Source: https://www.quagliarella.com/non-deducibilita-integrale-del-costo-dei-certificati-verdi-cv/
Timestamp: 2019-08-26 08:58:00+00:00
Document Index: 42477899

Matched Legal Cases: ['sentenza ', 'art. 1', 'art. 1', 'art. 11', 'art. 2', 'art. 11', 'art. 3', 'art. 11', 'art. 2', 'art. 11', 'art. 9', 'art. 1', 'art. 1', 'art. 11', 'sentenza ', 'sentenza ', 'art. 11', 'art. 2', 'art. 11', 'sentenza ', 'art. 59', 'art. 11', 'art. 4', 'art. 9', 'art. 11', 'art. 11', 'art. 59']

﻿ Non deducibilita integrale del costo dei certificati verdi cv
2016-07-04T13:55:50+00:00
Una recente sentenza del Consiglio di Stato, sezione sesta, in sede giurisdizionale, in data 21 marzo 2006, depositata il 6 luglio 2006, si è occupata del ricorso in appello di Edipower S.p.a. relativo alla quota del 2 per cento di energia da fonti rinnovabili che è tenuta ad immettere sul mercato dei clienti vincolati, ove il ricorrente sosteneva di avere diritto all’integrale rimborso dei costi sostenuti per l’acquisto dei Certificati Verdi dal GSE, mentre in primo grado era stato giudicato corretto il riconoscimento parziale, compiuto dall’AEEG.
L’incremento dell’utilizzo delle fonti rinnovabili, in luogo dei combustibili fossili per la produzione dell’energia elettrica, si pone come una delle modalità più efficaci per perseguire obiettivi di tutela dell’ambiente, in ottemperanza agli obblighi internazionalmente assunti dall’Italia e conseguenti alla Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, ratificato con legge 1 giugno 2002 n. 120 (c.d. protocollo di Kyoto) e il d.lgs. n. 79/1999 che introduce in proposito misure incentivanti la realizzazione di misure eco-compatibili.
La finalità, che l’AEEG ha inteso perseguire con la delibera n. 8 del 2004, va a vantaggio non solo dei consumatori finali, ma del sistema produttivo nazionale, poiché esso dipenderà in misura minore da combustibili fossili, i cui costi sono in continuo aumento, ed assicurerà minori emissioni inquinanti.
Inoltre alla realizzazione di nuovi impianti la legge prevede la possibilità di acquistare certificati rappresentativi della produzione da fonti rinnovabili e tra questi vi sono i certificati emessi dal Gestore dei Servizi Elettrici (GSE).
L’acquisto dei certificati GSE rappresenta la modalità di ultima istanza e la più onerosa a cui ricorrere finché che non siano stati realizzati impianti eco-compatibili. L’acquisto di certificato GSE rappresenta una alternativa di minor pregio rispetto alla modalità di adempimento dell’obbligo di incremento dell’uso di fonti rinnovabili, rappresentata dalla creazione di impianti eco-compatibili (IAFR), che è l’unica a realizzare gli obiettivi di riduzione della dipendenza da combustibili fossili e di abbassamento delle emissioni inquinanti.
Ne discende che gli oneri associati all’acquisto di certificati GSE (proprio perché sostenuti in luogo della creazione di nuovi impianti eco-compatibili, di cui beneficiano sia i produttori sia i consumatori) dovrebbero essere sostenuti equamente sia dai produttori sia dai clienti finali.
Quanto illustrato si fonda sull’art. 1 della legge 14 novembre 1995 n. 481, recante “Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. L’istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità” delinea una prospettiva ordinamentale nella quale gli obiettivi economico-finanziari degli operatori devono essere armonizzati con la tutela del consumatore (il cliente del mercato vincolato), nonché con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse.
L’atto impugnato aveva riconosciuto in favore dei produttori non la sola metà degli oneri in esame, ma circa il 75% dei predetti oneri, tenendo particolarmente conto della posizione dei produttori.
