Source: http://annualreport2017.enel.com/it/relazione-sulla-gestione/scenario-di-riferimento/aspetti-normativi-e-tariffari
Timestamp: 2020-07-10 18:31:33+00:00
Document Index: 113119096

Matched Legal Cases: ['art. 6', 'sentenza ', 'sentenza ', 'sentenza ', 'sentenza ', 'sentenza ']

Aspetti normativi e tariffari | ENEL 2017 AR
Il 4 maggio 2017 la Commissione Europea ha pubblicato una proposta di revisione della European Market Infrastructure Regulation (EMIR). In sintesi la proposta conferma l’attività di monitoraggio delle soglie oltre le quali scatta l’obbligo di clearing centrale di derivati OTC a carico delle controparti non finanziarie, e specifica che l’obbligo di clearing vale per le sole asset classes per cui tale soglia è superata. Allo stesso tempo, la proposta della Commissione conferma anche l’esenzione per le attività di hedging e modifica la metodologia per il calcolo della posizione rilevante ai fini del confronto annuale con la soglia di clearing, che dovrà essere basata sulla media delle posizioni di chiusura di marzo, aprile e maggio. Inoltre, la Commissione propone una complessiva semplificazione degli obblighi di reporting a carico di controparti finanziarie e non finanziarie.
Il 14 dicembre 2017 il Consiglio dell’Unione Europea ha pubblicato il suo General Approach, che formerà la base per le negoziazioni con Commissione e Parlamento Europeo nell’ambito della procedura legislativa europea di trilogo, che si svilupperà lungo il 2018. Il Consiglio ha confermato l’impianto generale della proposta della Commissione, introducendo alcune proposte di emendamento in merito al calcolo annuale della posizione e alla semplificazione degli obblighi di reporting.
Entrata in vigore MIFID II/MIFIR
Il 1° luglio 2016 sono entrati in vigore il regolamento (EU) 2016/1033 e la direttiva (EU) 2016/1034 che hanno prorogato l’entrata in vigore della disciplina in materia di fornitura di servizi di investimento in Europa (rispettivamente il Regolamento MIFIR e la Direttiva MIFID II) dal 3 gennaio 2017 al 3 gennaio 2018. L’obbligo di recepimento della direttiva da parte degli Stati membri è slittato conseguentemente dal 3 luglio 2016 al 3 luglio 2017.
In particolare, il pacchetto si compone dei seguenti regolamenti e direttive, alcuni in revisione, altri emessi ex novo: Regolamento Elettricità, Regolamento ACER, Regolamento Preparazione al Rischio, Regolamento Energy Union Governance, Direttiva Elettricità, Direttiva Rinnovabili, Direttiva Efficienza Energetica e Direttiva Prestazioni Energetiche degli Edifici. 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 e 30% di efficienza energetica, oltre al 40% di riduzione delle emissioni di gas serra.
La Direttiva Rinnovabili introduce un quadro normativo stabile necessario per gli investitori. Gli Stati membri dovranno adottare un approccio di mercato per sostenere le rinnovabili. I meccanismi di incentivazione dovranno seguire princípi armonizzati quali l’apertura transfrontaliera, la non-retroattività delle misure e la visibilità a lungo termine dei meccanismi di supporto (almeno tre anni). Le barriere amministrative per i corporate long-term PPAs per finanziare le rinnovabili dovranno essere opportunamente rimosse e gli iter autorizzativi semplificati. La proposta della Commissione, inoltre, obbliga gli Stati membri ad aumentare la quota di fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e raffrescamento e fissa criteri più severi di sostenibilità delle bioenergie.
Il Regolamento e la Direttiva Elettricità propongono una revisione integrata del disegno di mercato elettrico per rendere più efficiente l’integrazione delle fonti rinnovabili e maggiormente equo il trattamento delle diverse tecnologie di produzione (convenzionali e rinnovabili), introducendo maggiore granularità negli scambi, chiusura dei mercati più vicina al tempo reale, apertura del mercato del bilanciamento a tutte le fonti di generazione e alla domanda (anche attraverso aggregazione), regole di dispacciamento non discriminatorie e basate sul mercato (eliminazione della priorità di dispacciamento per le nuove rinnovabili al di sopra dei 500 kW).
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), l’obbligo di installare punti di ricarica per i veicoli elettrici negli edifici nuovi pubblici e la promozione delle reti e degli edifici intelligenti.
I Distribution Service Operator (DSO) 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, 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, 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 e a promuovere le infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici, nonché la correlazione tra il finanziamento delle misure e i risultati conseguiti in termini energetici. La Commissione Europea propone, inoltre, 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).
Dalla sua presentazione nel 2016 fino alla fine del 2017 Parlamento e Consiglio hanno lavorato sui diversi dossier per raggiungere un approccio condiviso sulle proposte della Commissione. Durante il 2018 avranno luogo i triloghi tra Parlamento, Consiglio e Commissione Europea per definire il testo finale delle direttive e dei regolamenti che compongono il Clean Energy Package
Nel corso del 2017 la Commissione Europea ha emesso il pacchetto cosiddetto “Mobilità pulita”, contenente una serie di proposte legislative e altre iniziative volte a rendere il traffico più sicuro, a incoraggiare l’adozione di sistemi di pedaggio intelligenti e a ridurre le emissioni di CO2, l’inquinamento atmosferico e la congestione del traffico. Il pacchetto consiste di due parti: una prima pubblicata a maggio 2017 e una seconda a novembre 2017. Proposte aggiuntive, tra cui una relativa a standard di emissione di CO2 per i veicoli pesanti, saranno pubblicate nella prima metà del 2018.
Le principali iniziative adottate nella prima parte sono volte a incoraggiare l’adozione di sistemi di pedaggio basati sulla distanza percorsa in modo da rispecchiare in modo più realistico l’utilizzo, le emissioni e l’inquinamento prodotto dai veicoli. In particolare, la proposta prevede l’inclusione nei pedaggi dei costi esterni derivati dall’inquinamento acustico e dell’aria, oltre a benefíci per i veicoli a zero emissioni. Con la seconda parte del pacchetto hanno visto la luce tre iniziative principali. La prima fissa standard di emissione di CO2 per nuove autovetture e veicoli leggeri al 2025 (riduzione del 15% rispetto ai limiti del 2021) e al 2030 (riduzione del 30% rispetto ai limiti del 2021). È altresì previsto un meccanismo premiante per accelerare la transizione verso veicoli a zero e a basse emissioni.
La seconda iniziativa, una proposta di revisione della direttiva sui veicoli puliti (direttiva 2009/33/CE), fornisce una chiara definizione di “veicolo pulito” (basato su soglie d’emissione di inquinanti e CO2 combinati) ed è volta a promuovere soluzioni per una mobilità pulita negli appalti pubblici tramite un sistema di obiettivi d’acquisto per gli Stati membri, offrendo così un forte stimolo alla domanda e all’ulteriore diffusione di soluzioni di mobilità pulita. Infine, la terza iniziativa prevede un piano di azione e una serie di soluzioni di investimento per la diffusione a livello transeuropeo di un’infrastruttura per i combustibili alternativi, con l’obiettivo di accrescere il livello di ambizione dei piani nazionali presentati nel quadro della direttiva sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi (direttiva 2014/94/UE), di aumentare gli investimenti e di fare in modo che i consumatori li accolgano con favore.
