Source: https://temi.camera.it/leg18/temi/tl18_gli_oneri_generali_del_sistema_elettrico.html
Timestamp: 2019-10-18 06:42:44+00:00
Document Index: 124779728

Matched Legal Cases: ['art. 3', 'art.23', 'sentenza ', 'art. 1', 'art. 26', 'art. 23']

tema 24 settembre 2018
Studi Camera - Attività Produttive Sviluppo economico e politiche energetiche Gli oneri generali del sistema elettrico
Con le bollette dell'energia elettrica, oltre ai servizi di vendita (materia prima, commercializzazione e vendita), ai servizi di rete (trasporto, distribuzione, gestione del contatore) e alle imposte, si pagano alcune componenti per la copertura di costi per attività di interesse generale, tra i quali, ad esempio, il sostegno alle fonti energetiche rinnovabili: si tratta dei cosiddetti oneri generali di sistema, introdotti nel tempo da specifici provvedimenti normativi. Gli oneri generali sono applicati come maggiorazione della tariffa di distribuzione, (quindi all'interno dei servizi di rete), in maniera differenziata per tipologia di utenza. Negli ultimi anni, come evidenzia l'ARERA, gli oneri generali di sistema hanno rappresentato una quota crescente e sempre più significativa della spesa totale annua di energia elettrica degli utenti finali.
Già nel corso della XVII legislatura vari interventi sono stati finalizzati a ridurre il peso di alcuni di tali oneri in bolletta, attraverso la previsione di una rimodulazione degli incentivi sostenuti a valere su di essi, quali quelli a favore delle fonti rinnovabili (cd. D.L. "spalma incentivi" volontario, D.L. n. 145/2013, e D.L. "spalma incentivi" obbligatorio). Inoltre, il legislatore è intervenuto riformando gli incentivi alle imprese "energivore" e i relativi oneri di sistema che li sostengono, al fine di rendere tali incentivi conformi alle nuove linee guida in materia di aiuti di Stato all'energia e ambiente 2014-2020.
"Gli oneri generali di sistema elettrico sono componenti tariffarie il cui gettito, di natura parafiscale, è destinato alla copertura di costi relativi ad attività di interesse generale per il sistema elettrico, previsti in attuazione di disposizioni normative primarie" (cfr. Documento per la consultazione 255/2016/R/eel dell'AEEGSI (ora ARERA) del 24 maggio 2016 "Riforma della struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per clienti non domestici nel mercato elettrico - Orientamenti iniziali per l'attuazione delle disposizioni dell'art. 3, comma 2, lettera b) del D.L. n. 210/2015 convertito in Legge 21/2016").
A partire dal 2018 (delibere 481/2017/R/eel e 922/2017/R/eel) le componenti della bolletta che individuano gli oneri generali di sistema sono state così ripartite:
Oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione - Asos. A sua volta, tale componente è ripartita al suo interno in:
A3*SOS a copertura dei costi per il sostegno delle fonti rinnovabili e della cogenerazione CIP 6/92, con l'esclusione dell'incentivazione della produzione di energia elettrica ascrivibile a rifiuti non biodegradabili. Essa - come evidenzia l'ARERA - corrisponde approssimativamente alla componente A3 applicata fino al 31 dicembre 2017; si differenzia da essa in quanto sono esclusi gli oneri relativi alla incentivazione della produzione di energia elettrica ascrivibile a rifiuti non biodegradabili, che invece erano inclusi nella componente tariffaria A3, e che sono confluiti nella componente tariffaria ARIM.
AESOS è la sottocomponente a copertura degli oneri derivanti dall'applicazione dello sgravio tariffario (applicazione in misura ridotta dell sottocomponente A3*SOS. ) a favore delle imprese a forte consumo di energia.Corrisponde alla componente tariffaria AE applicata fino al 31 dicembre 2017.