Dal punto di vista normativo l’art. 1 della legge n. 481/1995 ha previsto un’armonizzazione degli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di tutela ambientale, mentre l’art. 11 del d.lgs. n. 79/1999 ha introdotto l’obbligo, per i produttori ed importatori di energia elettrica, di immissione nel sistema elettrico nazionale di una quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.
In forza del successivo art. 2, comma 12, lettera e) della legge n. 481/1995 l’Autorità ha stabilito “le modalità per il recupero dei costi eventualmente sostenuti nell’interesse generale in modo da assicurare … la realizzazione degli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse di cui al comma 1 dell’articolo 1.” In questo sistema l’Autorità è titolare di un ampio potere discrezionale nello stabilire le modalità di recupero dei costi sostenuti dai produttori nell’interesse generale, dovendo provvedere nell’esercizio di tale potere ad un’opera di bilanciamento degli obiettivi economico-finanziari degli operatori con quelli di rilevanza generale fra cui vi sono le finalità di tutela ambientale.
L’incremento delle fonti rinnovabili è uno dei modi più efficaci per rispettare gli obblighi del protocollo di Kyoto ovvero imposti dalla normativa di diritto interno e l’art. 11 del d.lgs. n. 79/1999 ha sancito l’obbligo, in capo ai produttori ed importatori da fonti non rinnovabili, di immettere nel sistema una quantità di energia prodotta da nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili, in misura pari al 2 per cento dell’energia elettrica prodotta ed importata da fonti non rinnovabili nell’anno solare precedente.
Lo scopo perseguito dal legislatore è quello di incrementare l’utilizzo di fonti rinnovabili, perché l’incremento concorre a determinare un miglioramento delle condizioni ambientali, attraverso la riduzione delle emissioni inquinanti. L’obbligo può essere rispettato sia in via diretta, immettendo nel sistema una certa quota di energia prodotta da nuovi impianti alimentati da rinnovabili (impianti qualificati IAFR realizzati direttamente da produttori ed importatori soggetti all’obbligo), sia in via indiretta, acquistando in tutto o in parte l’equivalente quota o i relativi diritti da altri produttori, purché immettano energia da fonti rinnovabili.
In aggiunta alla produzione da nuovi impianti, la legge prevede la possibilità di acquistare i c.d. certificati verdi da operatori con impianti certificati IAFR (sono gli impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio a seguito di nuova realizzazione, riattivazione, potenziamento o rifacimento in data successiva al 1 aprile 1999) oppure dallo stesso GSE con riferimento alla produzione ex art. 3 comma 7 della legge n. 481/1995, che, peraltro è stata promossa da normative preesistenti (sono impianti CIP n. 6/92 alimentati da fonti rinnovabili la cui realizzazione era stata già promossa).
Il sistema normativo indicato individua nella creazione dei nuovi impianti eco-compatibili (IAFR) la modalità preferibile di adempimento dell’obbligo. Solo con la creazione di nuovi impianti si realizza un incremento della capacità produttiva da rinnovabili, risolvendosi le altre modalità di adempimento in sistemi di sostegno alle imprese eco-compatibili preesistenti.
La norma tende all’incremento della capacità produttiva da fonti rinnovabili, quindi, le diverse modalità di adempimento all’obbligo di immissione di energia pulita nella rete non sono perfettamente equivalenti.
Quando gli operatori tenuti all’obbligo di cui all’art. 11 operano nel mercato vincolato, ove non sono configurabili prezzi liberi, gli oneri dell’adempimento dell’obbligo avvengono nell’ambito del riconoscimento delle tariffe amministrate.
Il primo intervento dell’Autorità si è avuto con la delibera n. 227/02 per l’anno 2002 ed è avvenuto con l’istituzione di un’apposita componente tariffaria e di un apposito conto presso la Cassa Conguaglio del Settore elettrico, al quale destinare il gettito derivante dall’applicazione di tale componente, rinviando ad un successivo provvedimento dell’Autorità la definizione dei parametri e delle modalità per il riconoscimento dei contributi a produttori e distributori. La voce tariffaria introdotta è denominata componente VE.
