Source: http://annualreport2016.enel.com/it/relazione-sulla-gestione/scenario-di-riferimento/aspetti-normativi-e-tariffari
Timestamp: 2019-06-19 00:41:32+00:00
Document Index: 136220348

Matched Legal Cases: ['art. 19', 'sentenza ', 'sentenza ', 'sentenza ', 'sentenza ', 'art. 2']

Aspetti normativi e tariffari | ENEL 2016 AR
Il 7 aprile 2016 è partita la seconda fase del reporting REMIT. Il reporting è finalizzato all’attività di monitoraggio dei mercati da parte di ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) e delle autorità di regolazione nazionali. Da tale data sono inviati ad ACER anche i dati sulle transazioni eseguite fuori dai mercati organizzati, i contratti di trasmissione e i dati sull’utilizzo degli impianti LNG e di stoccaggio
Le proposte legislative saranno discusse a partire dal 2017 dal Parlamento e dal Consiglio Europeo per una loro graduale e progressiva approvazione. L’applicabilità delle stesse è prevista a partire dal 2019.
In linea con gli obiettivi di sostenibilità e di mitigazione dei cambiamenti climatici, vengono introdotti nuovi target vincolanti a livello di Unione Europea per il 2030: 27% del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili, 30% di efficienza energetica, oltre al 40% di riduzione delle emissioni di gas serra.
Si introduce, inoltre, un’apertura alla contrattazione di lungo termine e ai meccanismi di remunerazione della capacità, soggetti ai risultati dello studio di adeguatezza europeo e a limitazioni sulle emissioni in atmosfera di CO2 per accedere agli stessi. Vengono migliorate le condizioni per far emergere segnali di scarsità e rimossi i cap ai prezzi.
Per quanto riguarda le nuove tecnologie e i nuovi attori del mercato, sono previste misure a sostegno dell’integrazione nel mercato delle tecnologie di storage, degli aggregatori e della partecipazione della domanda (DSR); obbligo di installare punti di ricarica per i veicoli elettrici nei nuovi edifici pubblici e promozione delle reti e degli edifici intelligenti.
I DSO (Distribution System Operator) vengono riconosciuti come soggetti sempre più importanti nel sistema elettrico e sono proposte la creazione di un nuovo ente europeo dei DSO, l’introduzione di princípi armonizzati a livello europeo per le tariffe di rete e la possibilità di acquistare e fornire servizi di flessibilità a livello locale per risolvere problemi di congestione. Non sono altresì previsti requisiti addizionali sull’unbundling.
Infine, viene stabilita la centralità del consumatore nel mercato dell’elettricità attraverso la sua partecipazione attiva tramite aggregazione e servizi di flessibilità della domanda (demand response), eliminazione delle tariffe regolate e introduzione dell’obbligo di offrire tariffe dinamiche, strumenti di comparazione del prezzo e informazioni chiave nelle bollette.
La Direttiva Efficienza Energetica prevede che gli Stati Membri debbano contribuire al raggiungimento del target europeo con quote indicative nazionali. Inoltre, si propone di estendere dopo il 2020 l’obbligo in capo agli Stati Membri di risparmio di energia negli usi finali da rispettare tramite schemi obbligatori sugli operatori energetici oppure misure alternative.
La Commissione Europea propone l’introduzione di un obiettivo di decarbonizzazione del settore edifici al 2050 e modifiche finalizzate a incoraggiare l’utilizzo di strumenti smart come automazione/controllo e indicatori di performance, nonché a promuovere le infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici e la correlazione tra il finanziamento delle misure e i risultati conseguiti in termini energetici.
La Commissione Europea propone un nuovo Piano contenente la lista dei prodotti energetici da valutare, revisionare e assoggettare ex novo a regolamenti contenenti requisiti minimi di efficienza energetica (tra i nuovi prodotti: sistemi di controllo/automazione edifici, pannelli fotovoltaici e prodotti ICT).
Aiuti di Stato sui meccanismi di remunerazione della capacita
Il 30 novembre 2016 sono state pubblicate le conclusioni dell’indagine avviata dalla Commissione Europea (DG Competition) nell’aprile 2015 relativamente ai meccanismi di remunerazione della capacità in Europa. Lo studio ha riguardato 11 Paesi, tra cui Italia, Spagna, Portogallo, Francia e Belgio, e ha analizzato i meccanismi di remunerazione esistenti e futuri.
Il Rapporto finale riconosce che i mercati elettrici europei soffrono di alcuni fallimenti di mercato che possono minare gli incentivi agli investimenti.
La Commissione ritiene, quindi, ragionevole che i Paesi Membri affrontino i problemi di adeguatezza della capacità di generazione, attuale o prospettica. L’implementazione di un meccanismo centralizzato di mercato come quello italiano è ritenuta tra le forme più appropriate di intervento.
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 n. 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 n. 2003/54/CE e n. 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 n. 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 altre 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) ha certificato il passaggio a un modello di separazione proprietaria ai sensi della direttiva n. 2009/73/CE.
Nei paragrafi seguenti, oltre a essere delineato il quadro generale della regolazione, vengono descritti i principali provvedimenti del 2016 di carattere trasversale e specifici per singola attività della filiera.
I produttori possono inoltre vendere l’energia elettrica a società operanti nel trading di energia, a grossisti che acquistano per la rivendita al dettaglio e all’Acquirente Unico che ha il compito di assicurare la fornitura di energia ai clienti in regime di maggior tutela.
In particolare, nell’ambito della disciplina del servizio di dispacciamento, l’AEEGSI ha adottato alcuni provvedimenti per la regolazione degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema. Tali 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’AEEGSI. Il decreto legge 24 giugno 2014, n. 91 ha previsto che le unità di produzione programmabili di potenza superiore a 50 MW ubicate in Sicilia fossero considerate unità essenziali in regime di reintegro dei costi.
La norma è stata applicata a partire dal 1° gennaio 2015 fino alla data di entrata in esercizio del nuovo collegamento Sorgente-Rizziconi tra la Sicilia e il Continente (28 maggio 2016).
La normativa ha poi 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.
Con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 30 giugno 2014 è stato approvato lo schema di funzionamento del mercato della capacità precedentemente posto in consultazione dall’AEEGSI.
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.
Con la delibera n. 95/2015/R/eel l’AEEGSI ha proposto al Ministro dello Sviluppo Economico di anticipare l’entrata in funzione del Mercato della Capacità, prevedendone una fase di prima attuazione che dovrebbe partire dal 1° gennaio 2018 e concludersi entro il 31 dicembre 2021, con l’avvio della fase di regime del meccanismo. Secondo la proposta dell’AEEGSI, nella suddetta fase di prima attuazione non sarebbe prevista la partecipazione diretta delle risorse estere al mercato, ma si procederebbe a quantificarne il contribuRelazione sulla gestione 115 to su mera base statistica. Nella fase di prima attuazione Terna procederebbe ad assegnare prodotti di durata annuale con orizzonte di pianificazione (periodo di anticipo tra lo svolgimento dell’asta e l’inizio della consegna dei prodotti assegnati) crescente nel tempo e inferiore ai quattro anni; nella fase di piena attuazione è prevista la partecipazione esplicita delle risorse estere, l’orizzonte di pianificazione è quadriennale mentre la durata dei prodotti rimane annuale.
La disciplina del capacity market è sottoposta all’approvazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, previa notifica e approvazione del meccanismo da parte della Commissione Europea.
A partire dal 24 febbraio 2015 è stato avviato il market coupling dei mercati del giorno prima tra Italia, Austria, Francia e Slovenia. Il market coupling è un meccanismo di integrazione dei mercati del giorno prima che, nel determinare il prezzo dell’energia delle diverse zone di mercato europee coinvolte, alloca contestualmente la capacità di trasporto disponibile tra dette zone, ottimizzando l’utilizzo delle interconnessioni.
Con riferimento al sistema di scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra istituito dalla direttiva n. 2003/87/CE, il Ministero dello Sviluppo Economico ha provveduto nell’ottobre 2016 alla liquidazione di una seconda tranche del credito a favore di Enel Produzione relativo alla mancata allocazione delle quote gratuite e al mancato diritto alla flessibilità durante la fase 2 (anni 2008/2012). Inoltre, la Legge di Stabilità 2016 (legge n. 208/2015) ha modificato l’art. 19 del decreto legislativo n. 30/2013, eliminando il termine del 2015 per la liquidazione dei crediti di cui sopra.
Con la delibera n. 326/2016/R/eel l’AEEGSI 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 sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento 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.
Con successiva delibera n. 477/2016/E/eel l’AEEGSI ha segnalato all’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (”AGCM”) le condotte tenute da alcuni utenti del dispacciamento in immissione operanti sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento, al fine di valutare la potenziale violazione della normativa in materia di diritto della concorrenza. Tra gli utenti oggetto di segnalazione rientra Enel Produzione SpA per quanto riguarda l’offerta sui mercati all’ingrosso dell’impianto di Brindisi. In esito alla segnalazione trasmessa dall’AEEGSI, l’AGCM, in data 6 ottobre 2016, 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 sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento. Il procedimento dovrebbe concludersi entro il mese di maggio del 2017.
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 non possono detenere quote di mercato superiori al 40% dei consumi nazionali; tale soglia può comunque essere elevata al 55% a fronte dell’assunzione di impegni di realizzazione di nuova capacità di stoccaggio per 4 miliardi di metri cubi entro il 2015. In attuazione di tale disposizione, all’inizio del 2011 il Ministero dello Sviluppo Economico (“MISE“) ha approvato il piano di investimenti in nuovi stoccaggi proposto da Eni. Fino a ora sono stati realizzati 2,6 miliardi di metri cubi di nuova capacità di stoccaggio; la legge n. 9/2014 stabilisce che, al fine di limitare i costi per il sistema, la restante capacità di stoccaggio (fino a 4 miliardi di metri cubi) è sviluppata solo se richiesta dal mercato. Gli operatori non hanno manifestato interesse alle aste indette e pertanto la capacità di stoccaggio non è stata ulteriormente sviluppata.
Dopo il via libera delle commissioni parlamentari e il parere positivo dell’AEEGSI, il 6 marzo 2013 è stato firmato il decreto ministeriale di approvazione della disciplina del Mercato a Termine del gas (MT gas) che è ufficialmente partito il 2 settembre 2013. Il MT gas ha completato l’assetto del mercato all’ingrosso italiano, aggiungendosi alla piattaforma 116 Relazione finanziaria annuale 2016 di negoziazione spot (“Borsa gas”), operativa dal 2010, e al mercato del bilanciamento avviato a dicembre 2011 secondo le regole definite dall’AEEGSI.
Le attività di trasporto, stoccaggio e rigassificazione (GNL) sono soggette a regolazione da parte dell’AEEGSI che fissa i criteri tariffari per l’esercizio di tali attività all’inizio di ogni periodo di regolazione (della durata di quattro anni) e ne aggiorna annualmente i corrispettivi.
L’attività di stoccaggio è svolta in regime di concessione (di durata massima ventennale) rilasciata dal MISE ai richiedenti che abbiano i requisiti definiti dal decreto legislativo n. 164/2000. Il Ministero dello Sviluppo Economico con decreto del 6 febbraio 2015 ha confermato anche per il 2015 i criteri di allocazione della capacità attraverso i meccanismi di asta competitiva introdotti nel 2014.
L’attività di GNL è svolta dietro rilascio di apposita autorizzazione ministeriale.
L’accesso alla capacità di trasporto, stoccaggio e rigassificazione avviene attraverso meccanismi non discriminatori definiti dall’AEEGSI, in modo da garantire il Third Party Access (TPA). Il MISE con proprio decreto può concedere l’esenzione dal TPA alle imprese titolari di impianti di stoccaggio, di rigassificazione o di gasdotti di interconnessione con l’estero; l’esenzione viene concessa a valle di esplicita richiesta delle imprese interessate e sulla base di valutazioni sui benefíci dell’infrastruttura per il sistema.