A91/14SOS per la riduzione dell'elemento A3*SOS ai sensi delle disposizioni di cui al decreto legge 91/14. E' una componente negativa, nel senso che produce un effetto di sconto di complessivi 450 milioni di euro sulle categorie individuate dall'art.23 del DL 91/14 (clienti in media e bassa tensione) applicato dunque ai punti di prelievo di media tensione e di bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, che non sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica. Gli effetti di riduzione del cd. "spalma incentivi fotovoltaico" di cui alla medesima legge (cfr. infra, il paragrafo "Gli interventi per diminuire l'onere in bolletta dell'incentivazione alle fonti rinnovabili") sono in sostanza inclusi in questa componente negativa.
Gli elementi di cui sopra sono calcolati dall'ARERA e, come sopra evidenziato, gli elementi si applicano in maniera differenziata a seconda che l'utente sia incluso tra le imprese a forte consumo di energia elettrica o meno e, nel primo caso, a seconda della classe di agevolazione.
Rimanenti oneri generali - ARIM. Tale componente è a sua volta sottoarticolata nelle seguenti componenti:
A2RIM per la copertura dei costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti. Corrisponde alla componente tariffaria A2 applicata fino al 31 dicembre 2017;
A3RIM per la copertura dei costi per l'incentivazione della produzione ascrivibile a rifiuti non biodegradabili. Corrisponde alla quota parte della componente A3 applicata fino al 31 dicembre 2017 che non è rientrata nell'elemento A3*SOS;
A4RIM per la copertura dei costi per la perequazione dei contributi sostitutivi del regime tariffario speciale riconosciuto a RFI (gruppo Ferrovie dello Stato). Corrisponde alla componente tariffaria A4 applicata fino al 31 dicembre 2017;
A5RIM per la copertura dei costi relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione tecnologica di interesse generale del sistema elettrico. Corrisponde alla componente tariffaria A5 applicata fino al 31 dicembre 2017
ASRIM per la copertura degli oneri derivanti dall'adozione di misure di tutela tariffaria per i clienti del settore elettrico in stato di disagio (cd. bonus elettrico). Corrisponde alla componente tariffaria AS applicata fino al 31 dicembre 2017;
Auc4RIM per la copertura delle integrazioni alle imprese elettriche minori. Corrisponde alla componente tariffaria UC4 applicata fino al 31 dicembre 2017;
Auc7RIM per la copertura degli oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali. Corrisponde alla quota parte della componente UC7 relativa ai suddetti oneri applicata fino al 31 dicembre 2017;
ASVRIM per la copertura degli oneri per il finanziamento di interventi a favore dello sviluppo tecnologico e industriale per l'efficienza energetica. Corrisponde alla quota parte della componente UC7 relativa ai suddetti oneri applicata fino al 31 dicembre 2017;
AmctRIM per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale. Corrisponde alla componente tariffaria MCT applicata fino al 31 dicembre 2017.
Gli elementi di cui sopra sono calcolati ed aggiornati dall'Autorità. Tali elementi si applicano in maniera indifferenziata rispetto alle classi di agevolazione delle imprese a forte consumo di energia elettrica, e pertanto la componente ARIM risulta indistinta rispetto alle medesime classi.
Il gettito raccolto dall'applicazione di ciascun elemento delle componenti ASOS e ARIM è trasferito su appositi Conti di gestione istituiti presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali, già Cassa conguaglio per il settore elettrico.
Fa eccezione la componente ASOS - che, finanziando gli incentivi alle fonti rinnovabili - affluisce per oltre il 90% direttamente al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) e l'elemento ASRIM (che finanzia i soggetti in stato di disagio, cd. bonus elettrico), per il quale i distributori versano alla Cassa solo la differenza tra il gettito raccolto e i costi sostenuti per il riconoscimento del bonus (se la differenza è negativa, viene riconosciuta al distributore).