L’implementazione a livello nazionale delle successive direttive 2003/54/CE e 2009/72/CE, rispettivamente con la legge n.125/2007 e con il decreto legislativo n. 93/2011, ha contribuito a consolidare il percorso intrapreso, in particolare attraverso la completa apertura del mercato retail e la riconferma della completa indipendenza del gestore della rete di trasmissione nazionale (già disposta dal decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri dell’11 maggio 2004) tramite la sua separazione proprietaria dagli altri operatori della filiera. Il processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale ha avuto invece inizio con la direttiva 1998/30/CE, recepita in Italia nel 2000 con il decreto legislativo n. 164, che ha previsto la liberalizzazione delle attività di importazione, produzione e vendita del gas e la separazione societaria delle attività di gestione delle infrastrutture di rete dalle altre attività del settore. In merito al modello di unbundling delle attività di trasporto dalle attività diverse da quelle di rete, con la delibera n. 515/2013/R/gas, l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI) ha certificato il passaggio a un modello di separazione proprietaria ai sensi della direttiva 2009/73/CE.
Con il decreto del 10 novembre 2017, i Ministeri dell’Ambiente e dello Sviluppo Economico hanno adottato la Strategia Energetica Nazionale 2017. Il documento, in linea con il Piano dell’Unione dell’Energia e con la Roadmap europea al 2050, stabilisce gli obiettivi di sviluppo per il settore energetico al 2030 in ambito di competitività, sostenibilità ambientale e sicurezza degli approvvigionamenti.
Con la Legge di Bilancio di previsione 2018 (legge 27 dicembre 2017, n. 205), che ha attribuito all’AEEGSI compiti di regolazione anche nel settore dei rifiuti, l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico è diventata ARERA, Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente. Nei paragrafi seguenti, oltre a delineare il quadro generale della regolazione, vengono descritti i principali provvedimenti di natura regolatoria pubblicati nel 2017 sia di carattere trasversale sia specifici per singola attività della filiera.
L’energia elettrica prodotta può essere venduta all’ingrosso in un mercato spot organizzato (IPEX), gestito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME), e attraverso piattaforme per la negoziazione di contratti a termine, organizzate e non organizzate (over the counter). La piattaforma organizzata è il Mercato Elettrico a Termine (MTE), gestito dal GME, in cui sono negoziati contratti di energia elettrica a termine con consegna fisica del bene. Possono essere anche negoziati contratti finanziari derivati aventi come sottostante l’energia elettrica. La sede di negoziazione organizzata per tali transazioni è il mercato a termine (IDEX), gestito da Borsa Italiana. Anche i contratti finanziari possono essere negoziati su piattaforme over the counter. I produttori possono inoltre vendere l’energia elettrica a società operanti nel trading di energia, 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.
Inoltre, ai fini dello svolgimento dell’attività di dispacciamento, intesa come la gestione efficiente dei flussi di energia sulla rete per assicurare l’equilibrio tra le immissioni e i prelievi, l’energia è oggetto di transazioni in un apposito mercato, il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), sul quale Terna si approvvigiona dai produttori delle risorse necessarie per tale attività.
La regolamentazione del mercato elettrico è affidata all’AEEGSI e al Ministero dello Sviluppo Economico (MISE).
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. Gli impianti sono qualificati essenziali in ragione della loro ubicazione territoriale, delle caratteristiche tecniche, nonché della loro rilevanza per la soluzione da parte di Terna di specifiche criticità della rete. Per tali impianti, a fronte di obblighi di disponibilità e di vincoli di offerta sul mercato, viene riconosciuta una specifica remunerazione definita dall’AEEGSI.
Con le delibere nn. 910/2017/R/eel, 928/2017/R/eel e 911/2017/R/eel sono stati rispettivamente ammessi a reintegro costi per l’anno 2018 gli impianti essenziali di Assemini, Brindisi Sud e Portoferraio di Enel Produzione. L’impianto di Porto Empedocle di Enel Produzione, invece, è soggetto a regime di reintegro costi pluriennale fino al 2025. La restante parte di capacità è stata contrattualizzata nell’ambito di contratti alternativi.
Nel mese di agosto del 2011, l’AEEGSI ha pubblicato la delibera n. ARG/elt 98/11 che fissa i criteri per l’implementazione di un meccanismo di mercato per la remunerazione della capacità produttiva in luogo dell’attuale remunerazione amministrata. Tale meccanismo prevede l’organizzazione di aste nelle quali Terna avrà il compito di acquistare dai produttori la capacità necessaria per garantire l’adeguatezza del sistema elettrico nei prossimi anni.
Con il decreto del MISE 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.
La disciplina approvata prevede un valore massimo (cap) per il premio da riconoscere alla capacità esistente e un valore massimo del premio da riconoscere alla capacità di nuova costruzione.
Con la delibera n. 95/2015/I/eel l’AEEGSI ha proposto al MISE di anticipare l’entrata in funzione del Mercato della Capacità, prevedendone una fase di prima attuazione che dovrebbe partire dal 2018 e concludersi entro il 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 contributo 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 MISE, previa notifica e approvazione del meccanismo da parte della Commissione Europea. In data 7 febbraio 2018 la Commissione Europea ha rilasciato parere favorevole al meccanismo italiano relativo al mercato della capacità fornendo precisazioni relative ad alcune caratteristiche del disegno di mercato.
Con la delibera n. 398/2017/R/eel l’AEEGSI, nell’ambito della disciplina transitoria della remunerazione della capacità produttiva, ha definito i criteri per la determinazione del corrispettivo “S”, per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2015 e il 31 dicembre 2015, destinando al riconoscimento dello stesso un importo pari a 60 milioni di euro. L’AEEGSI ha previsto che Terna effettui il riconoscimento degli importi per l’anno 2015 entro il 30 giugno 2017.
Con la delibera n. 418/2017/R/eel l’AEEGSI, nell’ambito della disciplina transitoria della remunerazione della capacità produttiva, ha definito i criteri per la determinazione del corrispettivo CAP1 per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2016 e il 31 dicembre 2016. Ai sensi della succitata delibera, l’importo destinato alla copertura degli oneri derivanti dal riconoscimento del suddetto corrispettivo è pari a 130 milioni di euro. L’AEEGSI ha previsto che Terna effettui il riconoscimento degli importi per l’anno 2016 entro il 30 giugno 2017.