In materia di tariffe di trasporto gas, il Consiglio di Stato ha confermato l’annullamento delle delibere con cui erano state definite le tariffe per il periodo 2010-2013, respingendo il ricorso in appello dell’AEEGSI e accogliendo le tesi proposte da Enel Trade. L’AEEGSI ha presentato ricorso per revocazione avverso la sentenza del Consiglio di Stato. Risulta ancora pendente dinanzi al TAR il ricorso avverso le delibere di definizione dei criteri tariffari per il periodo 2014-2017.
Con riferimento agli importi spettanti alle imprese ammesse al meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento di gas naturale (APR), con la delibera n. 649/2016/R/gas l’AEEGSI ha stabilito l’ammontare definitivo riconoscendo il massimo importo per Enel percepibile da tale meccanismo pari a 61 milioni di euro complessivi sul triennio 2014-2016.
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.
Le tariffe di distribuzione sono fissate dall’AEEGSI all’inizio di ogni periodo di regolazione secondo il principio della copertura del costo totale del servizio, considerando i costi operativi, gli ammortamenti e una congrua remunerazione del capitale investito.
La quota parte delle tariffe a copertura dei costi operativi è aggiornata annualmente mediante il meccanismo del price cap, ovvero sulla base del tasso di inflazione e di un tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti denominato Xfactor.
La remunerazione del capitale investito riconosciuto e gli ammortamenti sono revisionati ogni anno per tener conto dei nuovi investimenti, degli ammortamenti riconosciuti in tariffa e della rivalutazione degli asset mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi.
Con la delibera n. 654/2015/R/eel l’AEEGSI, contestualmente alla pubblicazione delle tariffe di rete obbligatorie da applicarsi ai clienti finali nel 2016, ha definito i criteri per il nuovo periodo tariffario della distribuzione e misura di energia elettrica che saranno in vigore per i prossimi otto anni (2016-2023).
L’AEEGSI, con riferimento al primo sottoperiodo (NPR1), pur confermando sostanzialmente il quadro regolatorio generale, ha introdotto rilevanti modifiche riguardo ai tempi e alla modalità di riconoscimento dei nuovi investimenti in tariffa.
In particolare, l’AEEGSI ha previsto la riduzione del cosiddetto “lag regolatorio”, ovvero ha ridotto fino a un massimo di un anno (dai due previsti nel precedente periodo regolatorio) il periodo che intercorre prima del riconoscimento in tariffa della remunerazione dei nuovi investimenti, prevedendo al contempo l’eliminazione della maggiorazione di un punto percentuale del WACC. Quest’ultima misura era stata introdotta nel 2012 dall’AEEGSI proprio per compensare dal punto di vista economico la penalizzazione del riconoscimento ritardato dei nuovi investimenti.
Gli operatori sono pertanto tenuti a notificare all’AEEGSI, già entro la fine dell’esercizio, il preconsuntivo degli investimen ti realizzati nell’anno, consentendo così all’AEEGSI di inserirli nel calcolo della tariffa obbligatoria pubblicata entro la fine dell’esercizio stesso e relativa all’anno successivo. Tali investimenti vengono quindi inseriti nel capitale investito regolatorio (c.d. “RAB”) già a partire dal 1° gennaio dell’esercizio successivo alla loro realizzazione. Conseguentemente, diviene dunque possibile per gli operatori correlare il ricavo generato dagli investimenti effettuati con gli ammortamenti degli stessi.
È stato infine determinato il livello dei costi operativi riconosciuti e la modalità di restituzione delle eventuali extra efficienze ai clienti. In particolare, l’AEEGSI ha confermato una ripartizione simmetrica delle extra efficienze e la restituzione al 2019 delle efficienze conseguite e mantenute temporaneamente alle imprese nel corso del terzo e del quarto periodo regolatorio. L’X-factor utilizzato nell’aggiornamento dei costi operativi riconosciuti in tariffa è pari all’1,9% per l’attività di distribuzione e all’1% per le attività di misura.
Infine, con riferimento al secondo sottoperiodo (NPR2), l’AEEGSI ha annunciato il passaggio a una regolazione tariffaria basata sui costi totali (metodologia Totex).
Con la delibera n. 233/2016/R/eel l’AEEGSI ha pubblicato le tariffe di riferimento provvisorie per l’attività di distribuzione dell’energia elettrica per l’anno 2016, in base alle quali viene determinato, per ciascun esercente, il livello dei ricavi riconosciuti per lo svolgimento delle proprie attività. Tali tariffe recepiscono le novità introdotte con la delibera n. 654/2015/R/eel e in particolare l’eliminazione del lag regolatorio e della correlata maggiorazione di un punto percentuale sul WACC, che veniva garantita agli operatori quale ristoro del fatto che la remunerazione degli investimenti fosse riconosciuta in tariffa solo a partire dal secondo anno successivo alla loro realizzazione. Pertanto tali tariffe includono la remunerazione, in base al WACC vigente, del capitale investito regolatorio dell’esercizio 2015 e la remunerazione, sempre calcolata in base al WACC, dell’aumento forfetario della RAB che ha sostituito, solo in relazione agli investimenti 2012-2014, l’eliminazione della maggiorazione del WACC.
Con la delibera n. 606/2016/R/eel l’AEEGSI ha pubblicato le tariffe di riferimento provvisorie per l’attività di misura dell’energia elettrica per l’anno 2016, sulla base dei dati patrimoniali pre-consuntivi relativi al 2015. Secondo le previsioni della delibera n. 654/2015/R/eel, le tariffe di riferimento definitive per l’anno 2016, che rappresentano il livello dei ricavi riconosciuti per ciascun esercente, devono essere pubblicate entro il 28 febbraio 2017, sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all’anno 2015.
Con la delibera n. 87/2016/R/eel l’AEEGSI ha approvato le specifiche funzionali dei contatori elettronici di seconda generazione, prevedendo anche i livelli di performance dei nuovi sistemi di smart metering.
Con la successiva delibera n. 646/2016/R/eel l’AEEGSI ha emanato la disciplina tariffaria per il riconoscimento dei costi per la misura dell’energia elettrica in bassa tensione e ha definito le disposizioni in materia di messa in servizio dei sistemi di smart metering di seconda generazione. In detta delibera, l’AEEGSI ha stabilito che gli investimenti relativi ai sistemi di smart metering 2G saranno riconosciuti secondo un approccio incentivante, anticipando in via sperimentale la metodologia Totex che sarà adottata a partire dal 2020.
Con la delibera n. 458/2016/R/eel l’AEEGSI ha emanato il nuovo Testo Integrato della Misura Elettrica (TIME), che entrerà in vigore il 1° gennaio 2017. Tra le novità introdotte, vengono modificati gli obblighi a carico dei distributori in tema di lettura dei contatori in bassa tensione, incrementandone la frequenza, e viene modificata la disciplina delle penali in caso di mancata lettura. La delibera estende inoltre i requisiti funzionali dei contatori 2G di cui alla delibera n. 87/2016/R/ eel anche ai punti di misura in bassa tensione di generazione.
Riguardo alla qualità del servizio, l’AEEGSI, con la delibera n.
646/2015/R/eel, ha definito la regolazione out-put 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 funzionalità avanzate di gestione della rete di distribuzione.
La delibera conferma l’impianto generale della regolazione, che prevede la fissazione da parte dell’AEEGSI di livelli tendenziali annui relativamente a indicatori di continuità del servizio.
Sulla base di tali indicatori, i distributori sono soggetti a premi o penali, a seconda delle effettive performance.
Inoltre, la delibera delinea l’avvio della futura regolazione per gli investimenti innovativi sulla rete di distribuzione.
La delibera n. 781/2016/R/eel ha integrato il TIQE prevedendo un’estensione delle tempistiche per la conclusione delle sperimentazioni in merito alle funzionalità avanzate di rete, al fine di permettere agli operatori di proporre all’AEEGSI analisi più dettagliate.
Con la delibera n. 549/2016/R/eel l’AEEGSI ha introdotto, per il periodo 2017-2023, i princípi generali per la regolazione sperimentale incentivante (solo premiante) finalizzata alla riduzione della durata delle interruzioni con preavviso sulle reti BT e MT.
Con la delibera n. 377/2015/R/eel, l’AEEGSI ha completato la disciplina delle perdite sulle reti di distribuzione, rivedendo i fattori percentuali convenzionali di perdita a decorrere dal 1° gennaio 2016 e il meccanismo di perequazione delle perdite da applicare alle imprese di distribuzione a partire dall’anno 2015. In particolare, tale meccanismo di perequazione tiene in considerazione la diversificazione territoriale delle perdite sulle reti di distribuzione.
Con la delibera n. 782/2016/R/eel l’AEEGSI ha avviato, a partire dal 1° gennaio 2017, la seconda fase della riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici. Obiettivo della riforma è quello di superare la progressività della tariffa di rete e degli oneri di sistema, in modo da incentivare i consumi efficienti nonché eliminare l’attuale sistema dei sussidi incrociati tra categorie di clienti domestici, al fine di rendere la tariffa aderente ai costi reali del servizio. La riforma, partita nel 2016, entrerà a regime nel 2018 quando sarà completamente abbandonata la “struttura progressiva” che prevede un prezzo del kWh crescente all’aumentare dei consumi.
Nello specifico, la nuova struttura in vigore dal 1° gennaio 2017 prevede, per quanto riguarda la tariffa di distribuzione, il completo superamento della progressività. Per gli oneri di sistema è previsto, invece, un primo intervento finalizzato a diminuire l’effetto di progressività.
Con lo stesso provvedimento sono state anche introdotte per un periodo di 24 mesi (dal 1° aprile 2017 al 31 marzo 2019) alcune agevolazioni temporanee sui contributi di connessione e sui contributi in quota fissa di competenza del distributore per le richieste di variazione del livello di potenza. La delibera rimanda a successivi provvedimenti la definizione di misure perequative a favore delle imprese di distribuzione.
Parallelamente, al fine di annullare l’eventuale aumento tariffario per i clienti in stato di disagio economico, l’AEEGSI ha aggiornato anche per il 2017 l’importo del bonus sociale.
Con la delibera n. 268/2015/R/eel l’AEEGSI ha definito il “Codice di Rete tipo” del servizio di trasporto che regola i rapporti tra venditori e distributori in merito alle garanzie prestate dai venditori ai distributori, ai termini di pagamento del servizio di trasporto da parte dei venditori e ai termini di versamento degli oneri di sistema e delle ulteriori componenti da parte dei distributori a Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) e 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 dai venditori ai distributori in relazione al servizio di trasporto, la sentenza del Consiglio di Stato del 24 maggio 2016 ha annullato la delibera n. 612/2013/R/eel, stabilendo che le stesse debbano essere calcolate al netto degli oneri di sistema. La sentenza ha comunque demandato all’autonomia contrattuale delle parti, nella stipulazione dei singoli contratti di trasporto, la regolazione eventuale di questo profilo.
Diverse società di vendita e un’associazione di settore, rifacendosi a tale sentenza, hanno impugnato la delibera n.
268/2015/R/eel (CADE) chiedendo proprio l’annullamento della previsione che include gli oneri di sistema all’interno delle suddette garanzie.
Successivamente, con la delibera n. 751/2016/R/eel l’AEEGSI, respingendo un reclamo presentato dal trader E.JA, ha ritenuto infondate sia le pretese di ridurre l’importo delle garanzie prestate al netto degli oneri di sistema, sia di effettuare compensazioni rispetto a importi già versati al distributore, precisando che il CADE prevede che gli importi relativi agli oneri di sistema debbano essere versati al distributore sulla base di quanto fatturato dallo stesso al trader e non di quanto effettivamente versato dai clienti al trader.
Relativamente alle procedure e alle condizioni economiche per la connessione degli impianti di produzione alle reti di distribuzione, l’AEEGSI ha pubblicato la delibera n.
424/2016/R/eel che aggiorna il Testo Integrato per le Connessioni (TICA), prevedendo in particolare l’introduzione di corrispettivi differenziati per gli impianti di piccola potenza.