Con successiva delibera n. 228/02 l’Autorità ha fissato prudenzialmente il livello della predetta componente VE da applicare a decorrere dal 1 gennaio 2003, a 0,09 centesimi di euro/kWh e ciò in attesa che sia condotta un’analisi puntuale volta ad accertare il livello dei costi effettivamente sostenuto dai produttori, per far fronte all’obbligo loro imposto dall’articolo 11, del decreto legislativo n. 79/99 ed in attesa che l’Autorità definisca il grado di copertura di tali costi.
La delibera n. 8/04 ha infine previsto, in attuazione dell’art. 2 comma 6 della delibera n. 227/02, le concrete misure di riconoscimento degli oneri sostenuti dai produttori che, in relazione all’energia elettrica prodotta od importata da fonti non rinnovabili e destinata al mercato vincolato nell’anno 2001, hanno adempiuto all’obbligo derivante dall’art. 11.
L’Autorità ha quindi individuato Enel Produzione ed Enipower come soggetti che hanno sostenuto oneri da ammettere a riconoscimento e poi ha determinato il numero dei certificati da riconoscere per ciascuno dei predetti produttori. L’Autorità ha escluso di potere effettuare un riconoscimento integrale dei costi, anche per evitare che la scelta della soluzione meno virtuosa venisse incentivata.
Il prezzo dei certificati verdi, emessi in favore dello stesso GSE, è fissato in via autoritativa ai sensi dell’art. 9 del D.M. 11 novembre 1999, mentre il prezzo dei certificati IAFR si determina sul mercato assumendo il primo come parametro di riferimento. Il ridursi progressivo del numero dei clienti del mercato vincolato avrebbe determinato oneri per gli utenti gradatamente crescenti nel tempo, in relazione all’apertura del mercato.
L’Autorità ha quindi esaminato diverse metodologie di determinazione del calcolo del valore medio dei certificati da riconoscere agli operatori e ha adottato il costo del valore medio ponderato.
I certificati verdi del GSE vengono valutati secondo un costo medio di negoziazione. In sostanza il meccanismo di riconoscimento dei detti costi non è stato vincolato al criterio del riconoscimento dei costi.
Nel concreto il Giudice ha confermato l’esclusione dell’energia derivata dall’impianto di pompaggio; in un impianto idroelettrico l’acqua accumulata nel serbatoio a monte viene utilizzata per produrre energia elettrica e successivamente viene scaricata nel serbatoio a valle. In alcuni impianti c.d. di pompaggio l’acqua del serbatoio a valle viene sollevata fino al serbatoio a monte per essere utilizzata nuovamente al fine di produrre energia. L’energia elettrica che alimenta le pompe può essere proveniente da fonte di qualsiasi tipo (rinnovabile o non rinnovabile).
Se l’energia per muovere le pompe è prodotta da fonti non rinnovabili, essa – secondo l’Autorità – rientra nella base sulla quale calcolare l’energia di fonti rinnovabili da immettere nel sistema elettrico. Così l’energia prodotta da impianti di pompaggio nella quota parte non ascrivibile ad apporti naturali ossia quella prodotta dopo il sollevamento dell’acqua, non rientra nel novero dell’energia prodotta da fonti rinnovabili quando il sollevamento è dovuto all’uso di energia prodotta da fonti non rinnovabili.
L’Autorità si era proposta di riconoscere una parte dei predetti oneri e lo ha fatto con la delibera n. 101/05 per cui su questa questione non vi è più controversia alcuna fra le parti.
In appello si lamenta l’erroneità dell’argomento per cui, essendo l’obbligo di immettere in rete energia pulita previsto sin dal 1999, l’azienda avrebbe avuto tutto il tempo per adempiere e si denuncia la violazione di parametri di logicità e ragionevolezza dell’azione amministrativa nonché violazione dell’art. 1 della legge n. 481/1995, poiché l’Autorità, selezionando fra le metodiche astrattamente possibili sulla base di canoni di convenienza rispetto ad una politica di incentivazione all’adozione di misure ambientali, avrebbe assunto impropri compiti di indirizzo della politica delle fonti energetiche, esercitando questi compiti in modo irragionevole, non tenendo conto delle difficoltà nella realizzazione degli impianti di energia da fonti rinnovabili. I procedimenti autorizzativi per la realizzazione e l’attivazione delle centrali ed i tempi di costruzione sono molto lunghi tali da rendere irrealizzabili gli obiettivi posti dal legislatore. Il mercato non sarebbe dotato dell’elasticità supposta dall’Autorità.
