riduzione delle emissioni di anidride carbonica, nonché di garantire la sicurezza energetica.
Nel febbraio 2018 la Commissione di Vigilanza ha emesso la risoluzione CREG 015 del 2018 che decide in via definitiva la metodologia della remunerazione di distribuzione per il nuovo periodo tariffario. Nella risoluzione sono determinati i compensi dell’attivo esistente, in base alla presentazione di piani di investimento, vengono definiti la remunerazione delle spese di gestione e di manutenzione e gli obiettivi della riduzione delle perdite e della qualità del servizio.
A seguito dei commenti inviati dalle aziende distributrici è stata emessa nel luglio 2018 la risoluzione CREG 085 del 2018 con la quale si chiariscono e correggono alcune disposizioni della risoluzione CREG 015. Ci si attende che per l’anno 2019 si approvino le nuove tariffe della distribuzione secondo la nuova metodologia.
Nel mese di settembre 2018 la Commissione di Vigilanza ha pubblicato la risoluzione CREG 114 del 2018, che determina i princípi e le condizioni generali da soddisfare affinché i costi dei distributori vengano inseriti nelle componenti tariffarie che dovranno pagare gli utenti del mercato regolato.
A giugno 2018 è trapelato fino ai media un memorandum del Dipartimento per l’energia che descrive gli interventi federali nei mercati dell’elettricità degli Stati Uniti. Il memorandum cerca di giustificare azioni federali non specifiche per garantire uno status finanziario stabile per il carbone e le centrali nucleari per un periodo di due anni con lo scopo di impedire la chiusura di impianti che, secondo gli autori del memorandum, potrebbero essere necessari ai fini della sicurezza nazionale. Se tali azioni fossero portate a termine, le chiusure ritardate degli impianti a carbone e delle centrali nucleari potrebbero ridurre il mercato dei nuovi progetti di energia rinnovabile in alcune aree.
Nell’agosto 2018 l’Amministrazione Trump ha promulgato l’Affordable Clean Energy (ACE) Rule per sostituire il Clean Power Plan (CPP) dell’era di Obama, un programma completo per regolare le emissioni di gas serra del settore energetico. Piuttosto che basare i requisiti di riduzione delle emissioni a livello di settore energetico, comprese le nuove energie rinnovabili, l’ACE richiederebbe solo miglioramenti dell’efficienza delle singole centrali.
A livello statale
Nel settembre 2018 il governatore della California Brown ha firmato una legge che aumenterà il Renewable Portfolio Standard (RPS) dello Stato allo scopo di richiedere servizi per soddisfare con risorse rinnovabili il 60% di tutta l’elettricità prodotta entro il 2030 e con risorse senza emissioni di carbonio il 100% di tutta l’elettricità prodotta entro il 2045.
Il Segretario dell’Energia ha reso pubblici i requisiti per i certificati di Energía Limpia che le società devono rispettare per gli anni dal 2018 al 2022. I requisiti sono i seguenti: 2018: 5,0%; 2019: 5,8%; 2020: 7,4%; 2021: 10,9%; 2022: 13,9%. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) e la Comisión Federal de Electricidad (CFE) hanno pubblicato la metodologia di determinazione della tariffa regolata e le tariffe applicabili per il 2018. Le tariffe saranno riviste ogni anno.
Nel primo trimestre 2018 è stato pubblicato l’ultimo manuale del Mercado Eléctrico Mayorista (mercato all’ingrosso) ed è stato effettuato il passaggio di funzioni dalla Segreteria dell’Energia alla CRE. Tra i manuali pubblicati più rilevanti si segnala quello sulla Interconnessione e Connessione delle Centrali Elettriche e dei Centri di Ricarica, che determina una nuova metodologia per il calcolo delle garanzie finanziarie in relazione ai diversi criteri di interconnessione applicabili dal 2015. I nuovi progetti in fase di sviluppo si dovranno attenere a quanto previsto dal nuovo manuale.
Nel corso del secondo trimestre 2018 è stato avviato il Comitato Consultivo delle Regole di Mercato. Il Gruppo Enel partecipa a tre dei quattro comitati costituiti:
Mercato all’ingrosso;
Operazioni di Mercato;
Contratti Legacy;
Sviluppo della Rete.
Sono stati formati diversi gruppi di lavoro per rivedere e migliorare, attraverso la formulazione di proposte, le regole di mercato.
Nello stesso periodo è stato pubblicato il Programma di Sviluppo del Sistema Elettrico Nazionale (PRODESEN) per gli anni che vanno dal 2018 al 2034.