Con riferimento alla regolazione delle reti private (in particolare Sistemi di Distribuzione Chiusi e Sistemi Semplici di Produzione e Consumo), la deliberazione n. 788/2016/R/eel dell’AEEGSI ha completato il quadro regolatorio, aggiornando il registro delle Reti Interne di Utenza e prorogando la data di Relazione sulla gestione 119 decorrenza delle previsioni contenute nel Testo Integrato dei Sistemi di Distribuzione Chiusi (TISDC) dal1° gennaio 2017 al 1° ottobre 2017.
In data 10 dicembre 2015 l’AGCM ha notificato a Enel SpA e a e-distribuzione l’avvio di un procedimento sanzionatorio allo scopo di accertare l’eventuale esistenza di una strategia di Gruppo volta a ostacolare lo sviluppo del mercato dei sistemi di monitoraggio dei consumi. In data 19 maggio 2016 l’AGCM ha disposto la pubblicazione degli impegni proposti dalle due società, valutandoli, pertanto, non manifestamente infondati. A seguito del market test, in data 8 settembre 2016, l’AGCM ha reso noto di aver concluso il procedimento, senza accertamento di infrazione e irrogazione di sanzione, accettando gli impegni presentati dalle due società.
L’obiettivo di promozione dell’efficienza energetica negli usi finali è stato perseguito in Italia principalmente attraverso il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE), avviato dal 1° gennaio 2005 secondo le disposizioni contenute nei decreti del 20 luglio 2004.
Il meccanismo prevede la definizione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico degli obiettivi nazionali di risparmio energetico che devono essere conseguiti annualmente dalle imprese di distribuzione di energia elettrica e gas.
Con il decreto del 28 dicembre 2012 il Ministero dello Sviluppo Economico ha fissato gli obiettivi di risparmio energetico per gli anni 2013-2016.
I distributori devono dimostrare entro il 31 maggio di ogni anno di essere in possesso di un numero di TEE almeno pari al 50% (60% per gli anni 2015-2016) del proprio obbligo compensando la quota residua negli anni successivi.
Lo stesso decreto ha disposto il passaggio dell’attività di gestione del meccanismo dei TEE al GSE, restando invece di competenza dell’AEEGSI la determinazione del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti dai distributori secondo nuovi criteri definiti dal decreto ministeriale stesso.
In particolare, l’AEEGSI ha previsto la definizione di un contributo tariffario preventivo fissato all’inizio di ciascun anno d’obbligo e aggiornato al termine dello stesso anno per tener conto dei prezzi medi effettivamente registrati sul mercato dei TEE.
Con la determina n. 11 del 2016 del 16 giugno 2016 l’AEEGSI ha fissato a 114,83 €/TEE il valore del contributo tariffario definitivo per l’anno d’obbligo 2015.
Il contributo tariffario preventivo per l’anno d’obbligo 2016 è stato invece fissato a 118,37 €/TEE; quest’ultimo sarà rivisto sulla base dei prezzi di mercato a consuntivo del periodo di riferimento.
Come disposto dalla direttiva n. 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).
L’esercizio dell’attività di salvaguardia è assegnato ai venditori del mercato libero su base territoriale tramite aste triennali. Per il periodo 2014-2016, Enel Energia è risultata assegnataria delle aree corrispondenti alle regioni Veneto, Emilia-Romagna, Friuli Venezia Giulia, Sardegna, Campania, Abruzzo, Calabria e Sicilia. Per il periodo 2017-2018, a seguito della procedura concorsuale disciplinata dalla delibera n.
538/2016/R/eel, Enel Energia è risultata aggiudicataria delle aree corrispondenti alle regioni Liguria, Piemonte, Valle d’Aosta, Trentino-Alto Adige, Lombardia, Lazio, Puglia, Molise, Basilicata. Le condizioni economiche applicate ai clienti finali sono definite sulla base di quanto previsto dalla normativa primaria e secondaria.
Il servizio di maggior tutela è garantito da società di vendita collegate ai distributori. Le condizioni economiche di fornitura del servizio sono definite dall’AEEGSI e aggiornate periodicamente, secondo criteri predefiniti tali da consentire la copertura dei costi degli esercenti. In particolare, l’AEEGSI aggiorna annualmente la componente a copertura dei costi di commercializzazione degli esercenti la maggior tutela (RCV) in modo da assicurare la copertura del costi operativi, degli ammortamenti e degli oneri di morosità e una congrua remunerazione del capitale investito. Con le delibere n.
659/2015/R/eel e n. 816/2016/R/eel sono stati definiti i livelli di remunerazione per il 2016 e il 2017.
Negli ultimi anni l’AEEGSI ha adottato provvedimenti volti a contenere il rischio creditizio degli operatori, aumentato soprattutto per effetto della congiuntura economica.
Nel 2016 l’AEEGSI 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’e nergia elettrica e del gas tramite una banca dati centrale dei punti di prelievo (RCU).
L’AEEGSI, attraverso vari provvedimenti, ha disciplinato diversi servizi, alcuni dei quali a oggi già attivi, altri in via di attuazione. l’AEEGSI ha per esempio voluto centralizzare sul SII, attraverso un percorso graduale, la gestione dei processi commerciali di voltura e switching per entrambi i settori (elettrico e gas) e le 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, facilitando così la gestione di alcuni processi. In ragione di tali peculiarità, con il decreto ministeriale n. 94 del 13 maggio 2016, il SII è stato individuato anche quale strumento di riferimento per la gestione del processo di addebito del canone TV nella bolletta elettrica.
A febbraio 2015 il Governo ha trasmesso al Parlamento il disegno di legge “Concorrenza” (DDL Concorrenza) che prevede l’abrogazione della disciplina transitoria dei prezzi del gas e dell’energia elettrica a partire dal 1° luglio 2018.
Il DDL, attualmente in esame al Parlamento, attribuisce all’AEEGSI il compito di disciplinare le misure volte a garantire la fornitura del servizio di ultima istanza ai clienti precedentemente rientranti nel perimetro di tutela.
Al fine di definire un percorso di riforma degli attuali meccanismi di mercato per la tutela, l’AEEGSI, con la delibera n.
369/2016/R/eel, ha previsto, a partire dal 1° gennaio 2017, l’introduzione del servizio di Tutela Simile, offerto a chi non ha ancora scelto un fornitore sul mercato libero.
Con la delibera n. 209/2016/E/com l’AEEGSI, in attuazione del decreto legislativo n. 130/2015, ha disciplinato, con decorrenza 1° gennaio 2017, il tentativo obbligatorio di conciliazione anche per l’attività di vendita di energia elettrica e gas, quale condizione di procedibilità per l’azione giudiziale nelle controversie tra clienti finali e operatori.
Con la delibera n. 463/2016/R/com l’AEEGSI ha emanato il nuovo testo integrato della fatturazione del servizio di vendita al dettaglio (TIF), modificando e introducendo nuove regole di fatturazione dell’energia elettrica ai clienti finali e di utilizzo dei dati di misura.
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’AEEGSI.
Con le procedure a evidenza pubblica svolte a settembre 2014 sono stati individuati i titolari dei servizi di ultima istanza per il biennio 1° ottobre 2014 - 30 settembre 2016. Enel Energia è stata individuata come FUI su 7 delle 8 aree territoriali in gara (l’area Valle d’Aosta, Piemonte e Liguria è stata assegnata a Eni) e come FDD in 6 aree su 8 (le aree Friuli Venezia Giulia ed Emilia-Romagna e Toscana, Umbria e Marche sono state assegnate a Hera Comm).
Con la delibera 465/2016/R/gas l’AEEGSI 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. A valle delle aste svolte a settembre 2016, 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).
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’AEEGSI 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’AEEGSI aveva modificato (in riduzione) la formula di determinazione di tale componente per gli anni Relazione sulla gestione 121 termici 2010-2011 e 2011-2012. Il 10 aprile 2014 l’AEEGSI ha presentato appello al Consiglio di Stato. Il 18 novembre 2016 il Consiglio di Stato ha respinto l’appello che l’AEEGSI 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”.
In merito alla definizione della componente a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale, l’AEEGSI ha confermato per il periodo 1° ottobre 2016 - 31 dicembre 2017, estendendone di un trimestre l’applicazione rispetto alla durata dell’anno termico, 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 la delibera n. 312/2016/R/gas l’AEEGSI, in attuazione del Regolamento europeo n. 312/14, ha avviato dal 1° ottobre 2016 il nuovo regime di bilanciamento, con l’obiettivo tra l’altro di aumentare la disponibilità di risorse flessibili per bilanciare il sistema e migliorare il set informativo degli utenti.
Con la delibera n. 137/2016/R/com l’AEEGSI ha sostituito il testo Integrato Unbundling Contabile di cui alla delibera n. 231/2014/R/com (in vigore fino all’esercizio 2015) con un nuovo testo, integrato con la disciplina per il settore idrico (in vigore dall’esercizio 2016).
Nel 2015, con la delibera n. 296/2015/R/com, l’AEEGSI ha disciplinato gli obblighi di separazione funzionale per gli esercenti del settore dell’energia elettrica e del gas. In particolare, l’AEEGSI ha previsto l’obbligo di separazione del marchio, degli altri segni distintivi (tra cui la ragione sociale) e delle politiche di comunicazione delle imprese di distribuzione rispetto alle imprese di vendita che operano all’interno di un medesimo gruppo societario e tra le attività di vendita in maggior tutela e sul mercato libero.
Tra aprile e luglio 2016 il TAR Lombardia ha respinto i ricorsi promossi da Enel Distribuzione, Enel Servizio Elettrico ed Enel Energia. In esecuzione della sentenza TAR, Enel Distribuzione ed Enel Servizio Elettrico hanno pertanto modificato la propria ragione sociale (e relativo marchio), assumendo rispettivamente quella di “e-distribuzione SpA” e “Servizio Elettrico Nazionale SpA”. Le società e-distribuzione, Servizio Elettrico Nazionale ed Enel Energia hanno impugnato le sentenze TAR dinanzi al Consiglio di Stato, che il 7 dicembre 2016 ha sospeso gli effetti della delibera limitatamente all’obbligo di separazione dei canali informativi, spazi fisici e personale entro il 1° gennaio 2017. L’udienza di merito è fissata per il 13 aprile 2017.
Con la delibera n. 327/2016/R/eel l’AEEGSI ha prorogato al 1° gennaio 2017 il termine entro cui le imprese di vendita in maggior tutela e sul mercato libero sono tenute a implementare le misure di separazione del marchio, degli altri segni distintivi e delle politiche di comunicazione previste dal provvedimento n. 296/2015/R/com.
Con la delibera n. 333/2016/R/eel l’AEEGSI ha definito la regolazione da attuare agli sbilanciamenti effettivi nel periodo luglio 2012 - settembre 2014 in seguito alle sentenze del TAR Lombardia e del Consiglio di Stato che avevano annullato la regolazione vigente in quel periodo.
Con le delibere n. 444/2016/R/eel e n. 800/2016/R/eel l’AEEGSI ha riformato la disciplina dei prezzi di sbilanciamento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, prevedendo l’applicazione di un sistema misto single price/ dual price alle unità di consumo e alle unità di produzione non abilitate al Mercato dei Servizi di Dispacciamento. Il regime prevede l’applicazione del single price per gli sbilanciamenti rientranti in una banda pari al 15% del programma vincolante di prelievo/immissione. Per le unità di produzione non programmabili è prevista l’applicazione del single price.
Le delibere prevedono inoltre dal 1° maggio 2017 la transizione a un sistema di determinazione del segno di sbilanciamento macrozonale basato sulle misure effettive degli sbilanciamenti degli operatori. L’entrata in operatività della misura è condizionata all’approvazione dell’AEEGSI di una proposta da parte di Terna di un algoritmo di stima del suddetto segno.
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 assegnati tramite meccanismi competitivi istituiti tramite il decreto legislativo n. 28/2011 di recepimento della direttiva 2009/28/CE e il relativo decreto ministeriale attuativo (datato 6 luglio 2012). In particolare il decreto 6 luglio 2012 prevede:
per gli impianti entrati in esercizio entro il 2012, l’applicazione del meccanismo dei certificati verdi, titoli negoziabili in misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto rinnovabile, valido fino all’anno 2015. A partire dal 1° gennaio 2016 e per il restante periodo di diritto all’incentivo, il diritto ai Certificati Verdi è stato convertito in una tariffa con la medesima remunerazione;
per gli impianti che entreranno in produzione dopo il 1° gennaio 2013, ai sensi di quanto previsto dal decreto ministeriale 6 luglio 2012, l’applicazione, per gli impianti con potenza superiore a 5 MW, di un meccanismo basato su aste competitive al ribasso distinte per tecnologia e, per gli impianti di potenza inferiore ai 5 MW, l’iscrizione in appositi registri con determinati criteri di priorità.