Né sarebbe logico un incentivo, per il futuro, che si risolva in una misura volta a disciplinare la copertura di costi sostenuti nel passato.
Siccome l’art. 1 della legge n. 481/1995 impone politiche tariffarie certe, trasparenti e basate su criteri predefiniti, punire coloro i quali avevano solo acquistato i certificati invece di produrre energia eco-compatibile non sarebbe ragionevole, poiché gli acquirenti dei certificati non sapevano che alla fine sarebbero stati penalizzati ed il mercato offriva solo pochi certificati verdi.
Rilevava il Consiglio di Stato che la delibera n. 8 del 2004 si è limitata a dare attuazione all’obbligo di cui all’art. 11, esistente fino dal 1999; dal 1999 al 2004, tenuto conto della dimensione raggiunta da Edipower nel settore vi sarebbe stato il tempo per avviare tali attività, ma Edipower non è stata in grado di provare di avere tentato di realizzare l’obiettivo della creazione di nuovi impianti IAFR. Inoltre avendo Edipower acquistato Eurogen, avrebbe potuto progettare per tempo, senza eccessive difficoltà, l’acquisto dei certificati verdi per rispettare gli obblighi di legge, senza ricorrere necessariamente all’acquisto dei certificati GRTN; tale avrebbe dovuto essere il comportamento di un imprenditore oculato.
Il Giudicante non ha ritenuto provato l’impossibilità di realizzare o di avviare la realizzazione di tali impianti di nuova concezione e in tale situazione di inerzia il riconoscimento intero dei costi sopportati per l’acquisto dei certificati potrebbe innescare abitudini di stampo monopolistico od oligopolistico per le quali le inefficienze aziendali possono essere scaricate sulla collettività con la cooperazione dell’autorità di settore.
L’Autorità si è mossa nella logica di equilibrio, volto ad “alleggerire” gli oneri dei produttori, riconoscendo un rimborso che non è espressamente previsto, ma che è stato considerato dovuto sulla base del principio di rispondenza delle tariffe amministrate ai costi, senza che ciò comportasse il sacrificio definitivo di altri beni pure protetti dalla normativa come i beni ambientali.
Il Giudice ha quindi ritenuto legittima l’esclusione del recupero integrale dei costi basata su finalità incentivanti non effettivamente e realisticamente perseguibili in quanto la legge n. 481/1995 non ha sancito alcun principio giuridico che imponga il recupero integrale. L’Autorità deve garantire il recupero in condizioni di economicità e redditività agli operatori, ma nel contempo deve promuovere la tutela di molti altri interessi fra cui quello dei consumatori–utenti e quello della protezione dell’ambiente. Si tratta quindi di contemperare le esigenze di equilibrio economico –finanziario delle imprese con gli obiettivi generali, tra i quali assume particolare rilievo la tutela ambientale. Il legislatore ha inteso incentivare la produzione di energia “pulita” o eco-compatibile, da sfruttamento di fonti rinnovabili, meno inquinanti e rispondenti ad obiettivi di carattere sociale.
Un ripianamento dei costi con il sistema a piè di lista comprometterebbe il disegno del legislatore di incentivazione della creazione di nuove centrali per la produzione di energia da fonti rinnovabili e i comportamenti degli operatori che si sono limitati ad acquistare sul mercato dei certificati verdi sono inefficienti, in quanto non producono alcun incremento della capacità produttiva di energia da fonti rinnovabili che è il vero obiettivo che il legislatore ha voluto perseguire. Il riconoscimento dei costi mediante un parametro di media ponderata mira a garantire economicità e redditività degli operatori, stimolando comportamenti virtuosi dal punto di vista ambientale e va ritenuto legittimo.