Con la delibera n. 844/2017/R/eel l’AEEGSI ha inoltre definito i criteri per la determinazione del corrispettivo CAP1 per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2017 e il 31 dicembre 2017. Ai sensi della succitata delibera, l’importo destinato alla copertura degli oneri derivanti dal riconoscimento del suddetto corrispettivo è pari a 117,4 milioni di euro. L’AEEGSI ha previsto che Terna effettui il riconoscimento degli importi per l’anno 2017 entro il 31 dicembre 2017.
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 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 MSD al costo variabile riconosciuto all’impianto a fronte di un premio definito in esito alla procedura concorsuale. A valle di tale procedura, è stato contrattualizzato l’impianto Enel di Sulcis per l’intera capacità.
Con la delibera n. 342/2016/E/eel l’AEEGSI ha disposto l’avvio di un procedimento per l’adozione di misure volte a contrastare, mediante provvedimenti prescrittivi e/o provvedimenti di regolazione asimmetrica, alcune condotte poste in essere da parte degli utenti del dispacciamento nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e potenzialmente configurabili come abusi di mercato ai sensi del regolamento (UE) 1227/2011 - REMIT.
Con la 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 MSD, 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 Sud.
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 posto in essere dalla centrale di Brindisi Sud sul MSD. Il procedimento si è concluso nel mese di maggio 2017, con l’accettazione degli impegni presentati da Enel SpA ed Enel Produzione e senza l’irrogazione di sanzioni. Gli impegni, in particolare, consistono nell’introduzione di un cap, per gli anni 2017-2019, ai ricavi annuali complessivi conseguibili dall’impianto di Brindisi Sud, al netto dei costi variabili riconosciuti ai sensi della regolamentazione vigente in materia. Il cap è destinato a trovare applicazione anche in caso di ammissione dell’impianto al regime di reintegrazione dei costi di cui alla delibera n.111/2006. In merito al procedimento avviato dall’AEEGSI con la delibera n. 342/2016/E/eel, la medesima AEEGSI con la delibera n. 314/2017/R/eel ha accolto l’istanza di ammissione al regime di reintegrazione dei costi avanzata da Enel Produzione per l’impianto di Brindisi Sud per l’anno 2017, procedendo alla chiusura del procedimento. La delibera n. 314/2017/R/eel, inoltre, dispone, in relazione agli impegni assunti da Enel Produzione nell’ambito del procedimento dinanzi all’AGCM, che gli eventuali importi eccedenti i limiti di remunerazione dell’impianto proposti per il biennio 2018-2019 siano restituiti a Terna.
Con la delibera n. 300/2017/R/eel l’AEEGSI ha definito i criteri per consentire alla domanda e alle unità di produzione non già abilitate (comprese quelle alimentate da fonti rinnovabili non programmabili e la generazione distribuita) la possibilità di partecipare al MSD attraverso progetti pilota.
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 MSD. 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.
Con la delibera n. 419/2017/R/eel, l’AEEGSI ha stabilito che, con decorrenza 1° settembre 2017, fosse operativa la nuova modalità di calcolo dello sbilanciamento aggregato zonale, dato dalla differenza tra i programmi delle unità di consumo e quelli delle unità di produzione al netto degli scambi tra zone di mercato italiane e con l’estero.
La delibera ha inoltre previsto il ripristino del meccanismo single pricing per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi per i punti di dispacciamento per tutte le unità di produzione e consumo non abilitate nonché la pubblicazione, da parte di Terna SpA, del segno preliminare dello sbilanciamento aggregato zonale con le tempistiche più stringenti previste dalla normativa UE.
Con la medesima delibera l’AEEGSI ha altresì introdotto, con effetti dal 1° luglio 2017, il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale per le unità di consumo e di produzione non abilitate.
La “Borsa gas” è operativa dal 2010, mentre dal 2011 l’AEEGSI ha avviato il mercato del bilanciamento. Successivamente il Mercato a Termine del gas (MT gas) ha completato l’assetto del mercato all’ingrosso italiano, aggiungendosi nel 2013 alla “Borsa gas”. Per quanto riguarda il mercato del bilanciamento, in attuazione del regolamento europeo n. 312/2014, l’AEEGSI ha ridefinito, con avvio dal 2016, le regole di funzionamento, al fine di aumentare la disponibilità di risorse flessibili per bilanciare il sistema e migliorare il set informativo degli utenti. Nel 2017 il MISE ha previsto l’avvio dal 2018 della figura del market maker nell’ambito dei mercati organizzati dal Gestore dei Mercati Energetici (GME).
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.
L’attività di stoccaggio è svolta in regime di concessione rilasciata dal MISE ai richiedenti che abbiano i requisiti definiti dal decreto legislativo n. 164/2000. Il MISE con apposito decreto stabilisce annualmente i criteri di allocazione della capacità attraverso i meccanismi di asta competitiva. L’attività di GNL è svolta dietro rilascio di apposita autorizzazione ministeriale in modo da garantire il Third Party Access (TPA). Il MISE con proprio decreto può concedere l’esenzione dal TPA. In merito alla rigassificazione, l’AEEGSI nel 2017 ha previsto il superamento delle attuali modalità di conferimento della capacità a tariffa attraverso l’introduzione a partire dal 2018 di meccanismi di asta competitiva.
L’attività di trasporto, definita con criteri regolatori per periodi tariffari, continua a prevedere corrispettivi aggiornati annualmente dall’AEEGSI. Nel 2017 l’AEEGSI ha prorogato, con alcuni correttivi, i criteri del periodo 2014-2017 per il biennio 2018-2019. Tali criteri sono stati impugnati da Enel Trade in continuità con i contenziosi pregressi: risulta al momento ancora pendente il contenzioso sul periodo 2010-2013 dinanzi al Consiglio di Stato e quello sul periodo 2014-2017 dinanzi al TAR.
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 X factor. 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 ha definito i criteri per il nuovo periodo tariffario della distribuzione e misura di energia elettrica in vigore per i successivi otto anni (2016-2023).
Il periodo tariffario è stato suddiviso in due sottoperiodi della durata di quattro anni ciascuno (NPR1 per il 2016-2019 e NPR2 per il 2020-2023) con una revisione intermedia prevista quindi nel 2020.
L’AEEGSI, con riferimento al primo sottoperiodo (NPR1), pur confermando sostanzialmente il quadro regolatorio generale, ha introdotto rilevanti modifiche riguardo i tempi e la 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 investimenti 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.
L’AEEGSI ha previsto inoltre l’allungamento di cinque anni della vita utile dei cespiti delle linee in bassa e media tensione entrate in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007.
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. 583/2015/R/com l’AEEGSI ha rivisto la metodologia di determinazione del tasso di remunerazione del capitale investito e ha fissato per il triennio 2016-2018 un tasso pari al 5,6% per le attività di distribuzione e misura di energia elettrica. In particolare, l’AEEGSI ha stabilito uno specifico periodo tariffario del WACC della durata di sei anni e un aggiornamento a metà periodo dei principali parametri della formula sulla base delle condizioni macroeconomiche, in termini di tassi di interesse e inflazione, che si registreranno nel corso del 2018.