La nuova ripartizione degli oneri generali di sistema discende dalla delibera 481/2017/R/eel. In considerazione della decisione europea (decisione C(2017) 3406) di compatibilità delle misure a favore delle imprese a forte consumo di energia elettrica (cd. energivori) con le norme europee in materia di aiuti di Stato, e in vista dell'attuazione della riforma degli oneri generali per i clienti non domestici dal 1 gennaio 2018 (come definito dal D.L. n. 244/2016), la delibera definisce, la struttura tariffaria degli oneri generali, al fine di agevolarne l'adozione da parte di tutti i soggetti interessati, in particolare in relazione alle necessarie modifiche dei sistemi informativi degli esercenti la vendita e delle imprese di distribuzione. In particolare la delibera ha stabilito che la struttura degli oneri generali da applicare ai clienti non domestici relativa alle componenti A2, A3,A4, A5, As, MCT, UC4 e UC7 preveda
che la struttura del raggruppamento "oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione" possa essere differenziata tra clienti energivori e clienti agevolati suddivisi per classi di agevolazioni, come successivamente definite.
La delibera ha previsto, inoltre, che la logica dei due raggruppamenti ("oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione" e "restanti oneri") venga applicata anche alle tariffe per i clienti domestici, in esito al graduale percorso di riforma delle tariffe. La delibera stabilisce, comunque, che l'Autorità pubblichi, a far data dal 2018, la percentuale di gettito dei raggruppamenti individuati da destinare a ciascun conto di gestione istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali. La struttura definita dalla delibera 481/2017/R/eel è previsto che sia applicata a decorrere dal 1 gennaio 2018.
Dunque, richiamando quanto evidenziato dalla Corte dei Conti, gli interventi per il settore energetico risultano in gran parte supportati da risorse che non costituiscono propriamente oneri a carico del bilancio dello Stato, perché effettuati tramite finanziamenti derivanti da somme, a carico degli utenti, raccolte attraverso alcune componenti della bolletta elettrica per la copertura degli "oneri generali di sistema".
Il previgente sistema di agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica ("imprese energivore") era stato introdotto in attuazione dell'articolo 39 del D.L. n. 83/2012, in applicazione dell'articolo 17 della Direttiva 2003/96/UE. I requisiti per individuare le imprese energivore erano stati poi definiti con il decreto 5 aprile 2013 del Ministro dell'Economia e delle Finanze, di concerto con il Ministro dello Sviluppo Economico, in attuazione di quanto previsto dalla menzionata normativa. Le modalità attuative erano state definite dall'AEEGSI, ora ARERA (Autorità di regolazione per l'energia reti e ambiente), a seguito degli atti di indirizzo del Ministro dello Sviluppo Economico, con proprie deliberazioni (Cfr. Del. 340/2013/R/eel, Del. 437/2013/R/eel e 467/2013/R/eel).
Il sistema di agevolazioni veniva finanziato (nel senso che gli sconti agli energivori venivano compensati), tramite una apposita componente tariffaria, denominata Ae, applicata dal 1° gennaio 2014 a tutte le utenze domestiche e alle utenze non domestiche nella titolarità di imprese non energivore. L'onere delle misure di agevolazione per le imprese energivore era pertanto gravante su tutti i segmenti di clientela, inclusa la clientela domestica. L'onere derivanti dalle agevolazioni agli energivori costituiva e costituisce, anche nel nuovo assetto, una quota parte degli oneri generali del sistema elettrico.
A seguito della notifica alla Commissione europea, da parte del Governo italiano in data 17 aprile 2014, delle misure istitutive delle agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia elettrica, si è instaurato un procedimento di verifica della compatibilità di tali misure con la Disciplina europea in materia di aiuti di Stato nei settori dell'energia e dell'ambiente (Comunicazione della Commissione europea 2014/C 200/01). Tale disciplina ha previsto, tra l'altro, che gli Stati membri presentassero un "piano di adeguamento" per la transizione dal sistema nazionale vigente alla data del 1° luglio 2014 (data di entrata in vigore della nuova disciplina europea in matera di aiuti di Stato) a un nuovo sistema conforme ai requisiti previsti dalla medesima Disciplina. Oggetto dell'analisi della Commissione sono state dunque le agevolazioni e il Piano di adeguamento contestualmente presentato dal Governo italiano.