Con altro motivo di appello si era sostenuta la contraddittorietà fra la delibera n. 227/2002 e la delibera impugnata in primo grado in quanto la delibera n. 227/2002 aveva previsto il recupero totale degli oneri, mentre la nuova prevede il recupero parziale e spiega efficacia anche retroattivamente. Inoltre si rileva che la ragione dell’introduzione della componente tariffaria VE è proprio nell’esigenza di permettere anche sul mercato vincolato quell’incorporazione dei costi nel prezzo che in quel caso è dovuta alla libera e normale scelta dell’imprenditore.
Il Consiglio di Stato rilevava invece che nella delibera n. 227/2002 non vi sia traccia dell’affermazione del principio del recupero integrale dei costi, ma solo il riconoscimento del principio del recupero con modalità da stabilirsi. La delibera si limita a prevedere un meccanismo individualizzato basato sull’energia prodotta dai singoli operatori, rinviando la determinazione dei criteri di quantificazione degli oneri da riconoscere ad un successivo provvedimento. Inoltre nella delibera n. 227/2002 venivano esclusi dal recupero gli importatori di lungo periodo perché aventi margini di assorbimento parziale degli oneri sopportati, con implicita affermazione del principio della compensabilità parziale.
Per il Giudicante non esiste alcuna contraddittorietà fra le delibere, potendosi affermare che la delibera n. 8 del 2004 costituisca attuazione dell’altra. Inoltre il riconoscimento della transitorietà del regime stabilito nella delibera n. 227/2002 esclude la tutelabilità di qualsiasi affidamento, non essendo certo il grado e l’intensità e la definitività della copertura garantita ai costi sopportati per gli obblighi ambientali.
Con altro motivo di appello si critica la sentenza nella parte in cui afferma che la decisione dell’Autorità di disporre un rimborso solo parziale dei costi sostenuti dai produttori di energia destinata al mercato vincolato, sarebbe stata del tutto legittima. L’Autorità avrebbe inteso evitare un ricarico integrale del costo di acquisto che sarebbe andato a gravare sui clienti del mercato vincolato e tale rimborso integrale avrebbe determinato un pagamento dell’energia pulita di tipo doppio: già essendovi in tariffa la voce A3 collegata alle agevolazioni alle imprese CIP 6, non si poteva aggiungere integralmente la voce VE, introdotta per i rimborsi alle imprese elettriche acquirenti di certificati verdi; inoltre l’Autorità non potrebbe derogare alla struttura legale della tariffa, per non danneggiare gli utenti, disponendo di altri strumenti per evitare maggiorazioni sugli utenti finali quali la Cassa Conguaglio. Inoltre si contesta nell’appello la duplicazione degli oneri in presenza di due differenti voci A3 e VE, disposte a compensazione, l’una degli oneri generali del sistema e l’altra del rimborso del costo dell’acquisto dei certificati verdi.
Il problema si è evidenziato che è quello della compatibilità con il sistema di tariffe amministrate l’addossamento sui produttori di un onere nuovo rimasto senza rimborso.
Il Consiglio di Stato ha ritenuto che la sentenza avesse correttamente valutato il rischio di duplicazione ingiustificata dei costi a carico degli utenti, analizzando le conseguenze di un riconoscimento pieno dei costi d’acquisto dei certificati verdi quando gli utenti sono già gravati dei costi sopportati dal sistema per l’agevolazione delle aziende CIP 6. Inoltre ha considerato che la legge non ha previsto espressamente che le aziende elettriche dovessero essere integralmente tenute indenni dei costi sopportati dall’acquisto dei certificati verdi e dall’adempimento degli obblighi di cui all’art. 11. Né tale regola di rimborso integrale può farsi derivare dalla natura delle tariffe amministrate ed, in particolare dall’art. 2 comma 12, lettera e) della legge n. 481/1995, poiché le modalità del recupero dei costi eventualmente sostenuti nell’interesse generale devono essere stabiliti in modo da assicurare la realizzazione degli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse, il che giustifica il contemperamento degli interessi che garantisce ai produttori il rimborso di oltre il 70% dei costi sopportati per effetto di scelte inefficienti.