Con le delibere n. 188/2017/R/eel e n. 199/2017/R/eel l’AEEGSI ha approvato le tariffe di riferimento definitive per l’anno 2016, che rappresentano il livello dei ricavi riconosciuti per ciascun esercente sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all’anno 2015.
Con le delibere n. 286/2017/R/eel e n. 287/2017/R/eel l’AEEGSI ha pubblicato le tariffe di riferimento provvisorie relative ai servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per l’anno 2017 sulla base dei dati patrimoniali preconsuntivi relativi al 2016.
Secondo le previsioni della delibera n. 654/2015/R/eel, le tariffe di riferimento definitive per l’anno 2017, che rappresentano il livello dei ricavi riconosciuti per ciascun esercente, devono essere pubblicate entro il 28 febbraio 2018, sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all’anno 2016. Con riferimento ai sistemi di smart metering di seconda generazione, con la delibera n. 222/2017/R/eel l’AEEGSI ha approvato il piano predisposto da e-distribuzione relativo alla messa in servizio dei contatori nel periodo 2017-2031, fissandone la data di avvio al 1° gennaio 2017, e ha definito anche il costo standard rispetto al quale saranno calcolati gli incentivi all’efficienza.
La delibera n. 646/2016/R/eel garantisce la sostanziale invarianza delle tariffe del servizio di misura per i clienti finali. Tra le condizioni da rispettare per l’approvazione del piano, l’AEEGSI ha richiesto un monitoraggio in campo delle performance di comunicazione tra i contatori 2G e i dispositivi utente, lungo la cosiddetta “chain 2”, per un periodo di almeno quattro mesi, esteso successivamente al 30 aprile 2018.
Con la delibera n. 229/2017/R/eel l’AEEGSI ha previsto alcune disposizioni in merito alla prima configurazione dei misuratori 2G per la loro messa in servizio e i relativi obblighi informativi a vantaggio dei clienti finali. La successiva delibera n. 248/2017/R/eel definisce le modalità e le tempistiche di messa a disposizione al Sistema Informativo Integrato (SII) e agli utenti del trasporto dei dati di misura 2G. Infine, la delibera n. 700/2017/R/eel definisce le disposizioni in merito all’applicazione del trattamento orario ai fini del settlement per i punti di immissione e prelievo dotati di sistemi di smart metering 2G.
Riguardo alla qualità del servizio, l’AEEGSI, con la delibera n. 646/2015/R/eel e s.m.i., ha definito la regolazione output based per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica, che include i princípi della regolazione per il periodo 2016-2023 (TIQE 2016-2023), e ha autorizzato l’avvio di sperimentazioni finalizzate a testare funzionalità avanzate di gestione della rete di distribuzione.
Con specifico riferimento alle tematiche relative all’incremento della resilienza delle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, la delibera n.127/2017/R/eel ha introdotto l’estensione degli indennizzi automatici agli utenti delle reti elettriche per interruzioni prolungate, a carico degli operatori di rete, e le modalità di compartecipazione fra gli stessi operatori al raggiungimento del limite delle 72 ore.
La successiva delibera n. 861/2017/R/eel ha modificato il TIQE precisando alcuni aspetti della regolazione della qualità del servizio di distribuzione, quali l’accesso al Fondo per Eventi Eccezionali da parte degli operatori di rete, la comunicazione dei dati di qualità della tensione, il computo dei tempi per le prestazioni di qualità commerciale del servizio elettrico.
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. 268/2015/R/eel l’AEEGSI ha definito il “Codice di Rete tipo” del servizio di trasporto (CADE) che regola le garanzie che i venditori devono prestare ai distributori, i termini di pagamento del servizio di trasporto e i termini di versamento degli oneri di sistema e delle ulteriori componenti da parte dei distributori 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 in relazione al servizio di trasporto, diverse sentenze dei giudici amministrativi intervenute fra maggio 2016 e novembre 2017 hanno annullato in parte le disposizioni dell’AEEGSI relativamente all’obbligo di prestare garanzie a copertura degli oneri di sistema nell’ambito dei contratti di trasporto fra distributori e venditori. In ottemperanza alle suddette sentenze, l’AEEGSI, con la delibera n. 109/2017/R/eel, ha stabilito una disciplina transitoria che ha previsto una riduzione del 4,9% sull’importo delle garanzie relativo agli oneri di sistema (pari a una percentuale media degli importi non riscossi da parte dei venditori) e ha avviato una revisione del Codice di Rete con il documento di consultazione n. 597/2017/R/eel.
Relativamente alle procedure e alle condizioni economiche per la connessione degli impianti di produzione alle reti di distribuzione, l’AEEGSI con la delibera n. 581/2017/R/eel ha aggiornato il Testo Integrato Connessioni Attive (TICA), al fine di implementare le disposizioni di semplificazione previste dal decreto ministeriale 16 marzo 2017 per la connessione e l’esercizio degli impianti di microcogenerazione alimentati da fonti rinnovabili.
Con riferimento alla regolazione delle reti private (in particolare Sistemi di Distribuzione Chiusi e Sistemi Semplici di Produzione e Consumo), la delibera n. 276/2017/R/eel ha aggiornato i relativi Testi Integrati, recependo le previsioni di cui all’art. 6, comma 9, del decreto legge n. 244/2016 cosiddetto “Milleproroghe” in tema di oneri generali di sistema.
Con la delibera n. 582/2017/R/eel l’AEEGSI ha posticipato la data di applicazione delle previsioni regolatorie in relazione alle Reti Interne d’Utenza (RIU) dal 1° ottobre 2017 al 1° gennaio 2018. La successiva delibera n. 894/2017/R/eel ha aggiornato la definizione di unità di consumo e ha posticipato al 30 giugno 2018 la data entro cui i cosiddetti “clienti finali nascosti” sono tenuti ad auto-dichiararsi.
Con la delibera n. 162/17/CIR, l’Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni (AGCOM) ha definito i corrispettivi per l’accesso da parte degli operatori di telecomunicazioni all’infrastruttura elettrica di e-distribuzione per la posa di fibra ottica, ai sensi del decreto legislativo 15 febbraio 2016, n. 33. Di conseguenza e-distribuzione ha pubblicato le Condizioni generali di accesso alla propria infrastruttura elettrica, il Regolamento tecnico e le Norme tecniche nelle quali sono recepite le disposizioni dell’AGCOM.
Con il decreto interministeriale dell’11 gennaio 2017 sono stati definiti i nuovi obiettivi di efficienza energetica per gli anni 2017-2020 nonché le nuove linee guida per il funzionamento del meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE).
Per quanto riguarda le tempistiche per assolvere ai propri obblighi, il decreto ha previsto che la quota eccedente l’obbligo minimo del 60% debba essere compensata entro l’anno successivo (e non entro i due anni successivi come in passato).
È inoltre stata prevista la possibilità per il distributore di adempiere all’obbligo in due sessioni nello stesso anno (31 maggio e 30 novembre) anziché in una sola, come previsto precedentemente. Il decreto ha demandato all’AEEGSI il compito di definire i criteri e le modalità di copertura dei costi sostenuti dai distributori.