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 2016 il costo indicativo cumulato annuo è di 5,418 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.
Decreto ministeriale fonti rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico del 23 giugno 2016
In data 23 giugno 2016 è stato pubblicato un nuovo decreto ministeriale sugli incentivi per le fonti rinnovabili diverse da quella fotovoltaica. Si tratta di un decreto transitorio (solo per l’anno 2016) che ricalca l’impostazione del precedente decreto del 6 luglio 2012. Sono previsti meccanismi competitivi per l’accesso agli incentivi, quali aste per impianti con potenza maggiore di 5 MW (che sono state concluse a fine 2016) e registri per gli impianti con potenza ≤5 MW.
Il 31 marzo 2016 il Ministero dell’Industria, Energia e Turismo ha iniziato la procedura per l’introduzione di una nuova ordinanza ministeriale con cui verrà stabilita la remunerazione per l’attività di distribuzione per l’anno 2016, conformemente con quanto disposto dall’ordinanza IET/2735/2015. Transitoriamente, fino all’approvazione di tale nuova ordinanza, verrà mantenuta la remunerazione prevista per l’anno 2015. Tale ordinanza (IET/980/2016) è stata pubblicata il 16 giugno, stabilendo la remunerazione per l’attività di distribuzione per l’anno 2016. A Endesa è stata assegnata una remunerazione pari a 2.014 milioni di euro. Inoltre, sempre per Endesa, il livello degli incentivi per qualità del servizio e perdite non tecniche è stato fissato pari a 7 e 2 milioni di euro rispettivamente. Tale ordinanza determina anche la remunerazione base del primo periodo regolatorio che va dal 1° gennaio 2016 al 31 dicembre 2019.
Il 10 settembre 2016 è stata pubblicata l’ordinanza IET/1451/2016 che determina le percentuali di attribuzione dei costi per il finanziamento del Buono Sociale per il 2016. Endesa dovrà sostenere il 41,10% dei costi.
Il 24 ottobre 2016 la Corte Suprema ha dichiarato inapplicabile il regime di finanziamento del Buono Sociale precedentemente stabilito, in quanto incompatibile con la direttiva europea 2009/72/CE.
Il 24 dicembre 2016 è stato pubblicato il regio decreto legge n. 7/2016 con il quale si regola il meccanismo di finanziamento del Buono Sociale e altre misure a protezione dei consumatori vulnerabili. In base a esso, il Buono Sociale coprirà la differenza tra il prezzo per il consumatore domestico (PVPC) e un valore base, che potrà essere distinto a seconda delle categorie di consumatore vulnerabile, e che si chiamerà tariffa di ultima istanza, che sarà applicata dal venditore di riferimento in bolletta ai consumatori aventi diritto.
Il Buono Sociale sarà finanziato dalle società di vendita o dalla holding per le società verticalmente integrate. La percentuale di attribuzione dei costi per il finanziamento del Buono Sociale verrà stabilita annualmente dalla Autorità per i Mercati e la Concorrenza (CNMC) e sarà proporzionale al numero dei clienti. In via transitoria, è stato stabilito che Endesa dovrà sostenere il 37,67% dei costi di finanziamento.
Il regio decreto legge n. 7/2016 dovrà essere approvato da regio decreto entro tre mesi dalla data di pubblicazione. Efficienza energetica L’ordinanza IET/359/2016 del 17 marzo 2016 ha disposto a carico di Endesa un apporto al Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica di 29,7 milioni di euro, corrispondenti agli obblighi di risparmio energetico relativi al 2016.
Il 25 novembre 2016 è stato pubblicato il regio decreto n. 469/2016 che stabilisce il metodo per fissare il margine di commercializzazione del prezzo volontario per il consumatore domestico, dando compimento a diverse sentenze della Corte Suprema che avevano dichiarato non valido il margine fissato in base alle disposizioni del regio decreto n. 216/2014. Il 24 dicembre 2016 è stata pubblicata l’ordinanza ministeriale ETU/1948/2016 che, a partire dal 1° gennaio 2017, stabilisce i valori del margine di commercializzazione del PVPC per gli anni 2014, 2015, 2016 e per il futuro.
Durante gli ultimi mesi del 2015 è stato definito il criterio per assegnare incentivi ai nuovi impianti di energia rinnovabile, in linea con l’ultimo quadro normativo. Ciò annulla l’efficacia della moratoria imposta dal regio decreto legge n. 1/2012. Questo criterio, che prevede l’assegnazione mediante un processo d’asta, era stato già contemplato nella nuova legge sull’approvvigionamento elettrico, anche se i dettagli per la sua applicazione rimanevano ancora da definire. È stato definito mediante il regio decreto n. 947/2015, il decreto ministeriale IET/2212/2015 e la risoluzione del 30 novembre del Segretario di Stato per l’energia. La prima asta, fissata per il 14 gennaio 2016, sollecita 500 MW di potenza eolica e 200 MW da biomasse. L’asta è stata aggiudicata, per i progetti eolici, senza nessun incentivo, mentre nel caso dei progetti di biomassa è stato riconosciuto il solo incentivo legato ai costi di gestione degli impianti (componente Ro). Enel Green Power España, che ha partecipato all’asta per l’assegnazione di capacità eolica, non è stata aggiudicataria di nessun progetto.
Il nuovo Governo spagnolo è stato costituito a ottobre con la nomina del Presidente Mariano Rajoy, dopo 10 mesi di Governo ad interim. Il nuovo segretario di Stato dell’Energia è stato designato il 15 novembre e, successivamente alla sua nomina, sono state preparata due bozze importanti per le rinnovabili: la prima sulla revisione dei parametri retributivi per il periodo 2017-2019 e la seconda su un nuovo regio decreto e su un decreto ministeriale per svolgere alcune aste durante il 2017 per 3.000 MW.
A ottobre del 2016 è iniziato anche un nuovo progetto per la realizzazione e l’applicazione del Grid Code, che è molto importante per l’integrazione delle rinnovabili.
A febbraio 2016 il Governo ha avallato il progetto di legge n. 58/2015 che modifica alcuni aspetti della legge n. 09/2013. Questo disegno di legge prevede che i produttori di energia rinnovabile possano accedere anche alle reti di bassa tensione.
Le condizioni specifiche verranno definite e regolamentate successivamente. Tale disegno di legge regola anche aspetti relativi all’immissione di energia rinnovabile in eccesso nella rete ad alta tensione. Il 9 giugno 2016 è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale la legge n. 48/2015 per organizzare il mercato elettrico e creare un nuovo regolatore per l’elettricità (ANRE). Il nuovo regolatore dovrà fissare le tariffe di trasporto e distribuzione di energia elettrica ed eliminare le discriminazioni nell’acceso alle reti di trasporto di elettricità.
Il 24 giugno 2016 il Governo ha approvato tre decreti legge per riformare principalmente l’attività di MASEN. I testi dovranno essere approvati dalle due camere del Parlamento marocchino. Nel futuro, MASEN e non più ONEE, sovraintenderà alle attività rinnovabili in Marocco, a eccezione delle rinnovabili di soggetti privati (legge n. 13/2009) e delle stazioni di pompaggio (STEP). Si prevede, quindi, un trasferimento di attività e di competenze da ONEE a MASEN. Con le future modifiche, l’agenzia pubblica ADEREE si concentrerà sui temi dell’efficienza energetica.
Nel terzo trimestre del 2016 sono state pubblicate tre nuove leggi che modificano le funzioni di alcuni importanti enti regolatori del settore energetico in Marocco:
la legge n. 37/2016, che modifica e integra la legge MASEN n. 57/2009, prevede che MASEN venga rinominato “L’Agenzia Marocchina per l’Energia Sostenibile”, si occuperà di sviluppare il settore dell’energia elettrica da tutte le fonti di rinnovabili (eolica, solare, idrica) con obiettivi predefiniti per legge (dovrà costruire nuovi impianti per una capacità totale di 3.000 MW entro il 2020 e 6.000 MW entro il 2030). Gli investitori privati potranno sviluppare impianti di energia rinnovabile in applicazione della legge n. 13/2009;
la legge n. 38/2016, che modifica e completa l’art. 2 del Dahir 1-63-226, dispone la rimozione da ONEE di qualsiasi funzione relativa alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, a eccezione dei cosiddetti “STEPs” e dei progetti rinnovabili nel quadro normativo della legge n. 13/2009, nonché il trasferimento di tutti i beni di produzione (ER) e di una parte dei dipendenti da ONEE a MASEN (entro un periodo massimo di cinque anni);
la legge n. 39/2016, che modifica e integra la legge n. 16/2009, prevede la rimozione delle competenze di ADEREE relative alla produzione di energia rinnovabile e la loro assegnazione in favore di MASEN. ADEREE, di fatto, si occuperà solo di efficienza energetica e cambierà il suo nome in “Agence Marocaine pour l’Efficacité Energétique”.
Mercato della capacità e capacity payment
Il 27 giugno scorso è stato pubblicato il decreto del Governo n. 563 recante modifiche alle modalità di calcolo del prezzo dei capacity payment (DPM), che ne assicurano una corretta definizione sia per il 2017 sia per gli anni in avanti.
Il decreto del Governo n. 1458 del 23 dicembre 2016 ha mantenuto anche per il 2017 i coefficienti delle penali per indisponibilità degli impianti ai livelli minimi.
Il 5 luglio 2016 il Servizio Federale Antitrust (FAS) ha emesso un avviso ufficiale affinché T Plus elimini le pratiche scorrette poste in essere contro Enel Russia in relazione al mercato del calore. In particolare, l’avviso prevede un obbligo per T Plus di sottoscrivere un contratto di fornitura del calore con Enel Russia in relazione all’impianto SuGRES nella città di Ekaterinburg.
Con il decreto del 1° dicembre 2016 il Governo ha stabilito regole più stringenti per UHS (Unified Heat Supplier) nel caso di mancato rispetto delle tempistiche di pagamento verso altri fornitori e per i servizi di rete. Nello specifico, UHS perderà la licenza di fornitura nel caso di mancato pagamento dei fornitori per due periodi di fatturazione consecutivi, nonché nel caso di ripetuta violazione di altri termini contrattuali. La violazione deve in ogni caso essere accertata dal giudice o dal Servizio Federale Antitrust (FAS).
Metodologia per il riconoscimento degli investimenti in distribuzione
A marzo 2016 ANRE ha approvato una nuova procedura di riconoscimento degli investimenti ai fini tariffari, che entrerà in vigore a partire dal 2017, e che nel 2016 servirà da raccomandazione per i distributori. In particolare la procedura prevede (i) il non riconoscimento di investimenti inefficienti, (ii) il non riconoscimento dei costi dei lavori che eccedano del 10% i costi preventivati, (iii) la possibilità di modificare soltanto al massimo del 10% il piano annuale di investimenti una volta presentato.
A dicembre 2016 ANRE ha pubblicato le tariffe di distribuzione per il 2017, pari in media a 98,6 lei/MWh, in riduzione dell’8% circa rispetto alle tariffe di distribuzione del 2016. ù
Nell’ambito del progetto pilota di smart metering, alla fine del 2016 risultavano installati 110.000 contatori elettronici. I risultati dei progetti pilota sono stati trasmessi al regolatore ANRE, che sta lavorando all’analisi costi-benefíci per l’approvazione del progetto di roll-out massivo 2017-2020.