Sulla base e all'esito della Decisione della Commissione UE, la legge europea 2017, legge n. 167/2017, all'articolo 19, comma 2-5, ha definito i criteri e principi per la definizione delle nuove agevolazioni alle "imprese energivore", al fine di renderli conformi alla disciplina europea sugli aiuti di Stato, demandando ad uno o più decreti ministeriali, da adottare entro l'11 gennaio 2018 (trenta giorni dalla data di entrata in vigore della legge europea), sentita l'ARERA, previo parere obbligatorio delle competenti Commissioni parlamentari:
la delimitazione delle imprese "energivore" e delle relative agevolazioni di cui all'articolo 39, comma 3, del D.L. n. 83/2012;
Sulla base delle previsioni contenute nella legge europea, è stato adottato il Decreto del Ministro dello sviluppo economico del 21 dicembre 2017.
La riforma delle agevolazioni tariffarie per le imprese manifatturiere energivore deve essere considerata in stretta relazione con il nuovo sistema di tariffe per gli oneri di sistema applicata ai clienti non domestici (cioè per i clienti in alta ed altissima tensione) in vigore dal 1° gennaio 2018. Il nuovo sistema tariffario per i clienti non domestici non prevede più l'effetto degressivo presente nel previgente sistema, ai sensi di quanto previsto dal D.L. n. 210/2015 (articolo 3, comma 2, lett. b)), come novellato dal D.L. n. 244/2016 (articolo 6, comma 9), in conformità alle osservazioni formulate dalla Commissione europea nella citata Decisione C(2017)3406.
Pertanto, al fine di bilanciare gli effetti della riforma, il D.M. 21 dicembre 2017 prevede la decorrenza della riforma delle agevolazioni per le imprese energivore dal 1° gennaio 2018, opportunamente, secondo la valutazione dell'ARERA espressa nel parere positivo sul provvedimento, alla stessa data di entrata in vigore della nuova struttura tariffaria degli oneri sistema per i clienti non domestici.
La relazione afferma che il totale delle riduzioni tariffarie previgenti a favore delle imprese energivore è di circa 1.000 ML€ all'anno. Le nuove riduzioni tariffarie approvate dalla Commissione europea, dettagliate nell'articolo 4 del D.M. 21 dicembre 2017, sono state stimate nell'ordine dei 1.700 ML€.
Ciò anche alla luce del rinvio da parte dell'ARERA, sollecitato in sede parlamentare e condiviso dal Governo, dell'ultimo step della riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici. Si rinvia, più diffusamente sul punto alla Segnalazione dell'AEEGSI (ora ARERA) a Governo e Parlamento Segnalazione733/2017/I/EEL del 2 novembre 2017.
L'AEEGSI, nella citata segnalazione, ha espresso l'opportunità di allineare, nella tempistica di adozione, la nuova struttura della tariffa elettrica per i clienti domestici con la riforma della disciplina del bonus sociale elettrico e gas prevista dallalegge 4 agosto 2017, n. 124, all'articolo 1, commi 75 e 76. A parere dell'Autorità sarebbe infatti necessario che le misure integrative del bonus siano coerenti con particolare riferimento all'ultimo step relativo alla specifica struttura delle componenti tariffarie domestiche a copertura degli oneri generali di sistema. Si segnala in proposito che il decreto ministeriale concernente la riforma del bonus elettrico non è stato ancora adottato.