Con la delibera n. 435/2017/R/efr l’AEEGSI ha quindi approvato la revisione delle regole di determinazione del contributo tariffario riconosciuto ai distributori di energia elettrica e gas per gli anni d’obbligo a partire dal 2017.
In particolare, sono state riviste sia le modalità di determinazione del contributo tariffario “di riferimento” (identificato in precedenza come “preventivo”), fissato ex ante come media dei livelli dei contributi definitivi nei precedenti due anni d’obbligo, sia i parametri alla base del calcolo del contributo “definitivo”.
L’AEEGSI ha inoltre previsto la corresponsione di un acconto del contributo tariffario entro la sessione del 30 novembre. In merito ai criteri di erogazione del contributo tariffario, l’AEEGSI ha infine previsto l’introduzione, dall’anno d’obbligo 2017, del principio di competenza in luogo di quello di cassa, secondo cui per le quote residue previste nell’anno d’obbligo che sono assolte nell’anno successivo è riconosciuto il contributo definitivo relativo all’anno d’obbligo di riferimento.
Successivamente, con la delibera n. 634/2017/R/efr l’AEEGSI ha posticipato di un anno l’introduzione del criterio di competenza con forme di gradualità che prevedono la sua completa entrata regime in un periodo di ulteriori quattro anni.
Con la determina n. 10 del 14 luglio 2017, l’AEEGSI ha fissato a 191,40 €/TEE il valore del contributo tariffario definitivo per l’anno d’obbligo 2016. Il contributo tariffario di riferimento per l’anno d’obbligo 2017 è stato invece fissato pari a 170,29 €/TEE; quest’ultimo sarà rivisto sulla base dei prezzi di mercato a consuntivo del periodo di riferimento.
Riforma tariffe elettriche per i clienti domestici
Con delibera n. 782/2016/R/eel l’AEEGSI ha previsto, a partire dal 1° gennaio 2017, il completo superamento della progressività tariffaria per quanto riguarda la tariffa di distribuzione. Per gli oneri generali di sistema è stato previsto, invece, per il 2017 un primo intervento finalizzato a diminuire l’effetto di progressività. La riforma sugli oneri di sistema sarebbe dovuta entrare a regime dal 1° gennaio 2018, con il completo abbandono della struttura progressiva. Con la segnalazione n. 733/2017/I/eel del 2 novembre 2017 al Governo e al Parlamento e con la memoria del 30 novembre 2017 (provvedimento n. 805/2017/I/eel) richiesta dal Presidente della X Commissione della Camera dei Deputati, l’AEEGSI ha, tuttavia, evidenziato gli effetti, a partire dal 2018, sulla spesa annua per energia elettrica dei clienti domestici dovuti agli aggiornamenti tariffari conseguenti sia alla revisione della disciplina sulle agevolazioni alle imprese energivore, sia all’ultima fase della riforma tariffaria degli oneri generali di sistema per i clienti domestici. A seguito delle indicazioni ricevute da Governo e Parlamento, l’AEEGSI, con la delibera n. 867/2017/R/eel, ha differito l’attuazione dell’ultima fase della riforma degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica, prevedendo di mantenere fino al 31 dicembre 2018 le strutture tariffarie attualmente vigenti.
Riforma struttura oneri generali di sistema
Con la delibera n. 922/2017/R/eel l’AEEGSI dà attuazione a quanto disposto dalla delibera n. 481/2017/R/eel, prevedendo che, a decorrere dal 1° gennaio 2018, le aliquote degli oneri generali di sistema e delle ulteriori componenti da applicare a tutte le tipologie di contratto di cui al comma 2.2 del Testo integrato trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica (TIT) siano distinte in “Oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione” (ASOS), “Rimanenti oneri” (ARIM), UC3 e UC6. Con la delibera citata viene implementata la riforma della struttura degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici in attuazione della legge n. 21 del 25 febbraio 2016.
Riforma agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia elettrica
Nell’ambito della riforma degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici, con la delibera n. 921/2017/R/eel l’AEEGSI ha definito le disposizioni attuative per il riconoscimento delle agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia, come disciplinato dal decreto del MISE del 21 dicembre 2017, con decorrenza 1° gennaio 2018.
La delibera prevede l’applicazione di aliquote differenziate della componente ASOS (secondo il nuovo raggruppamento degli oneri generali introdotto con la delibera n. 481/2017/R/eel) tra clienti non agevolati e clienti agevolati, ossia a forte consumo di energia, in funzione della classe di agevolazione di appartenenza, come definita dal decreto del 21 dicembre 2017.
Tali previsioni hanno impatto anche sulle configurazioni di rete private.
L’esercizio dell’attività di salvaguardia è assegnato ai venditori del mercato libero su base territoriale tramite aste triennali. 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. 816/2016/R/eel e n. 927/2017/R/eel sono stati definiti i livelli di remunerazione per il 2017 e il 2018. 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’energia 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 per entrambi i settori (elettrico e gas) dei processi commerciali di voltura e switching e dei dati di misura, oltre, per il solo settore elettrico, alle attività di aggregazione delle misure dei punti di prelievo trattati orari, ai fini del settlement mensile. In virtù degli sviluppi effettuati, il SII si caratterizza sempre più quale hub centrale per lo scambio delle informazioni tra gli operatori del sistema, 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 copertura degli oneri derivanti dalla gestione di tale processo, con la delibera n. 291/2017/R/eel l’AEEGSI ha individuato i criteri di ripartizione sulla base dei quali l’Agenzia delle Entrate ha calcolato il contributo forfetario spettante alle singole imprese di vendita relativo all’anno 2016 e 2017 e ha erogato quello relativo all’anno 2016.
È stata approvata il 4 agosto 2017 la legge n. 124 cosiddetta “legge annuale sulla concorrenza” che prevede dal 1° luglio 2019 il superamento dei regimi di tutela di prezzo (elettrico e gas), attribuendo all’AEEGSI il compito di disciplinare il servizio di salvaguardia ai clienti precedentemente rientranti nel perimetro della maggior tutela attraverso procedure concorsuali per aree territoriali e a condizioni che incentivino il passaggio al mercato libero.
La legge ha inoltre previsto l’istituzione presso il MISE di un Elenco Venditori Elettricità che abiliti le imprese all’attività di vendita nel mercato retail sulla base di requisiti tecnici, finanziari e di onorabilità, proposti dall’AEEGSI.
L’AEEGSI, in coerenza con le previsioni della citata legge, al fine di migliorare la comprensione e la partecipazione dei clienti finali al mercato libero e la confrontabilità delle offerte, ha introdotto, con la delibera n. 555/2017/R/com, l’obbligo per tutti i venditori, a decorrere dai primi mesi del 2018, di inserire, nel proprio portafoglio offerte, proposte commerciali a Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela (offerte PLACET), rivolte a famiglie e piccole imprese.