L’Autorità ha operato invece con riferimento al costo dei certificati IAFR, perché recepire il costo del certificato GRTN avrebbe condotto gli operatori a preferire quella modalità di adempimento degli obblighi di cui all’art. 11 citato, ritenuta meno virtuosa. Inoltre, essendo i certificati GRTN negoziabili solo al prezzo autoritativamente fissato, ragionevole appare il tener conto del prezzo di mercato del bene più vicino a quello privo di prezzo di mercato (ossia il certificato verde IAFR) ponderandolo con il criterio del costo/opportunità ovvero con il criterio del costo evitato di impianto di generazione.
In ultimo va considerato che la componente tariffaria A3, pagata sia sul mercato libero che su quello vincolato, già remunera la differenza pagata per l’acquisto del certificato GRTN rispetto ai prezzi di mercato, così rendendo ragionevole ed in concreto non disparitario il riferimento al prezzo di mercato come parametro base per la ponderazione. Non può sostenersi che il metodo di calcolo adottato dall’Autorità sia privo di ragionevolezza e del tutto avulso da dati reali ed effettivi, anzi è un modo sofisticato per tener conto di varie circostanze verificabili, accogliendo significativamente la richiesta delle imprese in relazione sia alla effettiva situazione di mercato che alla ponderazione con il criterio costo/opportunità ottenuto dando rilievo al c.d. prezzo medio di generazione con intenti di regolazione virtuosa del settore a fini ambientali.
L’Autorità, nel calcolare, nella media ponderata, non ha tenuto conto né del prezzo effettivamente corrisposto per i certificati GRTN, né del prezzo effettivamente corrisposto per certificati IAFR, ma solo, nel primo caso, del prezzo medio IAFR indicativo del valore reale di mercato da riconoscersi al certificato GRTN e, nel secondo caso, solo del costo di generazione dell’energia da fonti rinnovabili, calcolato con riferimento al 2001, ma anche alla situazione prospettica degli impianti in corso di realizzazione, il tutto al netto dei ricavi ottenibili dalla commercializzazione dei certificati IAFR.
Con altro motivo di appello si conviene sul principio della giusta remunerazione complessiva, ma si sostiene che, nella specie, non vi sarebbe alcuna compensazione in altre voci tariffarie. Il Giudice ha ritenuto che la tariffa deve assicurare la giusta remunerazione e non il rimborso di analitiche voci di costo e ciò non comporta in caso di riconoscimento solo parziale di oneri sostenuti per ragioni generali da operatori del mercato elettrico che debba essere prevista un’altra componente tariffaria a compensazione degli oneri non riconosciuti, poiché il mancato riconoscimento può trovare giustificazione nella necessità di mantenere il mercato efficiente e di incentivare il ricorso a forme di energia eco-compatibili.
Quasi contestualmente alla sentenza in oggetto, l’AEEG ha adottato un provvedimento confermativo del proprio operato (Deliberazione 16 giugno 2006, in GG.UU. 155 del 16/7/2006), considerando come l’applicazione delle disposizioni di cui al titolo II, punto 7-bis, del provvedimento CIP n. 6/92, in seguito alle modifiche normative introdotte dal decreto legislativo n. 79/1999 in materia di rispetto dell’obbligo comporta ulteriori aumenti degli oneri a carico del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all’art. 59, comma 59.1, lettera b), del Testo integrato, alimentato dalla componente tariffaria A3.
Siccome l’Autorità, con le delibere n. 8/04 e n. 101/05, ha già riconosciuto gli oneri sostenuti dai produttori di energia elettrica che hanno adempiuto all’obbligo, limitatamente all’energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili e destinata ai clienti del mercato vincolato negli anni 2001 e 2002, in quanto tale cessione, prima dell’avvio del sistema delle offerte, poteva avvenire nei limiti consentiti dal prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso destinata ai clienti del mercato vincolato, determinato in via amministrata senza tenere conto degli oneri derivanti dal rispetto dell’obbligo, il riconoscimento di questi oneri ha finalità analoghe a quelle del riconoscimento, ai sensi del titolo II, punto 7-bis, del provvedimento CIP n. 6/92, degli oneri derivanti dall’art. 11 del decreto legislativo n. 79/99 limitatamente all’energia elettrica ceduta al Gestore del sistema elettrico inforza del titolo II, punto 3, del provvedimento CIP n. 6/92, nell’ambito di convenzioni di cessione destinata.