Con riferimento agli utenti domestici, si ricorda peraltro che l'articolo 19, comma 1, della legge europea 2017, legge n. 167/2017, introduce un principio volto al contenimento degli oneri generali di sistema a sostegno delle fonti rinnovabili (componente A3) che sono dagli stessi clienti domestici sostenuti in bolletta. In particolare il citato comma 1 dispone che le risorse derivanti dal minor fabbisogno economico relativo alla componente A3 per gli anni 2018, 2019 e 2020 rispetto all'anno 2016 siano destinate, dal 1° gennaio 2018 e nella misura minima del 50 per cento, alla riduzione diretta delle tariffe elettriche degli utenti che sostengono gli oneri connessi all'attuazione della riforma delle misure di sostegno agli energivori, di cui all'articolo 19, commi 2 e seguenti della legge europea.
Si rinvia, per un esame più approfondito della materia al Dossier relativo all'A.G. 483 "Disposizioni in materia di riduzioni delle tariffe a copertura degli oneri generali di sistema per le imprese energivore".
Con recente sentenza del 14 giugno 2017, n. 1408 il Consiglio di Stato , ha affermato che il regime speciale di cui gode Rete Ferroviaria Italiana s.p.a. continua a trovare applicazione anche dopo l'entrata in vigore della novella di cui all'art. 1, comma 3 ter, del DL 3/2010 con la conseguente necessità che l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico, ora Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) , in attuazione del D.L. n. 210/2015, riformi le componenti tariffarie relative agli oneri generali preservando gli effetti economici del regime speciale di RFI.
Tale situazione avrebbe potuto divenire più critica in seguito all'entrata in vigore della nuova struttura tariffaria degli oneri di sistema per i clienti non domestici prevista dal D.L. 244/2016, in conseguenza della rimozione della degressività, con un ulteriore aggravio di costi per le imprese ferroviarie. Nella legge europea 2017, legge n. 167/2017, l'articolo 19, ha introdotto pertanto una disposizione (comma 6), che, in connessione alla riforma tariffaria per i clienti non domestici relativa agli oneri di sistema (in vigore dal 1 gennaio 2018), interviene con disposizioni interpretative sull'articolo 29 del decreto legge 91/2014, concernente il regime tariffario elettrico di Ferrovie dello Stato, per chiarire che gli effetti di tale decreto sul regime tariffario speciale che riguarda l'energia elettrica per i trasporti ferroviari sono riferiti alla componente compensativa di tale regime tariffario, senza impatto sulla parte che riguarda il pagamento degli oneri di sistema.
L'articolo interviene poi direttamente (comma 7) sull'articolo 29, co. 1 del decreto-legge n. 91/2014, riperimetrando l'ambito di applicazione del regime tariffario speciale al fine di mitigare gli effetti della riforma degli oneri generali sul settore ferroviario. In particolare sono esclusi dal regime tariffario speciale solo i servizi passeggeri espletati sulle linee appositamente costruite per l'alta velocità ed alimentate a 25 kV corrente alternata. Rientrano quindi nel perimetro di applicazione del regime tutte le reti diverse da quelle asservite all'alta velocità (dunque rientra nella tariffa speciale agevolata l'alta capacità).
Dapprima, con il D.L. 145/2013(articolo 1, commi 3-6), c.d. Destinazione Italia è stato previsto il cosiddetto "spalma-incentivi volontario" con il quale si è proposto ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili titolari di impianti che beneficiano di Certificati Verdi, Tariffe Onnicomprensive e tariffe premio, un'alternativa tra continuare a godere del regime incentivante spettante per il periodo di diritto residuo oppure optare per la fruizione di un incentivo ridotto a fronte di una proroga del periodo di incentivazione.
Successivamente, con il D.L. 91/2014, articolo 26, è stato introdotto il cosiddetto "spalma-incentivi obbligatorio", che introduce nuove modalità di erogazione degli incentivi a carico delle tariffe elettriche già riconosciuti all'energia prodotta dai grossiimpianti fotovoltaici (di potenza incentivata superiore a 200KW), lasciando ai produttori la scelta tra tre opzioni.