In data 11 maggio 2017 l’AGCM, su segnalazione di AIGET e della società Green Network SpA, ha avviato nei confronti di Enel SpA, Enel Energia SpA e Servizio Elettrico Nazionale SpA un procedimento per presunto abuso di posizione dominante sul mercato della vendita al dettaglio di energia elettrica ai clienti finali residenziali e non residenziali allacciati in BT. Analoghi procedimenti sono stati avviati anche nei confronti di altri operatori. La conclusione del procedimento, salvo proroghe, è prevista entro il 30 giugno 2018.
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 la delibera n. 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 termici 2010/2011 e 2011/2012. Nel 2014 l’AEEGSI ha presentato appello al Consiglio di Stato. Nel 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”. Con la delibera n. 737/2017/r/gas, di ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato, è stato rideterminato il valore della materia prima gas per il periodo ottobre 2010 - settembre 2012. Le modalità di regolazione degli ammontari derivanti dalla rideterminazione saranno invece definite con provvedimento separato nella seconda metà del 2018.
In merito alla definizione della componente a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale, l’AEEGSI ha confermato 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 fino al 30 settembre 2018 o comunque fino al termine del regime di tutela fissato del legislatore, se antecedente.
Con riferimento al settlement gas, e in particolare al meccanismo di aggiustamento annuale delle partite pregresse, l’AEEGSI ha pubblicato le delibere n. 670/2017/R/gas e n. 782/2017/R/gas con cui ha approvato disposizioni in materia di determinazione delle partite fisiche ed economiche delle sessioni di aggiustamento pregresse a partire dal 2013.
In particolare, per il periodo 2013-2017, è stato definito un meccanismo di compensazione tramite il quale gli operatori possono recuperare una quota degli oneri relativi alle perdite di rete precedentemente attribuiti in proporzione ai loro prelievi.
A far data dal 1° gennaio 2018, e sino alla definizione del meccanismo definitivo di settlement a regime, l’AEEGSI ha disposto che agli operatori venga riconosciuta una quota pressoché totale degli oneri legati alle perdite di rete.
Provvedimenti di carattere trasversale
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 denominazione 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, nonché l’obbligo di separazione di spazi fisici, personale e canali informativi tra attività di distribuzione e vendita e tra vendita in maggior tutela e vendita 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 denominazione 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 con sentenza 5519/2017 ha respinto gli appelli presentati dalle due società di vendita, confermando dunque la legittimità della delibera n. 296/2015/R/com. Il ricorso presentato da e-distribuzione è invece ancora pendente dinanzi al Consiglio di Stato.
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 mediante meccanismi competitivi istituiti tramite il decreto legislativo n. 28/2011 di recepimento della direttiva 2009/28/CE e i relativi decreti ministeriali attuativi (decreto ministeriale 6 luglio 2012 e decreto ministeriale 23 giugno 2016). I decreti prevedono l’applicazione di un meccanismo basato su aste competitive al ribasso o tariffe feed-in, in funzione della capacità installata e della tecnologia. In particolare:
accesso diretto, per impianti eolici di potenza inferiore a 60 kW, impianti a biomasse di potenza inferiore a 200 kW e impianti idroelettrici di potenza inferiore a 250 kW.
I meccanismi di incentivazione sopra riportati termineranno al raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 5,8 miliardi di euro. Al 30 novembre 2017 il costo indicativo cumulato annuo è di 5,122 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 (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 “Isole Minori” del 14 febbraio 2017
Con il decreto MISE 14 febbraio 2017, il Ministero ha dato disposizioni per la progressiva copertura del fabbisogno delle isole minori non interconnesse attraverso energia da fonti rinnovabili. Tale decreto prevede sia una remunerazione per l’energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili commisurata al costo del combustibile evitato, sia l’implementazione di progetti pilota che vedono l’integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico delle isole coinvolte.
Con decreto del 10 novembre 2017, il Ministro dello Sviluppo Economico e il Ministro dell’Ambiente della Tutela del Territorio e del Mare hanno approvato la Strategia Energetica Nazionale (SEN) nella quale vengono definite le linee di sviluppo energetico del Paese secondo i princípi di competitività economica, sicurezza energetica e sostenibilità ambientale.
In particolare, la SEN ha fissato, al 2030, un obiettivo sulle rinnovabili elettriche pari al 55% dei consumi complessivi che si dovrebbe tradurre in maggiore energia rinnovabile prodotta per 75 TWh.
La SEN ha previsto, per gli anni fino al 2020, di mantenere le aste competitive (technology neutral) quali meccanismi di sostegno allo sviluppo delle fonti rinnovabili. Successivamente, lo sviluppo della capacità rinnovabile sarà legato alla stipula di Power Purchase Agreement (PPA), contratti di lungo periodo tra produttori e consumatori, eventualmente coadiuvati dall’intervento dello Stato, almeno in una fase iniziale, per permetterne l’avvio e lo sviluppo.
Remunerazione dell’attività di distribuzione
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 9 ottobre 2017 è stato pubblicato nel Bollettino Ufficiale dello Stato (BOE) il regio decreto n. 897/2017 attraverso il quale si disciplina la regolamentazione relativa ai consumatori vulnerabili, il buono sociale e le condizioni di sospensione dello stesso per consumatori con potenza uguale o inferiore ai 10 kW. In particolare, il decreto identifica tre categorie di clienti in funzione del livello di reddito (misurato attraverso l’Indicatore Pubblico di Reddito da Fonti Multiple - IPREM), stabilendo diverse percentuali di sconto a seconda della categoria.
L’ordinanza IET/258/2017 del 24 marzo 2017 ha disposto a carico di Endesa un apporto al Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica di 29,3 milioni di euro, corrispondenti agli obblighi di risparmio energetico relativi al 2017.
Margine di commercializzazione incorporato nel prezzo volontario per il cliente domestico (PVPC)
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 primo gennaio 2017, stabilisce i valori del margine di commercializzazione del PVPC per gli anni 2014, 2015, 2016 e per il futuro.
Tariffa elettrica per il 2017
Il 29 dicembre 2016 è stata pubblicata l’ordinanza ETU/1976/2016 con la quale si stabiliscono le tariffe di accesso di energia elettrica per il 2017. Vengono confermate le tariffe precedentemente in vigore.
Tariffa del gas naturale per il 2017
Il 23 dicembre 2016 è stata pubblicata l’ordinanza ETU/1977/2016 con la quale si stabiliscono le tariffe di accesso del gas naturale per il 2017. Vengono confermate in generale le tariffe precedentemente in vigore, con attualizzazione della tariffa di ultimo ricorso (TUR), ridotta in media del 9% in seguito alla diminuzione del costo della materia prima.
Canone per l’utilizzo di acqua continentale per la produzione di energia elettrica
Il 10 giugno 2017 è stato pubblicato nel BOE il regio decreto legge n. 10/2017 con il quale si adottano misure urgenti per mitigare gli effetti prodotti dalla siccità in determinati bacini idrografici, modificando l’attuale Legge sulle Acque. In particolare, il regio decreto legge modifica il canone per l’utilizzo di acque continentali per la produzione di energia elettrica, che passa dal 22% al 25,5%, stabilendo una percentuale di riduzione per le installazioni fino a 50 MW per compensare l’aumento del prelievo.