In Romania la principale forma di incentivazione per tutte le fonti rinnovabili è il sistema dei certificati verdi (CV), a eccezione degli impianti idroelettrici con potenza superiore a 10 MW, i quali non accedono a nessuno schema incentivante. I venditori hanno l’obbligo di acquistare ogni anno una determinata quota di fonte rinnovabile tramite l’acquisto di CV – sulla base di obiettivi annuali stabiliti dalla legge – come quote di produzione lorda da rinnovabile. L’Autorità rumena pubblica annualmente la quota obbligatoria ricalcolata al fine di equilibrare la domanda e l’offerta. Il valore dei certificati varia sulla base di coefficienti moltiplicativi differenziati per fonte. In particolare, 2 CV per ogni MWh di produzione da biomassa, geotermica ed eolica fino al 2017 (dopo il 2017 1 CV), 6 CV per ogni MWh di produzione fotovoltaica, 3 CV per ogni MWh di produzione idroelettrica per impianti di nuova costruzione. Il prezzo dei CV è definito per legge in un intervallo tra un valore minimo e un valore massimo (cap & floor). In caso di inadempimento, i venditori sono soggetti a una penale.
L’ordinanza di modifica temporanea del meccanismo dei certificati verdi CV, EGO n. 57/2013, ha stabilito la sospensione per un periodo limitato (dal 1° luglio 2013 al 31 marzo 2017) della commercializzazione di parte dei certificati dovuti ai produttori rinnovabili (1 CV/MWh per l’eolico e mini-idro e 2 CV/MWh per il fotovoltaico). Nella legislazione attuale i CV trattenuti potranno essere commercializzati gradualmente a partire dal 1° aprile 2017 (per il fotovoltaico e per il mini-idro) o dal 1° gennaio 2018 (per gli impianti eolici) fino a dicembre 2020. Il Governo sta elaborando però un nuovo programma per il periodo di reinserimento, che potrebbe essere posticipato al 2018-2025 per gli impianti eolici e al 2025-2030 per il fotovoltaico. Il 30 dicembre 2016 il Governo ha pubblicato la quota di energia rinnovabile incentivata per il 2017, pari all’8,3%; nel 2016 tale quota era pari al 12,15%.
Nel meccanismo di incentivazione greco prevale il sistema della feed-in tariff differenziato per fonte. Negli anni 2012-2014 varie misure sono state introdotte per ridurre il deficit di sistema riducendo gli incentivi. Un nuovo meccanismo di sostegno Fonti di Energia Rinnovabile (FER), sulla base di linee guida sugli aiuti di Stato 2014-2020, tra cui feed-in premium e gare, è entrato in vigore il 1° gennaio 2016 sostituendo il regime precedente. Lo schema finale è stata approvato dal Parlamento il 9 agosto 2016 (legge n. 4414/2016). 126 Relazione finanziaria annuale 2016 Il mercato elettrico Wholesale e il Capacity Assurance Mechanism (CAM) sono in fase di riforma. In particolare, mentre la riforma del mercato wholesale deve essere completata entro il dicembre 2017 e il mercato di sbilanciamenti entro giugno 2017, il modello CAM (basato su quattro pilastri: disponibilità di capacità, flessibilità, riserva strategica, Demand Side Response) ha visto nel mese di maggio 2016 l’approvazione di un modello temporaneo da parte del Parlamento greco; tale misura temporanea dovrebbe essere sostituita da una nuova, permanente, che dovrebbe entrare in vigore nel 2017.
Il sistema di incentivazione bulgaro è caratterizzato prevalentemente da feed-in tariff differenziate per fonte. Accedono al meccanismo gli impianti eolici on-shore, gli impianti fotovoltaici, idroelettrici con capacità inferiore a 10 MW e infine gli impianti alimentati a biomassa con capacità inferiore a 5 MW. Dal 2012 al 2014 sono stati introdotti numerose modifiche alla regolazione tra cui una imposta locale del 20% (poi annullata dalla Corte), una access fee, dei limiti alla produzione incentivata; tutti strumenti mirati a ridurre il deficit di sistema generatosi per effetto degli incentivi.
La regolazione delle energie rinnovabili in Turchia prevede un meccanismo di feed-in tariff in dollari statunitensi, garantito per 10 anni, con la possibilità di passare per gli operatori di optare per il mercato aperto ogni anno fino al 2020. Nel caso in cui si utilizzi componentistica locale, il sistema prevede ulteriori cinque anni di incentivazione garantita.
Il 1° maggio 2016 l’Autorità Nazionale di Regolamentazione (EMRA) ha modificato la legislazione prevista per i partecipanti al meccanismo d’incentivo in relazione all’esenzione di partecipazione nel mercato di bilanciamento.
Il 17 giugno 2016 il Parlamento ha approvato emendamenti alla legge di energia, tra cui un cambiamento nel meccanismo di gara per le energie rinnovabili. Il 9 ottobre 2016 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale il Regulation on Renewable Energy Resource Areas (RERA Regulation), che disciplina delle aree speciali chiamate Renewable Energy Resources Areas (RERAs). Questo regolamento ha permesso di ottenere, per specifiche aree, le licenze necessarie all’installazione degli impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili senza dover attendere l’approvazione del Consiglio dei Ministri.
Nel Paese sono previste tre tipologie diverse di meccanismo di incentivazione:
feed-in tariff, applicabile per gli impianti in quantità diverse a seconda della data di entrata in esercizio;
feed-in premium, calcolata come differenza tra l’”applicable value” (ct/kWh) per ogni tipo di fonte rinnovabile e la media del prezzo mensile dell’energia elettrica;
La nuova legge RES (EEG), entrata in vigore a gennaio 2017, consente al feed-in tariff di essere scartato a favore del sistema di aste per la maggior parte delle tecnologie rinnovabili. Le offerte prevederanno uno specifico ammontare di capacità installata ogni anno, per poter favorire nuovi corridoi di crescita, che sono: a) per gli impianti eolici onshore pari a 2,8 GW all’anno per il periodo 2017-2019 e 2,9 GW all’anno dopo il 2020 (repowering inclusa); b) per gli impianti eolici offshore pari a 15 GW entro il 2030. Due offerte sono previste nel 2017 e nel 2018, pari a 1,55 GW ciascuna; c) per gli impianti fotovoltaici pari a 2,5 GW all’anno, di cui 600 MW in aste.
In America Latina 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 Argentina e Perù sono attualmente in vigore interventi regolatori sulla formazione del prezzo dei mercati spot. In Argentina l’intervento adottato nel 2002, a seguito della crisi economica ed energetica, si basa sull’ipotesi di assenza di restrizioni all’offerta di gas nel Paese. Ciononostante, in considerazione degli attuali problemi economico-finanziari del mercato all’ingrosso, il Governo ha annunciato l’intenzione di modificare l’attuale quadro regolatorio e sviluppare nel corso del biennio 2013-2014 un mercato dell’energia elettrica basato su un modello cost-plus.
L’attività di distribuzione si svolge prevalentemente in regime di concessione, con contratti di lungo periodo (dai 30 ai 95 anni e in alcuni casi di durata indefinita), e con regolazione per remunerazione e accesso alla rete. La revisione delle tariffe di distribuzione avviene ogni quattro (Cile e Perù e la regione del Brasile servita da Coelce) o cinque anni (Colombia e la regione del Brasile servita da Ampla). A causa della “Ley de Emergencia Económica” del 2002, in Argentina non si sono ancora mai svolte revisioni tariffarie, sebbene la regolazione preveda che si debbano svolgere ogni cinque anni. In Cile, Brasile e Perù le società di distribuzione svolgono aste per l’approvvigionamento di energia destinata alla fornitura dei clienti regolati, mentre in Colombia le società di vendita negoziano il prezzo direttamente con le società di generazione, con pass-through ai clienti finali del prezzo medio di acquisto del mercato. In generale, in tutti i Paesi è stata implementata una metodologia di remunerazione delle attività basata sulla RAB e su un tasso di ritorno derivato dal WACC, che garantisce il riconoscimento del capitale investito.
La liberalizzazione del mercato finale, pur non essendo completa, è generalmente abbastanza avanzata: le soglie di idoneità sono fissate a 30 kW in Argentina (20% dei volumi nel 2010), 3 MW in Brasile (30% dei volumi), 0,3 MW in Cile (40% dei volumi), 0,1 MW in Colombia (35% dei volumi nel 2010) e 0,2 MW in Perù (44% dei volumi). I clienti liberi possono sottoscrivere con i generatori contratti bilaterali per la fornitura di energia. Quanto ai clienti vincolati, spetta alle Autorità di regolazione fissare le tariffe per la vendita.
Limiti alla concentrazione e all’integrazione verticale
In principio, la legislazione esistente permette la partecipazione delle imprese nelle diverse attività del settore elettrico (generazione, distribuzione, commercializzazione).
La partecipazione all’attività di trasmissione è quella in cui solitamente si impongono maggiori restrizioni, al fine di garantire adeguato accesso alla rete a tutti gli operatori: in Argentina, Cile e Colombia esistono specifiche restrizioni alla partecipazione delle società di generazione e distribuzione nelle società di trasmissione. Inoltre, in Colombia le società create dopo il 1994 non possono adottare, o mantenere, un regime di integrazione verticale.
Per quanto riguarda la concentrazione settoriale, in Argentina, Brasile e Cile la regolazione del settore elettrico non prevede limiti specifici all’integrazione verticale od orizzontale, mentre in Perù le operazioni di concentrazione richiedono una previa autorizzazione al di sopra di soglie predeterminate. In Colombia nessuna impresa può avere una partecipazione superiore al 25% nei mercati di generazione e commercializzazione, mentre il Brasile, come già menzionato, non prevede restrizioni esplicite all’integrazione nel settore elettrico, sebbene si richieda un’autorizzazione amministrativa per le operazioni di concentrazione che comportino una partecipazione nel mercato superiore al 40%, o che interessino una società con volume d’affari annuo superiore a 400 milioni di real brasiliani (circa 177 milioni di euro).
La revisione tariffaria e le altre novità regolatorie argentine
In data 27 gennaio 2016 è stata pubblicata la Resolución n. 06 del Ministerio de Energía y Minería che approva la riprogrammazione trimestrale estiva fino ad aprile 2017 per il mercato elettrico all’ingrosso, effettuata in base a nuovi criteri che tengano conto, nella determinazione del prezzo: (i) dell’effettivo costo dell’energia elettrica, depurato dei sussidi, (ii) di nuovi schemi di prezzo differenti per ciascuna tipologia di cliente residenziale in base alla capacità di risparmio nei consumi e (iii) di una nuova tariffa sociale. Tale risoluzione è un passo importante verso la ricostruzione dell’intera catena del valore e del relativo ciclo dei pagamenti del mercato elettrico.
A seguito della precedente risoluzione, in data 28 gennaio 2016, la Resolución n. 07 del Ministerio de Energía y Minería, diretta espressamente alle società di distribuzione, EDESUR SA ed EDENOR SA, istruisce ENRE, in modo tale che nell’ambito delle proprie facoltà effettui la revisione delle tariffe, come anticipazione della futura Revisión Tarifaria Integral (RTI), in modo da aggiornarle, incrementandole, applicando per le due società di distribuzione sopracitate il Regime Tariffario Transitorio. In aggiunta delibera di non continuare ad applicare il PUREE e di introdurre una nuova tariffa sociale all’intera clientela. Inoltre, stabilisce la data ultima entro la quale la RTI si dovrà definire che è il 31 dicembre 2016.
Nelle intenzioni della nuova amministrazione vi è la volontà di tornare ai princípi fondamentali che ispirarono la legge n. 24065/1991 e di normalizzare il settore elettrico come già da tempo richiesto dalle società operanti in tale settore. In data 29 gennaio 2016, quindi, ENRE ha emesso:
la Resolución n. 1/2016, che contiene un nuovo quadro tariffario, da applicare a ciascuna categoria di cliente a partire dal 1° febbraio 2016, e un regolamento di fornitura che ora prevede una fatturazione su base mensile;
la Resolución n. 2/2016, che invece prevede la chiusura del FOCEDE con decorrenza 31 gennaio 2016 e stabilisce un nuovo regime ai fondi incassati in applicazione della Resolución ENRE n. 347/12; in particolare, tali fondi non saranno più gestiti da un fidecomiso, ma depositati in un conto corrente di una istituzione bancaria riconosciuta dalla banca centrale argentina.