Secondo la Corte Costituzionale, l'intervento del legislatore del 2014 ha operato in un contesto congiunturale nel quale - a fronte della remuneratività delle tariffe incentivanti per l'energia solare prodotta da fonte fotovoltaica, rivelatasi progressivamente più accentuata, sia rispetto anche ai costi di produzione (in ragione del repentino sviluppo tecnologico del settore), sia rispetto al quadro complessivo europeo - era venuto specularmente in rilievo il crescente peso economico di tali incentivi sui consumatori finali di energia elettrica (in particolare sulle piccole e medie imprese costituenti il tessuto produttivo nazionale). Il legislatore è pertanto intervenuto, con logica perequativa, al dichiarato fine di «favorire una migliore sostenibilità nella politica di supporto alle energie rinnovabili» (art. 26 D.L. n. 91 del 2014) e di «pervenire ad una più equa distribuzione degli oneri tariffari frale diverse categorie di consumatori elettrici», prevedendo a tal proposito che i minori oneri per l'utenza derivanti dalla rimodulazione degli incentivi per gli impianti fotovoltaici siano «destinati alla riduzione delle tariffe elettriche dei clienti di energia elettrica in media tensione e di quelli in bassa tensione [...]» (art. 23 D.L. 91/2014).
In particolare, a seguito della pubblicazione del D.M. MiSE del 17 ottobre 2014, come previsto all'articolo 26, comma 3 del D.L. 91/2014, gli operatori hanno dovuto optare per una delle tre opzioni di rimodulazione proposte, con effetto dal 2015. L'opzione A ha previsto il prolungamento dell'incentivazione fino a 24 anni, a fronte di una riduzione dell'incentivo annuo tra il 17% e il 25%; l'opzione B, a parità di periodo residuo di incentivazione, ha previsto la riduzione dell'incentivo in un primo periodo di fruizione (tra il 10% e il 26%) e un secondo periodo di incremento in egual misura; l'opzione C ha previsto invece, a parità di periodo residuo di incentivazione, un taglio dell'incentivo (tra il 6% e l'8%) in funzione della classe di potenza.
Per ciò che attiene agli effetti del cd. "spalma incentivi obbligatorio" il GSE, nel Rapporto sull'attività svolta nel corso del 2017 stima che, complessivamente, l'insieme delle adesioni alle opzioni di rimodulazione ha determinato una riduzione del costo indicativo annuo nel 2017 pari a circa 390 mln€ rispetto ad uno scenario senza applicazione dello spalmaincentivi.
Assumendo invariante nel tempo la producibilità degli impianti e considerando invariante nel tempo il prezzo dell'energia, il GSE ha tracciato uno scenario evolutivo della entità della riduzione dell'onere annuo associato alla rimodulazione degli incentivi.
Alcuni più recenti interventi sono invece suscettibili di determinare un aumento degli oneri della componente A3. La legge di stabilità 2016 (legge n. 208/2015), come modificata da ultimo dalla legge di bilancio 2018 (Legge n. 205/2017, articolo 1, comma 588), riconosce alla produzione di energia elettrica di impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili, che hanno cessato al 1° gennaio 2018, o cessano entro il 31 dicembre 2016, di beneficiare di incentivi sull'energia prodotta - in alternativa all'integrazione dei ricavi prevista dall'articolo 24, comma 8 del D.Lgs. n. 28/2011 a favore degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili eserciti in assenza di incentivi - un diritto a fruire fino al 31 dicembre 2021 o per cinque anni dal rientro in esercizio degli impianti stessi di un incentivo all'energia prodotta.
L'incentivo è pari all'80% degli incentivi di cui all'articolo 19, comma 1, primo capoverso, del D.M 6 luglio 2012, cioè conteggiato secondo le modalità di calcolo per l'importo degli incentivi per gli impianti già esistenti a fonti rinnovabili che - avendo maturato il diritto a fruire dei certificati verdi – sono beneficiari per il residuo periodo successivo al 2015 di un incentivo sulla produzione netta incentivata. L'erogazione dell'incentivo (da parte del GSE) è subordinata alla decisione favorevole della Commissione europea in esito alla notifica del regime di aiuto.