Nel quarto trimestre 2018, a seguito della riforma della legge organica della Pubblica Amministrazione, è stato stabilito che la Segreteria dell’Energia coordinerà con la CRE la determinazione delle tariffe regolate riferite ai servizi stabiliti dalla legge dell’industria elettrica.
In precedenza tale determinazione era affidata in via esclusiva alla CRE. Tra le tariffe regolate si segnalano le seguenti: trasmissione, distribuzione, operazioni sul SSB, operazioni sul CENACE, servizi di connessione regolati, costi dell’energia e costi associati (per esempio la remunerazione della capacità, CEL).
Enel inizia un periodo di due anni come rappresentante delle società idroelettriche da 20 MW nel Comitato Operativo. La funzione principale di questo comitato è quella di affrontare le questioni relative alle operazioni del Sistema Integrato Nazionale ed esso è composto dai rappresentanti di ciascun soggetto operante nel settore elettrico. Enel partecipa attivamente al comitato inviando proposte di modifica di prassi commerciali, regolamenti operativi e modalità di pianificazione delle operazioni di sistema.
Nel corso del primo trimestre 2018 è stato ridefinito il requisito della curva di avversione al rischio (stoccaggio di energia nel bacino di Fortuna), consentendo un più efficiente utilizzo dell’acqua del lago.
Nel contempo sono stati ridefiniti anche i requisiti minimi relativi ai contatori, da adottare per i grandi clienti. Per contrattare la fornitura di energia con una società di generazione il grande cliente potrà scegliere di utilizzare il contatore della società di distribuzione ed evitare di sostenere costi per l’acquisto di un misuratore SMEC. Ciò dovrebbe accelerare il processo di acquisizione dello status di grande cliente e migliorare la competitività tra società di generazione.
Nel secondo trimestre 2018 il Governo ha presentato una proposta di legge per modificare il testo della legge n. 6 che si occupa del settore dell’elettricità. Tra le modifiche proposte vi è la creazione di una nuova figura operante nel mercato elettrico per semplificare la gestione dell’Impresa Elettrica di Trasmissione, un soggetto addetto alla vendita e misurazione dell’energia elettrica. Enel e altri agenti di mercato partecipano attivamente alle consultazioni e al momento la discussione di tali modifiche è stata posticipata.
Nel quarto trimestre 2018 il regolatore ha approvato un nuovo regime tariffario per l’energia elettrica.
Nel terzo trimestre 2018 è stato fissato il regime tariffario quinquennale del distributore Empresa Eléctrica de Guatemala.
Nel quarto trimestre 2018 sono state approvate nuove norme per il coordinamento del dispacciamento dell’energia, il sistema di misurazione commerciale e l’importazione dell’energia elettrica (NCC-10 e 14).
Mercato Elettrico Regionale del Centroamerica (MER)
Nel primo trimestre 2018 si è tenuta la seconda runione plenaria tra le istituzioni del MER (Mercado Eléctrico Regional), in occasione della quale le massime autorità del MER hanno analizzato la governance di tale mercato. Il Consiglio di Amministrazione del MER ha iniziato nel 2018 uno studio per l’integrazione del Messico nel mercato. A partire dal 31 dicembre 2018 non è più in vigore il Procedimiento de detalle Complementario (PDC) e a partire dal 1° gennaio 2019 è stato sostituito dal Regolamento del MER (RMER).
La Repubblica Sudafricana, sulla base della strategia energetica di lungo termine definita nell’Integrated Resource Plan (IRP) 2010-2030, intende raggiungere 17,8 GW di capacità installata da fonti rinnovabili entro il 2030. Lo strumento principale per il raggiungimento di tale target è il Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (REIPPPP), un sistema di aste competitive avviato nel 2011, che mira a mettere in esercizio tra il 2014 e il 2020 circa 13 GW di nuova capacità rinnovabile (idroelettrica <40 MW, solare a concentrazione e fotovoltaica, eolica, biomassa, biogas e da gas da discarica). I primi quattro Round di aste si sono già svolti, comportando l’assegnazione di più di 5.000 MW. Nel 2015 è poi stato aggiunto – e svolto – un ulteriore Round, chiamato Expedited Round, o Round 4.5, per ulteriori 1.800 MW non ancora assegnati, e che verrà probabilmente cancellato.