In data 30 marzo 2016 la Segreteria dell’Energia Elettrica argentina (SEE), dipendente dal Ministerio de Energía y Minería, attraverso la delibera n. 22/2016, ha aggiornato le tariffe fissate dalla precedente delibera n. 482/2015, da applicarsi a partire da febbraio 2016. Gli incrementi hanno riguardato in particolare la remunerazione dei costi fissi delle unità di generazione termica (+70%) e le centrali idroelettriche (+120%), mentre la remunerazione dei costi variabili è stata incrementata del 40% per entrambe le tecnologie di generazione.
Le tariffe per la componente afferente alle attività di manutenzione non ricorrente sono state incrementate del 60% e del 25% rispettivamente per le centrali termiche e per quelle idroelettriche, mentre la remunerazione addizionale non è stata modificata. In ogni caso tale delibera è da considerarsi una misura provvisoria in attesa del nuovo quadro di regolamentazione del settore che verrà annunciato dal Governo.
Sviluppo di nuova capacità di generazione termoelettrica
In data 22 marzo 2016, con la delibera SEE n. 21/16, si invitano i soggetti interessati a presentare offerte di nuova capacità di generazione termica fino all’estate 2018. Sono escluse da tale offerta le unità preesistenti alla data di pubblicazione della delibera, o che fossero già connesse al sistema di interconnessione argentino (SADI), o per le quali l’energia generata fosse già stata impegnata attraverso altri accordi esecutivi.
Il contratto, previsto in delibera, potrà avere una durata tra i cinque e i 10 anni con CAMMESA in rappresentanza degli operatori del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), con una remunerazione per potenza da fissare in dollari statunitensi/ MW/mese e per l’energia generata in dollari statunitensi/ MWh con un prezzo differenziato per tipo combustibile. L’erogazione e il riconoscimento dei costi dei combustibili si realizzeranno nelle stesse forme attualmente in vigore. Sono previste soglie minime di capacità da rispettare in ciascun punto di connessione alla rete. Il 14 settembre è stato pubblicato nel Bollettino Ufficiale il risultato della licitazione di nuova capacità di generazione termica, dove sono stati aggiudicati 1.915 MW. Le offerte di potenza sono scaglionate nel tempo: 545 MW entro dicembre 2106; 685 MW entro marzo 2017; 229 MW entro giugno 2017. I rimanenti 456 MW dovrebbero entrare in servizio entro il 2018.
Il 16 novembre 2016, con le delibere SEE n. 420-16 e n. 455- 16, la SEE ha convocato i soggetti interessati a sviluppare progetti infrastrutturali che contribuiscano a ridurre i costi nel mercato dell’energia elettrica (“MEM”) e ad aumentare l’affidabilità nel sistema elettrico argentino.
Aggiornamento “Bandeiras Tarifárias”
A partire dal 1° febbraio 2016, le classi di costo di generazione più alto, “Giallo” e “Rosso”, sono state ulteriormente differenziate al loro interno. In ogni caso l’evoluzione dell’idraulicità del periodo, che ha riportato a livelli accettabili i bacini idrici, ha determinato un riposizionamento delle “Bandeiras Tarifárias” a livello “Giallo” a marzo 2016 e “Verde” ad aprile 2016. Si ricorda che il meccanismo, consistente nell’applicazione di un extra costo differenziato per classi di costo di generazione a condizioni progressivamente più sfavorevoli (Verde, Giallo e Rosso) da fatturare ai consumatori finali senza attendere le successive revisioni tariffarie, è entrato in funzione a inizio 2015 a seguito del disallineamento sempre più accentuato, anche per effetto del prolungarsi della siccità, tra i costi riconosciuti in tariffa e quelli reali.
In data 15 dicembre 2015 ANEEL ha avviato un tavolo di discussione pubblica, con gli operatori di sistema, al fine di definire il bilancio previsionale del fondo CDE 2016.
Personale condiviso e contratti tra parti correlate
In data 28 gennaio 2016 ANEEL ha approvato nuove regole sia per condividere personale e infrastrutture tra società appartenenti allo stesso Gruppo, sia per approvare contratti tra parti correlate. In particolare riportiamo le seguenti:
si permette la condivisione del personale e delle infrastrutture amministrative tra imprese dello stesso Gruppo, anche se operanti in settori di attività diversi (per es., generazione, distribuzione, trasmissione, commercializzazione e holding);
per la contrattazione del personale si devono confrontare le diverse modalità e formalizzazioni possibili, avendo cura di scegliere quella più vantaggiosa da un punto di vista economico. I contratti di prestazione di servizi, per i quali si deve applicare il principio della separazione economica, finanziaria, amministrativa e operativa delle imprese, hanno una durata massima di cinque anni e si possono prorogare attraverso richiesta e se giustificati da criteri di economicità;
si devono rispettare le nuove regole per l’approvazione di contratti tra parti correlate, determinate da ANEEL, che si occupa anche di verificare il rispetto dei limiti assegnati.
Portaria n. 237
In data 6 giugno 2016 il Ministro di Minas e Energia ha firmato la Portaria n. 237 che permette alle società di distribuzione di energia elettrica di richiedere al Ministero che gli investimenti nelle reti di alta tensione e per le sub-stazioni siano classificati come prioritari. Questa classificazione dà la possibilità di emettere obbligazioni di debito per infrastrutture, che sono obbligazioni finanziarie con scadenza a lungo termine, più lunga rispetto a quelle standard, e che comportano anche benefíci fiscali agli emittenti.
Misura Provvisoria n. 735
La Misura Provvisoria n. 735 del 22 giugno 2016 (che è poi stata convertita in legge 29/2016 il 20 di ottobre 2016) ha stabilito quanto segue in relazione agli oneri addizionali di sistema:
a partire dal 1° gennaio 2017 la Camera di Commercio dell’Energia Elettrica (CCEE) sostituirà Electrobras come società incaricata della gestione degli incassi dei seguenti “Encargos Setoriais”: RGR, CDE e CCC, come del resto anche per la gestione amministrativa e per il funzionamento dei relativi fondi settoriali;
con decorrenza 1° gennaio 2030 il riparto delle quote annuali del CDE sarà effettuato proporzionalmente all’energia trasportata sulla rete di distribuzione e di trasmissione di ciascun operatore espressa in MWh. Non si terrà più in considerazione l’area geografica e la regione servita;
tra il 1° gennaio 2017 e il 31 dicembre 2029 si definiranno modalità per una graduale e uniforme riduzione e definitiva eliminazione dell’attuale criterio di riparto;
una remunerazione ad hoc per investimenti nella modernizzazione della rete di distribuzione;
una maggiore flessibilità degli obiettivi di qualità e perdite di rete dei concessionari di distribuzione di energia elettrica in caso di gravi condizioni socio-economiche, fenomeni ambientali estremi, o condizioni operative complesse a causa di furti di energia su ampia scala.
Rinegoziazione delle condizioni contrattuali della concessione di Ampla
Il 10 di agosto del 2016 Ampla, a seguito dell’impatto della crisi economica del Brasile sui consumi di energia elettrica, specialmente nello Stato di Rio de Janeiro, ha formalizzato ad ANEEL alcune richieste di modificazione delle condizioni contrattuali volte ad anticipare la revisione tariffaria al marzo 2018, anziché al 2019, così come una attenuazione degli obblighi di riduzione delle perdite di rete e di investimenti per migliorare la qualità del servizio. ANEEL ha convocato una audizione pubblica per la fine del mese di ottobre, le parti interessate potranno inviare commenti e osservazioni nei 30 giorni successivi e alla fine del 2016 si dovrebbe sottoscrivere un nuovo contratto di concessione, che non modifica la scadenza naturale, ma solamente alcune condizioni economiche.
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 sara opzionabile da qualsiasi consumatore, a parte quelli che godono di talune agevolazioni.
Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili in Brasile nasce nel 2002 con un sistema feed-in (PROINFA) per poi armonizzarsi al sistema di vendita dell’energia convenzionale, attraverso meccanismi di asta competitiva. Sono previste tipologie di aste diverse, a seconda che la partecipazione sia riservata a impianti nuovi o a impianti esistenti, e possono essere definite principalmente come segue:
Leilão Fontes Alternativas, riservate alle tecnologie rinnovabili eolica, biomassa e idroelettrico;
Leilão Energia de Reserva, alla quale possono accedere i progetti che entreranno in esercizio entro tre anni dalla data di celebrazione dell’asta. Queste tipologie di aste sono convocate tipicamente per incrementare il margine di riserva e/o promuovere lo sviluppo di determinate tecnologie (come il rinnovabile);
Leilão de Energia Nova alla quale possono accedere tutti i progetti con data prevista di esercizio superiore a tre anni dall’asta (nel corso del 2016 il periodo per l’entrata in esercizio è stato esteso da cinque a sette anni).
Il meccanismo tipico di svolgimento dell’asta prevede due fasi: descending clock, in cui l’organizzatore dell’asta fissa il prezzo di apertura e i produttori presentano offerte al ribasso; pay as bid, in cui i produttori rimasti riducono ulteriormente il prezzo fino al punto in cui l’offerta di energia copre tutta la domanda messa in asta. Ai vincitori dell’asta sono assegnati contratti di lungo termine di durata variabile: 15 anni per impianti termoelettrici alimentati a biomassa; 20 anni per impianti eolici e solari e 30 anni per gli impianti idroelettrici.
Nel corso del 2016, a causa della congiuntura economica sfavorevole, il Paese si è trovato in una condizione di sovraofferta di energia che ha a sua volta obbligato il Governo ad attuare misure per ridurre la sovracontrattazione delle distributrici locali. Nello specifico, è stato rivisto il calendario di aste 2016, è stato rimosso l’obbligo, in capo alle distributrici, di ricontrattazione dei contratti scaduti e sono stati permessi accordi bilaterali per la riduzione temporanea, parziale o totale, dei PPA firmati come risultato delle aste degli anni precedenti.
A novembre il Presidente ha approvato la legge n. 13.360 che ha apportato una serie di emendamenti alla regolamentazione del settore elettrico, tra i quali:
le distributrici sono state autorizzare a vendere, sul mercato libero, eventuali eccedenze di energia disponibile all’interno dei contratti precedentemente firmati per la fornitura dei clienti regolati;
è stato eliminato l’obbligo di rinnovo delle concessioni idroelettriche, per gli impianti
è stato riconosciuto ai generatori idroelettrici un indennizzo dovuto ai casi di mancata produzione conseguente al dispacciamento di impianti termoelettrici fuori dall’ordine di merito del mercato;
è stato incrementato, da cinque a sette anni, il periodo di anticipo con il quale è possibile convocare aste per la fornitura di energia.
Tali investimenti dovranno essere riconosciuti dal regolatore cileno (CNE) a condizione che lo stesso riconosca la legittimità di inclusione nel Valor Agregado di Distribuzione del costo dell’operazione.
A tal proposito il 5 settembre Chilectra ha consegnato alla CNE uno studio elaborato con Systeple per definire le componenti di costo della VAD in vista della fissazione delle tariffe che entreranno in vigore il 4 novembre 2016.
Allo stesso tempo il Parlamento cileno ha approvato la Ley de equidad tarifaria, che modifica la struttura tariffaria nelle aree dove si trovano impianti di generazione al fine di perequare queste aree con le aree urbane che contano con maggiori economie di scala.
Con la Ley de transmisión eléctrica è stato raggiunto l’obiettivo di unificare i vari centri di dispacciamento di energia elettrica nel Paese, oltre a eliminare il pagamento degli oneri di trasmissione da parte del generatore e la socializzazione di questi costi in tariffa.
Il Cile è caratterizzato da un sistema di quote obbligatorie in capo a chi ritira l’energia per commercializzarla con distributori o venditori finali. La legge stabilisce due differenti target a seconda della data di firma del contratto di fornitura:
per tutta l’energia contrattualizzata tra il 31 agosto 2007 e il 30 giugno 2013 è previsto che venga immessa nel sistema, a partire dal 2014, una quota pari al 5%, con un aumento dello 0,5% annuo, al fine di raggiungere una quota pari al 10% da fonte rinnovabile entro il 2024;
per tutti i contratti firmati a partire dal 1° luglio 2013, la legge n. 20698 del 2013 prevede un target del 20% al 2025 da raggiungere progressivamente partendo da una quota iniziale del 6% al 2014.