Nel febbraio 2017 è stato pubblicato l’ordine ministeriale ETU/130/2017, che regola i parametri di remunerazione degli impianti di energia rinnovabile per il periodo dal 2017 al 2019. Questa revisione è prevista dalla regolamentazione delle fonti rinnovabili (regio decreto n. 413/2014) ogni tre anni e viene condotta principalmente per adeguare la remunerazione degli investimenti alle variazioni dei redditi di mercato attesi negli anni successivi, nonché alle differenze che si sono verificate nei tre anni precedenti tra i ricavi di mercato effettivamente ottenuti e quelli che, secondo il regolamento, si prevede che saranno ottenuti.
Durante la prima metà del 2017 è stata rilasciata tutta la regolamentazione per un’asta neutrale tecnologica da 3.000 MW per rinnovabili. L’asta si è svolta il 17 maggio. A seguito dell’asta, a Enel Green Power España è stato aggiudicato un regime specifico di remunerazione per sviluppare 540 MW di capacità eolica con cash on delivery (COD) prima della fine del 2019. Enel Green Power è stata la terza società in termini di capacità attribuita in questa asta. L’asta è stata aperta alla concorrenza di ogni tipo di tecnologia rinnovabile, tuttavia quasi tutta la capacità aggiudicata era eolica.
Il risultato dell’asta svolge una funzione di protezione dell’IRR (tasso interno di rendimento) dei progetti di investimento in scenari a basso prezzo di mercato per l’energia elettrica. Tuttavia, se i prezzi di mercato si comportano al di sopra del livello di protezione, i progetti sono autorizzati a conseguire tale reddito.
I risultati della prima asta, che ha evidenziato la presenza di offerte concorrenti non assegnate e la necessità di ulteriori energie rinnovabili per raggiungere gli obiettivi del 2020, hanno portato il Governo spagnolo a organizzare una seconda asta, svoltasi il 26 luglio 2017. In questa seconda asta, Enel Green Power ha ricevuto 338 MW fotovoltaici. Come nella prima asta, ciò che si ottiene è una protezione del tasso di rendimento interno in scenari di bassi prezzi di mercato.
Tra i mesi di luglio e settembre del 2017 il Governo spagnolo ha organizzato una consultazione pubblica che costituisce l’inizio di un processo per stabilire una nuova regolamentazione per l’accesso e la connessione alle reti. Si prevede che tale regolamentazione sarà sviluppata nel 2018.
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 i successivi anni.
In materia di aste sul mercato della capacità, il 25 luglio 2016 sono stati rivisti i termini di partecipazione al meccanismo prevedendo che anche la domanda possa accedervi attraverso la riduzione dei volumi di consumo.
Le ultime aste per la capacità (risultati pubblicati il 20 settembre 2016) hanno stabilito i parametri (prezzo e quantità) per l’anno 2020.
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. Con decisione del 9 gennaio 2017 il Governo ha inoltre definito le tariffe per il 2017 sia per il Trading System Administrator (-2,5% rispetto a 2016) sia per il System Operator (confermando i valori dell’anno precedente).
Il 3 marzo 2017 il Ministero dell’Economia ha pubblicato la nuova metodologia per la definizione dei tassi di rendimento dei titoli di Stato a lungo termine necessari al fine di calcolare il valore del DPM, portandolo dall’8,9% al 10,21%.
Il decreto governativo del 16 giugno 2017 ha definito le regole della gara per nuova capacità termica in Crimea: contratto di capacità della durata di 15 anni al prezzo definito in sede di procedura di gara (con un cap mensile di circa 2 milioni di rubli).
Il 19 giugno 2017 il Governo ha pubblicato il piano generale per lo sviluppo dell’industria elettrica fino al 2035. Si tratta di linee guida non vincolanti che verranno aggiornate ogni tre anni. Il piano include numerose informazioni, tra cui: previsioni di lungo termine di domanda e offerta; capacità prevista e necessità di adeguamenti della stessa; infrastrutture di rete; proposte per limitare gli impatti ambientali.
Il 2 settembre 2017 il Governo ha firmato il decreto n. 1065 riguardante le aste del mercato della capacità (KOM) per il 2021: eliminazione del price cap e indicizzazione del prezzo al CPI -0,1% (rispetto al precedente CPI -1%). Il 20 settembre 2017 il System Operator ha pubblicato il risultato delle aste per il 2021, con prezzi cresciuti del 16-18% rispetto alle aste per il 2020.
Con l’ordinanza governativa del 27 dicembre 2017 sono state definite le regole per la gara di nuova capacità termica (465 MW) nell’area di Taman (sud della Russia), da tenersi entro il 1° aprile 2018. Il vincitore avrà un contratto di capacità della durata di 15 anni (DPM).
Il 20 giugno 2017 è stata pubblicata la decisione dell’Autorità Antitrust n. 776/17 sui nuovi livelli di prezzo minimi e massimi per i clienti industriali. I prezzi sono aumentati del 3,9% rispetto al biennio 2015-2016.
Con decreto del Governo n. 850 del 10 maggio 2016 sono state apportate le seguenti modifiche alla regolazione in materia di rinnovabili:
lo schema di incentivi per impianti fotovoltaici e piccolo idro è stato prolungato fino al 2024 (dal 2020);
i volumi di capacità obiettivo per il solare e il piccolo idro, non selezionati per le precedenti aste (anni 2013-2015), sono stati coperti e anche riallocati fino al 2024 (85,8 MW per il solare; 168 MW per il piccolo idro);
i volumi target totali sono stati mantenuti ai livelli iniziali (5.871 MW).
Il 14 giugno 2016 sono stati resi noti i risultati finali delle aste per gli investimenti in fonti rinnovabili per il quadriennio 2016-2019, che hanno visto l’aggiudicazione di soli progetti per impianti eolici.
Il 29 settembre è stato inoltre pubblicato il decreto del Governo sulle compensazioni statali per i costi di connessione alla rete delle centrali che utilizzano fonti rinnovabili o torba. Lo schema, che si applica agli impianti con capacità installata al massimo pari a 25 MW, prevede che la compensazione non possa superare il 70% dei costi di connessione alla rete e comunque il valore dei 15 milioni di rubli per impianto.
Regolazione Antitrust
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.
Mercato del calore
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 FAS.
Metodologia per il riconoscimento degli investimenti in distribuzion
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.
Nel mese di luglio 2017 ANRE ha pubblicato una lettera contenente i princípi di base della metodologia di calcolo delle tariffe di distribuzione per il quarto ciclo regolatorio, con modifiche sostanziali su WACC, costi operativi, Regulatory Asset Base (RAB), altre entrate, capitale circolante, usi propri e rettifiche annuali. La metodologia dovrebbe essere approvata nell’aprile 2018.