Nell‘agosto 2018 è stato pubblicato per consultazione l’Integrated Resource Plan (IRP) 2018, il piano di lungo termine relativo alla strategia di sviluppo del settore elettrico nel Paese fino al 2030. Nel nuovo draft i target di capacità per lo sviluppo eolico e solare fotovoltaico sono stati aumentati rispetto alla precedente versione dell’IRP, passando a 19,4 GW, quasi interamente costituiti da eolico (11,4 GW) e fotovoltaico (8 GW). Tale capacità è cumulativa, includendo quella già online o impegnata nell’ambito del REIPPPP. Il nuovo IRP include anche un’allocazione di capacità specifica (200 MW l’anno) per la generazione distribuita (1-10 MW).
Il processo di consultazione pubblica si è concluso a dicembre 2018. Data l’importanza della politica energetica per il Paese, le tempistiche per la promulgazione finale dell’IRP (con possibili modifiche) saranno fortemente dipendenti dalle elezioni nazionali che si svolgeranno a maggio 2019.
È possibile che nel 2019 – a seguito della promulgazione dell’IRP – venga lanciata una nuova asta, il Round 5 del REIPPPP, come originariamente previsto.
Il processo di aste prevede, dopo una fase di pre-qualifica basata su aspetti tecnici e finanziari, la selezione dei progetti qualificati in base a due criteri: il prezzo offerto (peso 70%) e il contenuto di Economic Development (peso 30%). Quest’ultimo consta di una serie di parametri rivolti allo sviluppo economico del Paese, tra cui il “Local Content” e la creazione di posti di lavoro per i cittadini sudafricani, in particolare di colore.
Ai vincitori viene assegnato un contratto per l’acquisto dell’energia prodotta “PPA - Power Purchase Agreement” della durata di 20 anni con l’utility nazionale Eskom. I pagamenti di Eskom sono garantiti dal Governo.
L’India è una repubblica federale composta da 29 Stati con specifiche responsabilità sui diversi settori ma con una responsabilità condivisa con il Governo centrale sul settore elettrico.
Il Ministero delle Energie Rinnovabili (MNRE) definisce e implementa le politiche per lo sviluppo delle energie rinnovabili a livello nazionale. Oltre al Ministero, il settore elettrico è supervisionato a livello federale dalla Central Energy Regulatory Commission (CERC), che definisce linee guida e tariffe di riferimento, e dalle State Energy Regulatory Commissions (SERC) che le implementa a livello statale.
Nel 2015 il Governo dell’attuale Primo Ministro Narendra Modi ha approvato un target di 175 GW di capacità rinnovabili al 2022, di cui 100 GW solare, 60 GW eolico, circa 15 GW da altre tecnologie. Tale ambizioso target è stato ulteriormente rafforzato a ottobre 2016, quando l’India ha ratificato gli accordi sul clima definiti durante il vertice di Parigi del 2015, impegnandosi a ridurre le emissioni di CO2 del 33-35% entro il 2030 rispetto ai livelli del 2005, e a raggiungere il 40% della capacità elettrica installata da fonti non fossili.
Il settore delle rinnovabili è caratterizzato da una notevole frammentazione, in quanto ciascuno Stato ha definito il proprio schema di regolamentazione per lo sviluppo di nuova capacità. In linea generale ciascuno Stato fissa obblighi annuali di percentuale di energia prodotta da fonti rinnovabili denominati Renewable Portfolio Obligations - RPO, che devono essere soddisfatti dalle società distributrici statali acquistando o producendo energie rinnovabili o acquistando Renewable Energy Certificates - RECs.
L’RPO è stata fissata a livello nazionale in misura progressivamente crescente, fino a raggiungere il 21% delle vendite dei distributori al 2022. Gli Stati devono quanto più possibile aderire all’RPO nazionale al fine di raggiungere il target nazionale di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
L’energia rinnovabile deve essere acquistata attraverso aste competitive, in vigore sin dal 2010 per il solare e dal 2017 per l’eolico e gestite principalmente da SECI (Solar Energy Corporation India).
In generale, nei meccanismi di aste, i vincitori si aggiudicano un PPA (Power Purchase Agreement) a tariffa fissa della durata di 25 anni con SECI o PTC (Power Trading Company), che venderà l’energia attraverso PSA (Power Sales Agreement) alle società distributrici statali (Discom).
Le aste vengono svolte con notevole frequenza in India, anche se nel 2018 alcune di esse sono state cancellate per mancato raggiungimento della capacità offerta, a causa dei limiti di tariffa troppo stringenti imposti ai partecipanti.
Nel 2018 sono state anche lanciate aste per impianti fotovoltaici “floating”, per eolico offshore e per impianti ibridi eolico/fotovoltaico.
I PPA possono essere firmati anche con clienti privati.