Tutte le fonti rinnovabili sono eleggibili ai fini dell’obbligo. Con specifico riferimento agli impianti idroelettrici fino a 40 MW, è previsto un fattore di correzione che riconosce integralmente i primi 20 MW e introduce un décalage per la quota tra 20 e 40 MW. Il meccanismo prevede inoltre delle penalità in caso di non raggiungimento della quota obbligatoria.
A maggio del 2014 la Presidente Michelle Bachelet ha presentato la nuova Agenda Energetica del Paese indicando i principali obiettivi del sistema, le tappe dell’agenda normativa e il piano di investimenti che il Governo intende effettuare nel prossimo mandato.
Con particolare riferimento alle rinnovabili, l’Agenda, oltre a confermare il target del 20% al 2025 sull’energia contrattualizzata, introduce un ulteriore obiettivo in termini di capacità installata, prevedendo che il 45% della nuova capacità che verrà installata nel periodo 2014-2025 sarà rappresentata da impianti rinnovabili. Nell’ambito di tale Agenda, a febbraio 2016 il Ministero dell’Energia ha pubblicato il documento “Energía 2050: Política Energética de Chile” definendo le linee guida per l’espansione di lungo termine del settore. Il 20 luglio 2016 è stata pubblicata la nuova legge della Trasmissione e ad agosto è ufficialmente iniziato il processo di regolamentazione di secondo livello. Secondo il calendario definito dal Governo, il processo, che si concluderà a luglio 2017, prevederà una fase di consultazione preliminare che coinvolgerà le principali aziende del settore e sarà finalizzato alla stesura dei documenti definitivi. La nuova legge, oltre a introdurre un unico operatore di sistema, assegna un ruolo centrale nella pianificazione dell’espansione del sistema di trasmissione e trasferisce progressivamente il costo della trasmissione dai generatori ai clienti finali.
Il Governo peruviano di recente nomina ha provveduto ad approvare una norma che permette l’accesso al mercato spot dei clienti liberi e dei distributori.
Il 24 luglio scorso è stato approvato il regolamento di attua132 Relazione finanziaria annuale 2016 zione del decreto legislativo n. 1221 dove sono state disciplinate le seguenti tematiche:
ZRT (zone di responsabilità tecnica): il Ministero per l’Energia ha previsto una definizione nei prossimi sei mesi delle ZRT soggette a commento da parte delle società di distribuzione;
VAD addizionale per gli investimenti, operations and mantainance con riferimento alle iniziative di innovazione tecnologica nelle reti di distribuzione, ivi incluso il contatore elettronico, che diverrà di proprietà della rete di distribuzione locale;
definizione di un fattore di riaggiustamento delle tariffe in funzione dei valori SAIDI e SAIFI definiti da Osinergmin, il regolatore elettrico peruviano.
Nuovo regolamento del mercato all’ingrosso
In data 24 luglio 2016 il Ministero dell’Energia e del Mercato elettrico ha pubblicato il decreto supremo n. 018-2016-EM e successivamente, in data 28 luglio 2016, ha pubblicato il decreto supremo n. 026-2016-EM per apportare modifiche al regolamento del mercato all’ingrosso (MME) di energia elettrica.
Le principali novità dettate dai summenzionati decreti sono le seguenti:
l’approvazione del regolamento del mercato MME di breve termine che si denomina MCP (Mercado de Corto Plazo);
meccanismi di funzionamento, modalità di assegnazione dei servizi complementari, rigidità operative e modalità di assegnazione di benefíci in caso di congestionamento.
I soggetti autorizzati a operare nel mercato MCP sono i seguenti:
le società di generazione per far fronte ai propri contratti di fornitura;
le società di distribuzione per far fronte alle richieste dei propri clienti del mercato libero fino a un massimo del 10% della domanda totale; infine,
i grandi clienti per soddisfare fino a un massimo del 10% della loro domanda totale di energia elettrica.
Il Comitato delle attività economiche del sistema di interconnessione nazionale (COES) calcolerà i costi marginali dell’energia elettrica e del congestionamento valorizzando in via provvisoria su base giornaliera le transazioni nel mercato e renderà disponibili i risultati sul proprio portale web. Gli indennizzi per congestionamento si suddivideranno tra tutti i partecipanti in base a quanto previsto dal regolamento. Sono, altresì, previste sanzioni per i soggetti che non dovessero adempiere alle proprie obbligazioni di pagamento.
Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili peruviano, introdotto dal decreto legislativo n. 1002 del 2008 (Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad), è un sistema con aste competitive aperto a tutte le tecnologie rinnovabili (con un solo limite sugli impianti idroelettrici ammessi fino a 20 MW), solitamente differenziato per fonte al momento della pubblicazione del decreto da parte del Ministero competente.
Le aste prevedono un prezzo massimo di offerta e un meccanismo di remunerazione pay as bid. Gli impianti rinnovabili vincitori dell’asta beneficiano, inoltre, della priorità di dispacciamento e di una serie di incentivi fiscali, tra cui l’ammortamento accelerato e il rimborso anticipato delle tasse sulle vendite.
Nello specifico si è concluso a maggio 2016, con la firma dei PPA di lungo termine, il processo della quarta asta riservata alla generazione da fonti rinnovabili e finalizzata al raggiungimento del target del 5% per l’anno 2018.
In data 14 marzo 2016 la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha definito una metodologia per la remunerazione dell’attività di distribuzione. L’attenzione del regolatore è focalizzata sulla definizione di un nuovo quadro normativo in grado di ridurre la base patrimoniale riconosciuta del 20% (circa 1 trilione di pesos colombiani). Ciò potrebbe rallentare lo sviluppo tecnologico e scoraggiare la realizzazione di investimenti nel Paese, che ha bisogno di espandere e ristrutturare le reti, nonché di migliorare la qualità del servizio. Il Gruppo Enel è pronto ad ampliare la sua partecipazione alle attività di distribuzione come la privatizzazione delle società di distribuzione statali (Meta, Huila, Caqueta, tra le altre).
La politica energetica del Paese è guidata dal documento di “Politica Nazionale Energetica 2005-2030”, approvato dal Governo con l’obiettivo di ridurre la dipendenza energetica del Paese e incentivare gli investimenti nel settore energetico. In particolare, la politica ha definito una serie di obiettivi di breve, medio e lungo termine, tra cui il 15% di generazione da fonti rinnovabili non convenzionali entro il 2015 (target raggiunto con successo).
Il successo della cosiddetta “rivoluzione eolica uruguaiana” ha permesso di raggiungere a settembre 2016 una capacità installata di 1 GW nel Paese, eccedendo di molto l’obiettivo definito dalla politica nazionale.
Per quanto riguarda l’accesso al mercato, gli operatori privati possono partecipare alle aste competitive convocate dal Governo, tipicamente per tecnologia, per l’allocazione di contratti pluriennali destinati alla vendita dell’energia al distributore del mercato nazionale UTE.
Nel mese di novembre 2016 il candidato del Partito Repubblicano, Donald Trump, è stato eletto Presidente e i repubblicani hanno mantenuto il controllo sia della Camera dei Rappresentanti sia del Senato. L’amministrazione Trump in arrivo nominerà una nuova direzione di agenzie e dipartimenti federali, compresa la Environmental Protection Agency (EPA), il Dipartimento dell’Energia (DOE) e il Dipartimento dell’Interno. Il Presidente nomina anche nuovi Commissari per la Federal Energy Regulatory Commission.
Ci si attende che la nuova amministrazione riconsideri, revochi, o altrimenti ritiri il Clean Power Plan, la proposta del 2015 dell’EPA che regolamenta le emissioni di gas a effetto serra dalle centrali elettriche. Tale regolamento è attualmente oggetto di contestazione davanti alla D.C. Circuit Court. Inoltre, ci si aspetta che il Congresso degli Stati Uniti prenda in considerazione una riforma fiscale. La sequenza temporale esistente per la qualificazione del credito d’imposta di energia rinnovabile dovrebbe rimanere stabile. Cambiamenti del tax rate potrebbero influenzare una serie di investimenti in infrastrutture (comprese quelle rinnovabili, che potrebbero avere effetti sull’economia in alcuni scenari).
Nel dicembre 2016 il U.S. Fish and Wildlife Service (USFWS) ha pubblicato un aggiornamento dei regolamenti per danni incidentali delle aquile. Le modifiche intendono creare un quadro più efficiente che permetta di sostenere l’attuazione di misure di mitigazione che evitino, e riducano al minimo, l’impatto negativo causato da attività altrimenti lecite.
Il 27 dicembre 2016 il Dipartimento delle Risorse Energetiche del Massachusetts ha annunciato la sua intenzione di realizzare al 1° gennaio 2020 un obiettivo di accumulo di energia per le aziende elettriche che richiedono l’approvvigionamento di sistemi di costo-efficacia; obiettivi formali saranno fissati dal 1° luglio 2017.
Il 21 novembre 2016 il Ministro dell’Ambiente canadese ha annunciato che il Paese spera di generare, entro il 2030, il 90% della sua elettricità da fonti che non emettono gas a effetto serra. Il Paese eliminerà progressivamente il carbone e utilizzerà la Canada Infrastructure Bank per finanziare ulteriori progetti di energia pulita al fine di raggiungere il suo obiettivo di ridurre le emissioni gas a effetto serra di 5 Megaton ogni anno.
Il 21 novembre 2016 il Governo dell’Alberta ha annunciato che porrà fine al mercato libero dell’energia elettrica e passerà a un mercato della capacità per ridurre la volatilità e incoraggiare la crescita di fonti di energia a basse emissioni. Tale passaggio ridurrà drasticamente i picchi e l’incertezza del mercato. La nuova struttura sarà in vigore entro il 2021. Il 24 novembre 2016 il Governo dell’Alberta ha concluso accordi con TransAlta Corp., Capital Power Corp. e ATCO Ltd per la cessazione delle emissioni di carbone entro il 31 dicembre 2030. A tal fine la Provincia dell’Alberta pagherà circa 814 milioni di dollari statunitensi, a titolo di risarcimento in 14 anni, per l’eliminazione graduale di sei centrali a carbone. Tali pagamenti saranno finanziati dai prelievi sulle emissioni industriali di CO2 e potranno essere reinvestiti nel mercato elettrico della Provincia.
Nel corso del 2016 le autorità locali hanno continuato l’implementazione delle leggi e dei regolamenti necessari per completare la ristrutturazione del settore energetico. Con specifico riferimento al settore elettrico, nel 2016 il processo regolatorio, iniziato con gli emendamenti costituziona134 Relazione finanziaria annuale 2016 li approvati a dicembre 2013 e consolidato nel 2014 con l’approvazione delle leggi di riferimento (Ley de la Industria Eléctrica, Ley de Generación de Energía Geotérmica e Ley de la Comisión Federal de Electricidad), è stato particolarmente orientato alla ristrutturazione orizzontale e verticale dell’ex monopolista del settore (Comisión Federal de Electricidad). Tale processo di ristrutturazione, che si prevede si concluderà entro la fine del 2017, porterà alla creazione di almeno quattro imprese di generazione, due imprese per la gestione delle attività di trasporto (Trasmissione e Distribuzione), due imprese dedicate alla fornitura dei clienti e due filiali responsabili della gestione delle relazioni commerciali con i generatori che hanno optato per rimanere nel vecchio mercato (produttori indipendenti e autogeneratori). In linea con il calendario annunciato, a gennaio sono iniziate le operazioni sul mercato di breve termine dell’energia e nel corso dell’anno si sono conclusi i primi due processi d’asta per l’assegnazione di contratti di lungo termine, tramite i quali i distributori sono chiamati a comprare energia e certificati necessari per rispettare il target di generazione da fonti non fossili nel 2018 e negli anni successivi (30% al 2021 e 35% al 2024).
Per quanto riguarda l’evoluzione di lungo termine del settore, il Ministero dell’Energia (SENER) ha emesso a giugno il documento di riferimento per la pianificazione del settore elettrico per il periodo 2016-2030 (PRODESEN). Il documento è finalizzato all’identificazione dei progetti nel campo della generazione, trasmissione e distribuzione necessari a garantire la fornitura di energia nel periodo di riferimento.