Le modalità di riconoscimento delle richiamate deliberazioni sono state determinate con l’obiettivo di contenere gli oneri a carico dei clienti finali, favorendo lo sviluppo delle fonti rinnovabili attraverso la realizzazione con investimenti diretti di impianti qualificati dal Gestore del sistema elettrico come impianti alimentati da fonti rinnovabili ai sensi dell’art. 4 del decreto 24 ottobre 2005 (impianti IAFR) o attraverso l’acquisto dei certificati verdi da soggetti produttori terzi alle migliori condizioni di mercato, evitando quindi l’acquisto dei certificati verdi nella titolarità del Gestore del sistema elettrico e collocati sul mercato al prezzo massimo determinato ai sensi dell’art. 9 del medesimo decreto.
Dando atto che la deliberazione n. 8/04, oltre che l’analoga deliberazione n. 101/05, è stata oggetto di impugnazione da parte di alcuni produttori e che i ricorsi sono stati respinti dal tribunale amministrativo della regione Lombardia, le cui decisioni sono state successivamente confermate anche dal Consiglio di Stato, l’Autorità ha ritenuto opportuno riconoscere, ai sensi del titolo II, punto 7-bis, del provvedimento CIP n. 6/92, gli oneri derivanti dal rispetto dell’obbligo limitatamente all’energia elettrica ceduta al Gestore del sistema elettrico in forza del titolo II, punto 3, del provvedimento CIP n. 6/92, nell’ambito di convenzioni di cessione destinata, applicando i medesimi criteri già adottati con le deliberazioni n. 8/04 e n. 101/05.
Ha inoltre deliberato:
di riconoscere, ai sensi del titolo II, punto 7-bis, del provvedimento CIP n. 6/92, gli oneri derivanti dall’art. 11 del decreto legislativo n. 79/1999, limitatamente all’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti assimilate alle rinnovabili non in grado di soddisfare la definizione di cogenerazione di cui alla deliberazione n. 42/02 e ceduta al Gestore del sistema elettrico in forza del titolo II, punto 3, del provvedimento CIP n. 6/92, nell’ambito di convenzioni di cessione destinata, applicando il medesimo criterio già adottato con le deliberazioni n. 8/04 e n.101/05;
di prevedere, come condizione necessaria per il riconoscimento degli oneri, l’invio, alla Direzione energia elettrica dell’Autorità, di apposita istanza in cui si dia evidenza, per ciascun anno, mediante dichiarazione sostituiva di atto di notorietà, dei requisiti di cui al comma 1, nonché dei seguenti dati e informazioni: a) energia elettrica, espressa in GWh, complessivamente assoggettata all’obbligo di cui all’art. 11 del decreto legislativo n. 79/1999, al lordo della franchigia pari a 100 GWh; b) quota dell’energia elettrica di cui alla precedente lettera a), espressa in GWh, ceduta al Gestore del sistema elettrico in forza del titolo II, punto 3, del provvedimento CIP n. 6/92,
nell’ambito di convenzioni di cessione destinata, dando separata evidenza per ogni impianto;
di dare mandato al Direttore della direzione energia elettrica dell’Autorità per gli atti necessari all’applicazione del presente provvedimento, tenendo conto, caso per caso, delle risultanze delle verifiche effettuate ai sensi della deliberazione n. 60/04 ed informando l’Autorità dell’entità degli oneri complessivamente riconosciuti;
Di prevedere che il rimborso degli oneri riconosciuti ai sensi del provvedimento adottato venga operato a valere sul conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all’art. 59, comma 59.1, lettera b), del Testo integrato.
2016-07-04T13:55:50+00:00	By Donato B. Quagliarella|Categories: Tutti, Energia|