Nel 2018 è stato stabilito che gli impianti solari ed eolici che entreranno in esercizio entro il 31 marzo 2022 saranno esentati dalle “transmission charges and losses” interstatali per 25 anni.
L’Electricity Act è attualmente in revisione. Tra le proposte avanzate dal Ministero dell’Energia ci sono la riduzione degli oneri per il wheeling, l’obbligatorietà per gli Stati di adeguarsi all’RPO nazionale, l’esenzione per gli impianti a fonti rinnovabili dall’obbligo di ottenere una licenza di generazione e l’unbundling della distribuzione.
Anche la regolamentazione per i servizi ancillari è in corso di revisione, con la proposta di introdurre aste per l’acquisto di tali servizi.
Il Marocco è una monarchia costituzionale, con relativa stabilità politica e costante crescita economica.
Il settore dell’elettricità marocchino è caratterizzato da un alto grado di dipendenza energetica. Oltre il 90% dell’approvvigionamento energetico deriva dall’importazione di carbone, gas e petrolio. Tuttavia, negli ultimi anni, il Marocco ha approvato una serie di normative che mirano contemporaneamente a diminuire la dipendenza dai mercati esteri e ad aumentare il ruolo delle rinnovabili.
Nel 2009 il Governo ha adottato la nuova Strategia Energetica Nazionale (NES), impostando gli obiettivi di politica energetica nazionale fino al 2030. Lo sviluppo delle energie rinnovabili rappresenta una componente fondamentale di questa politica con l’obiettivo di raggiungere il 42% della capacità totale installata entro il 2020 e il 52% entro il 2030. Al fine di raggiungere questi ambiziosi traguardi, il Governo marocchino ha adottato nel 2010 la legge n. 13- 09 che in linea di principio permette ai produttori privati di energie rinnovabili (Independent Power Producers - IPPs) di generare ed esportare energia.
Il quadro regolatorio si è ulteriormente perfezionato nel 2015 con la legge n. 58-15 che ha introdotto uno schema di net metering per gli impianti solari fotovoltaici ed eolici connessi in alta tensione (successivamente esteso anche a media e bassa tensione) che ha dato agli operatori privati la possibilità di rivendere alla rete l’eccesso di energia, ma in misura non superiore al 20% della loro produzione annuale. Tale possibilità, tuttavia, avrebbe dovuto essere oggetto di una legislazione attuativa ad hoc, attualmente non ancora emanata.
Il nuovo quadro regolatorio ha delineato un modello di mercato “ibrido”, dove accanto a un mercato regolato in cui operano il Single Buyer (Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable - ONEE) e i distributori, esiste un mercato libero in cui operano gli IPPs che possono negoziare contratti per la vendita di energia con ONEE oppure direttamente con i clienti finali (per mancanza di normativa attuativa, questa possibilità è però al momento praticata solo per i clienti finali connessi in alta tensione).
Il compito di vigilare sull’attuazione e sul corretto funzionamento del mercato è stato attribuito, tramite la legge n. 48- 15 del 2016, all’Autorità di Regolamentazione dell’Energia (ANRE - Autorité Nationale de Régulation de l’Electricité).
Tale Autorità, pur avendo visto ad agosto 2018 la nomina del Presidente, non è allo stato attuale ancora operativa.
Per quanto riguarda lo schema di approvvigionamento, lo strumento utilizzato per la promozione delle rinnovabili è stato quello delle aste. Nel 2009 e nel 2010 sono stati lanciati due programmi: il Marocco Solar Programme e l’Integrated Wind Energy Programme, con l’obiettivo di sviluppare 2 GW di capacità solare e 2 GW di eolica, gestiti rispettivamente dall’Agenzia marocchina per lo sviluppo solare (MASEN) e da ONEE. Per entrambi i programmi venivano offerti contratti di vendita dell’energia con il MASEN/ ONEE della durata di 25 anni per il solare e di 20 per l’eolico.
È in corso l’attesa riforma della legge sulle rinnovabili, per cui si è svolta una serie di consultazioni con i principali stakeholder durante l’anno. La riforma dovrebbe migliorare il quadro regolatorio per l’accesso degli IPPs alla media tensione e per la vendita in rete dell’energia prodotta in eccesso rispetto ai fabbisogni dei clienti finali. La finalizzazione è prevista nel 2019.
Nel settembre 2018 il re Mohammed VI ha chiesto di rivedere in aumento gli obiettivi della presenza di energie rinnovabili nel mix energetico, superando quello attuale del 52% entro il 2030.