In linea con le stime del Ministero, la domanda dovrebbe crescere tra il 3 e il 4%, il che richiederà la realizzazione di circa 60 GW di nuova capacità e 32 GW di capacità rinnovabile in modo da garantire il raggiungimento del target di generazione non fossile al 2024 (35%).
Alla fine del 2016 è iniziato il processo regolatorio per l’implementazione delle aste di medio termine, che rappresentano uno degli strumenti, messi a disposizione dei distributori, per garantire i parametri di copertura della domanda definiti dal regolatore.
L’evoluzione del settore energetico guatemalteco è stata guidata dalla Politica Energetica e dai Piani di Espansione della Generazione e del Trasporto, sulla base dei quali, negli anni scorsi, sono state effettuate aste di lungo termine per incentivare gli investimenti in nuovi progetti di generazione. Tali azioni, unite alla stabilità della regolamentazione locale, hanno permesso un aumento della capacità installata del Paese e un cambio della matrice energetica, tale per cui nel 2016 circa il 60% della generazione del Paese è provenuta da fonti rinnovabili.
La politica energetica emessa nel 2016 stabilisce per il 2030 un obiettivo del 90% di generazione da fonti rinnovabili. Nel corso dell’anno, le distributrici hanno organizzato due aste di breve termine per la fornitura di energia e potenza e nel 2017 si prevede sarà organizzata una nuova asta di lungo termine per la realizzazione di nuovi progetti. A febbraio è stata inoltre regolamentata la possibilità di realizzare offerte tra Guatemala e Messico, il che permetterà al Paese di essere in una posizione di interconnessione privilegiata, essendo contemporaneamente connesso al Mercato Elettrico Regionale e al Messico.
Tipicamente gli impianti rinnovabili accedono al mercato tramite la partecipazione ad aste organizzate dall’operatore di sistema (ETESA) che opera come compratore unico. Nel corso del 2016 l’autorità ha però promosso meccanismi per l’installazione di impianti rinnovabili da parte dei clienti finali, rafforzando il procedimento per l’autoconsumo. Ad aprile il Parlamento ha approvato il Piano Energetico Nazionale (PEN) per il periodo 2015-2050 che si propone di definire un cambio nella matrice energetica del Paese, finalizzato alla riduzione delle emissioni di CO2. A luglio è stata pubblicata la risoluzione n. 10.143 che ha modificato la metodologia per l’esportazione di energia durante i periodi di alta idrologia del sistema. La nuova metodologia si propone di ridurre il rischio di straripamento di bacini.
Le energie rinnovabili accedono al mercato principalmenteattraverso IPP (<20 MW) con tariffe definite dal regolatore(ARESEP) e aste pubbliche BOT (<50 MW) con prezzi fissiper la definizione di PPA a lungo termine con l’Instituto Costarricensede Electricidad (“ICE”).Il Piano Energetico attualmente in vigore, approvato a settembre2015 (Plan Nacional de Energía 2015-2030), identiRelazionesulla gestione 135fica obiettivi di breve, medio e lungo termine per la pianificazionedel settore energetico. Con specifico riferimento alsettore elettrico, sono stati identificati quattro obiettivi chenel corso dei prossimi anni dovranno essere perseguiti conmisure dedicate:
migliorare l’efficienza energetica del Paese attraverso lariduzione dell’intensità energetica e delle emissioni associateal consumo di energia;>> assicurare una generazione distribuita efficiente permettendol’utilizzo diretto delle fonti rinnovabili;>> ottimizzare la matrice di generazione del Paese, attraversouna valutazione delle risorse disponibili e della loro combinazionein termini di qualità, disponibilità e prezzo;>> introdurre un modello integrale di pianificazione del sistemache consideri gli aspetti economici, tecnici, sociali eambientali come elementi fondanti.
Africa Sub-Saharianae Asia
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.
A giugno 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, ~15 GW altre tecnologie.
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 i principali meccanismi di supporto sono rappresentati da: aste; Preferred Feed-in Tariff; RECs (Renewable Energy Certificates) basati su Renewable Portfolio Obligations statali (RPO); GBI (Generation Based Incentive) eolico, attualmente in vigore sino a marzo 2017, e altri incentivi fiscali.
Il meccanismo di incentivazione maggiormente applicato per l’energia eolica è la “Preferred Feed-in Tariff” (FiT), definita dalla Commissione di ciascuno Stato e garantita tramite PPA (Power Purchase Agreement), della durata variabile a seconda degli Stati tra i 10 e i 25 anni, con le società distributrici statali (Discoms). Le FiT sono riviste periodicamente dalle SERC, vengono fissate al momento dell’entrata in esercizio dell’impianto e restano invariate per la durata del PPA. A giugno 2016, comunque, il MNRE ha pubblicato le linee guida per la realizzazione di 1.000 MW di capacità eolica attraverso aste competitive e si prevede che tale meccanismo sostituirà gradualmente le FiT.
Lo sviluppo del solare è sostenuto principalmente attraverso il programma lanciato nel 2010 denominato “Jawaharlal Nehru National Solar Mission“ (JNNSM), basato su meccanismi di aste, gestiti a livello federale ma implementati a livello statale. Il programma è articolato in tre fasi e attualmente è in corso la seconda. I vincitori dell’asta si aggiudicano un PPA a tariffa fissa della durata di 25 anni con NTPC (National Thermal Power Corporation), il principale operatore elettrico nazionale.
A giugno 2016 il MNRE ha pubblicato una bozza di Policy volta a definire linee guida a sostegno dello sviluppo di mini/ micro reti basate su energie rinnovabili con l’obiettivo di realizzare almeno 10.000 progetti equivalenti a un minimo 500 MW di capacità installata nei prossimi cinque anni, per fornire accesso all’energia nelle aree rurali.
Il 2 ottobre 2016 l’India ha ratificato gli accordi sul clima definiti durante il vertice di Parigi lo scorso dicembre 2015, impegnandosi a ridurre l’intensità delle emissioni di carbone (INDC - Intended Nationally Determined Contribution) del 33- 35% entro il 2030, rispetto ai livelli del 2005, e a raggiungere il 40% della capacità elettrica installata da fonti non fossili (attualmente pari al 30% includendo il grande idroelettrico e il nucleare). Tale impegno da parte del Governo indiano rafforza ulteriormente l’ambizioso target di 175 GW di capacità rinnovabile al 2022 e dovrebbe ulteriormente definire l’agenda politica in tal senso per attrarre investimenti nel settore.
A fine ottobre 2016 il MNRE ha pubblicato il documento finale relativo alle modalità operative per la realizzazione, per la prima volta nel Paese, di 1.000 MW di capacità eolica attraverso aste competitive. Il 28 ottobre è stata annunciata la suddetta gara che è partita il 9 gennaio 2017 con il processo di pre-selezione. Possono partecipare alla gara i progetti sviluppati negli otto Stati dell’India classificati come “Stati ventosi” (Andhra Pradesh, Gujarat, Karnataka, Madhya Pradesh, Maharashtra, Rajasthan, Tamil Nadu e Telangana) e connessi alla rete di trasmissione nazionale del Paese. I vincitori dell’asta si aggiudicheranno un PPA a tariffa fissa della durata di 25 anni con PTC (Power Trading Company), la società nazionale di trading di energia, che a sua volta venderà l’energia attraverso dei PSA (Power Sales Agreement) alle società distributrici statali (Discom) degli “Stati non ventosi”. Si prevede che il meccanismo di aste competitive sostituirà gradualmente le FiT per la tecnologia eolica.
Nel corso del terzo trimestre 2016 è partita in India un’ampia riforma del sistema di tassazione indiretta del Paese, la c.d. “GST - Good and Service Tax”, che dovrebbe entrare in vigore dal 1° aprile 2017. La riforma, una volta approvata, introdurrà nuove percentuali di tassazione per beni e servizi, impattando anche sui costi per la realizzazione degli impianti nel Paese. Tali percentuali non sono state ancora definite, pertanto sembra molto probabile uno slittamento dell’entrata in vigore di tale riforma.
La Repubblica Sudafricana, sulla base della strategia energetica di lungo termine definita nell’Integrated Resource Plan 2010-2030 approvato a maggio 2011, 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 gare su base d’asta 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 fotovoltaico, eolica, biomassa, biogas e da gas da discarica). Attualmente sono previsti cinque round di aste (Bid Windows). I primi quattro round 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.
Dopo una fase di pre-qualifica, che riguarda aspetti tecnici e finanziari, i progetti qualificati vengono selezionati in base a due criteri: al prezzo offerto (peso 70%) e al 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.
I vincitori hanno la possibilità di firmare un PPA (Power Purchase Agreement) della durata di 20 anni con l’utility nazionale Eskom. I pagamenti di Eskom sono garantiti dal Governo.
Il 22 novembre 2016 il Dipartimento dell’Energia ha pubblicato le nuove bozze per la revisione dell’IEP (Integrated Energy Plan) e dell’IRP (Integrated Resource Plan), i piani pluriennali di lungo termine relativi alla strategia di sviluppo del settore energetico e del settore elettrico nel Paese fino al 2050.
Il processo di consultazione pubblica è aperto fino a marzo 2017 e la promulgazione dei documenti finali è attesa per la seconda metà del 2017.
Il regolatore elettrico nazionale NERSA ha avviato già dall’inizio del 2015 due processi di revisione sulle regole applicabili in merito alla generazione distribuita e all’utilizzo della rete nazionale per il vettoriamento dell’energia (c.d. “Wheeling“).
La regolamentazione sulla generazione distribuita aprirà per tutti i clienti finali la possibilità di installare sistemi fotovoltaici e di esportare in rete l’energia prodotta in eccesso al proprio fabbisogno (c.d. “Net Metering“). La regolamentazione sul Wheeling permetterà la vendita di energia elettrica tramite contrattazione bilaterale da un generatore privato con i clienti finali (commerciali o industriali, esclusi i clienti residenziali). Non sono state comunicate ufficialmente date per il completamento di detti processi. Nel corso del 2016 tali processi non sono ancora stati completati e non è stato ufficialmente comunicato quando saranno finalizzati.
Infine, in base al meccanismo di programmazione tariffaria pluriennale, le tariffe elettriche sudafricane aumenteranno in media dell’8% all’anno fino al 2018.
La Repubblica del Kenya, pur non avendo fissato degli obiettivi ufficiali di capacità installata di energie rinnovabili, sostiene fortemente il loro sviluppo principalmente per ridurre la propria dipendenza elettrica dall’idroelettrico, cercando di attrarre investitori privati.
Il principale meccanismo di incentivazione alle fonti rinnovabili, utilizzato sin dal 2008 e rivisto nel 2012, è rappresentato dalle Feed-in Tariff (FiT), con valore definito per legge dalla Energy Regulatory Commission (ERC) per impianti inferiori a 10 MW e tramite aste per impianti di maggiori dimensioni.
Il meccanismo di supporto prevede Power Purchase Agreement (PPA) della durata di 20 anni con Kenya Power and Lighting Company (KPLC), l’operatore nazionale responsabile della trasmissione, distribuzione e fornitura agli utenti finali.
Le tariffe sono differenziate per tecnologia (eolico, biomassa, solare, mini-idro e geotermico) e taglia dell’impianto, e sono parzialmente indicizzate all’inflazione degli Stati Uniti (US CPI). Il quadro legislativo e regolatorio del Paese è tuttavia in fase di revisione dal 2015 e l’approvazione della versione finale
della nuova Energy Bill è previsto nella seconda metà del 2017, a valle delle elezioni. Si prevede inoltre una graduale sostituzione del meccanismo delle FiT con quello basato su aste competitive.
Il Paese presenta un tasso di elettrificazione pari al 23%, pertanto l’incremento del tasso di elettrificazione rurale – mediante estensione/densificazione della rete nazionale, sviluppo di mini-grid e progetti off grid – rappresenta una delle principali priorità. L’obiettivo è di raggiungere il 100% di elettrificazione entro il 2030.