L’Australia è una monarchia costituzionale federale composta da sei Stati e due Territori. Il settore elettrico è regolato da un insieme di politiche a livello federale e statale, gestite da una pluralità di attori. I principali attori a livello centrale sono: il COAG (Council of Australian Governments) formato dai Ministri dell’Energia federale e statali che guida lo sviluppo delle politiche energetiche; l’AER (Australian Energy Regulator), che si occupa di regolazione economica; l’AEMC (Australian Energy Market Commission), il “rule maker” che si occupa dello sviluppo del mercato; l’AEMO (Australian Energy Market Operator), che è l’operatore di sistema e di mercato; e il CER (Clean Energy Regulator), incaricato della gestione dei certificati verdi. Ogni Stato ha poi i propri organismi regolatori.
Il sistema elettrico è suddiviso in due mercati: il NEM (National Electricity Market), che si snoda nella zona orientale del Paese dove risiede quasi il 90% della popolazione, e il WEM (Wholesale Electricity Market) nella zona occidentale, molto più ristretto. Sia il NEM sia il WEM, con modalità leggermente diverse, prevedono un mercato spot di elettricità, i cui attori sono da un lato i generatori e dall’altro le società di fornitura ai clienti finali (“retailers”) o i grandi clienti industriali.
È previsto un target nazionale sulle energie rinnovabili (RET - Renewable Energy Target), che si articola in due schemi:
il LRET (Large-scale RET), fissato nel 2015 in 33.000 GWh (circa il 23% della domanda) che andranno raggiunti entro il 2020 e mantenuti linearmente fino al 2030.
Il LRET crea un incentivo finanziario per gli impianti a fonti rinnovabili, che hanno la possibilità di creare certificati verdi (LGC, Large-scale Generation Certificates) da vendere ai “retailers”, i quali sono tenuti ad acquistarli secondo una determinata proporzione – a oggi circa il 20% – dell’energia venduta ai clienti finali;
lo Small-scale Renewable Energy Scheme crea un incentivo finanziario per individui o piccoli clienti commerciali a installare piccoli sistemi a energia rinnovabile (tipicamente pannelli solari sui tetti), dai quali potranno ricavare dei certificati chiamati STC (Small-scale Technology Certificates). Anche gli STC devono essere obbligatoriamente acquistati dai “retailers” secondo predefinite quantità.
Gli Stati hanno politiche proprie sulle fonti rinnovabili, e alcuni – con obiettivi più ambiziosi di quelli federali – hanno lanciato negli ultimi anni programmi a supporto dell’energia verde. Gli obiettivi statali relativi alla percentuale di energia rinnovabile sono, per esempio:
Victoria: 25% entro il 2020 e 40% entro il 2025 (circa 3,3 GW), da raggiungere anche tramite un programma di aste lanciato nel 2017;
Queensland: 50% entro il 2030;
South Australia: 50% entro il 2025.
Il quadro regolatorio australiano è in rapida evoluzione, con l’obiettivo primario di mantenere la sicurezza del sistema elettrico in un Paese che vede la progressiva obsolescenza del parco di generazione a carbone, man mano rimpiazzato da impianti a gas e a fonti rinnovabili.
A fine 2017 il Governo federale ha lanciato una nuova policy per il NEM che affronta le tematiche principali della sicurezza e affidabilità del sistema elettrico, dei prezzi per i consumatori e del contenimento delle emissioni. In base alla nuova policy, chiamata NEG (National Energy Guarantee), i “retailers” sono tenuti ad acquistare un adeguato mix di risorse per adempiere a:
una “Reliability Guarantee”, volta ad assicurare il giusto livello di energia dispacciabile;
una “Emissions Guarantee”, volta a contribuire al contenimento delle emissioni secondo gli impegni internazionali assunti dall’Australia (riduzione delle emissioni del 26-28% entro il 2030 rispetto al 2005).
La NEG era quasi finalizzata quando, nell’agosto 2018, un repentino cambio di Governo ne ha causato il congelamento.
La parte relativa all’Emissions Guarantee è stata rigettata, mentre quella sulla Reliability Guarantee sta lentamente procedendo, con modalità ancora da definire.
Il Governo a fine 2018 ha lanciato un nuovo programma chiamato Underwriting New Generation Investment (UNGI), che sembrerebbe favorire la generazione da fonti fossili tradizionali dal momento che contempla agevolazioni per nuova generazione non intermittente oppure per il prolungamento della vita di asset esistenti.
Nel 2019 ci saranno le elezioni federali, dal cui risultato sarà fortemente influenzata la futura politica energetica del Paese.