Tariffe di ultima istanza
Secondo il calendario della liberalizzazione delle tariffe regolate per i clienti domestici, la percentuale di energia che i fornitori di ultima istanza dovranno approvvigionare dal mercato libero sarà del 80% nel primo trimestre 2017 e del 90% nel secondo trimestre 2017.
ANRE ha inoltre approvato le tariffe finali. La componente regolata per l’anno 2017 si è ridotta del 6,47% per effetto del calo delle tariffe di distribuzione La componente competitiva del mercato (CPC) si è ridotta di circa il 3-4,8% durante il primo semestre rispetto al secondo semestre 2016 a causa della riduzione delle tariffe di distribuzione. Durante il terzo trimestre la tariffa è però poi aumentata di circa il 10,8% rispetto al primo semestre 2017 per effetto di correzioni tariffarie collegate ai periodi precedenti. Pertanto Enel ha avviato procedure legali contro ANRE. Durante il quarto trimestre le tariffe sono incrementate di circa il 9% rispetto al terzo trimestre. A partire dal 1° gennaio 2018 la percentuale non regolata è pari al 100%. Le tariffe della CPC per il primo semestre 2018 sono aumentate di circa lo 0,44% rispetto alle tariffe del quarto trimestre 2017.
Quadro regolatorio per i fornitori di ultima istanza
L’8 giugno 2017 ANRE ha approvato la sospensione del mercato dedicato all’acquisizione di energia per i clienti beneficiari del servizio universale (famiglie e piccole imprese), denominato PCSU. La sospensione è avvenuta fino al 10 agosto 2017 ed è stata imposta a causa dei limitati volumi indicati dalle offerte nelle aste del terzo trimestre 2017. A seguito di tale decisione, i fornitori di ultima istanza devono acquistare energia su altri mercati liberi come per esempio day-ahead market e mercati centralizzati per contratti bilaterali. A luglio Enel ha avviato ufficialmente un’azione nei confronti di tale decisione.
Nel corso del 2017 ANRE ha avviato diverse revisioni: il regolamento PCSU, la metodologia per l’impostazione dei criteri applicati dai fornitori di ultima istanza e il regolamento per i fornitori di ultima istanza. A settembre Enel ha iniziato una procedura legale per dimostrare l’illegittimità della metodologia per la definizione delle tariffe applicate dai fornitori di ultima istanza.
Tariffe di distribuzione 2017
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. Nel corso del 2017 le società di distribuzione di Enel hanno applicato una tariffa media di 98,6 lei/MWh, in diminuzione di circa l’8% rispetto alle tariffe del 2016 (107,2 lei/MWh).
A dicembre 2017, in seguito al periodo di consultazione per il calcolo delle tariffe, ANRE ha approvato le tariffe applicate a partire dal 1° gennaio 2018. La tariffa media delle società di distribuzione di Enel sono di 101,53 lei/MWh, in aumento di circa il 3% rispetto alle tariffe del 2017 (98,6 lei/MWh).
Implementazione delle tariffe binomie 2017
In base alla decisione 71 del 26 gennaio 2017 di ANRE sull’approvazione del calendario di attuazione della tariffa binomia per i servizi di trasmissione e distribuzione, sono definite due fasi di sviluppo del progetto:
fase 1 (1° gennaio 2017 - 31 ottobre 2017): simulazione a livello di Distribution Service Operator (DSO), senza implicazioni sui clienti. Durante il 2017 i DSO hanno monitorato i dati in base al calendario di simulazione e hanno trasmesso ad ANRE l’analisi e l’impatto sui costi e ricavi regolamentati per il primo semestre 2017;
fase 2 (a partire dal 1° gennaio 2018): simulazione a livello dei consumatori.
ANRE ha indicato l’anno 2019 come termine per l’implementazione delle tariffe binomie.
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. A dicembre ANRE ha annunciato la sua proposta di ordinanza sul roll-out di contatori elettronici, che prevede un cap del 10% per gli investimenti in contatori rispetto al piano di investimenti complessivo dei distributori per il 2017 e il 2018, e un limite di circa 61 euro per cliente sul costo unitario totale per il 2018. Inoltre, ANRE ha definito come ultima data per l’approvazione delle condizioni per il roll-out dei contatori intelligenti in Romania il 30 giugno 2018.
Rebranding delle imprese di distribuzione
Il 16 agosto il regolatore ANRE ha inviato ai distributori di energia elettrica una lettera contenente le misure minime che i distributori devono porre in atto in merito al rebranding. Tra ottobre e dicembre 2016 Enel ha comunicato ad ANRE l’adozione di un nuovo nome e un nuovo logo per le proprie società di distribuzione in Romania e ha modificato le licenze corrispondenti.
Il Governo rumeno ha introdotto l’ordinanza n. 24/2017, entrata in vigore il 1° aprile 2017, che modifica la legge n. 220/2008 e apporta una serie di cambiamenti.
Certificati verdi (CV):
l’attribuzione di 2 CV per la produzione da impianti fotovoltaici viene posticipata a partire dal 1° gennaio 2025 fino al 31 dicembre 2030;
il recupero dei CV per la produzione eolica già posticipati è stato fissato a partire dal 1° gennaio 2018 fino al 31 dicembre 2025;
il corridoio entro il quale può oscillare il prezzo dei CV è fissato tra 29,4 euro e 35 euro, senza indicizzazione all’inflazione;
i CV emessi non scadono, restano validi fino alla fine del periodo di incentivazione e possono essere oggetto di compravendita solo una volta.
i contratti bilaterali per la cessione dei CV restano validi ma non possono essere estesi oltre l’attuale scadenza;
creazione di due piattaforme di scambio anonime a partire dal 1° settembre 2017 per: (i) la cessione spot o a termine dei CV; (ii) per la cessione di energia rinnovabile in combinazione con il CV (ancora non in funzione).
i CV possono essere attribuiti a energia verde stoccata nelle batterie.
Il 28 dicembre del 2017 è stato firmato dal Presidente della Repubblica il Power Market Act che ha introdotto in Polonia un capacity market. La norma prevede una prima asta durante il 2018 con periodo di consegna 2021-2023. Successivamente le aste verranno bandite ogni cinque anni con un periodo di consegna decennale. In aggiunta sarà possibile bandire aste trimestrali con un anno di anticipo. La demandside response potrà partecipare alle aste quinquennali se queste dimostrano adeguati costi d’investimento. Il Power Market Act è ancora soggetto a verifica da parte della Commissione sulla normativa riguardante gli aiuti di Stato.
L’autorità di trasmissione ha iniziato a organizzare i bandi di gara per demand-side response nei mercati del bilanciamento. Per il 2017-2018 la domanda totale è stata fissata a 500 MW (otto ore in estate e quattro ore in inverno), di cui è stato assegnato il 40% della capacità in estate e il 55% in inverno. Il bando attuale prevede ulteriori 500 MW.
La legge sulla mobilità elettrica è stata approvata il 4 gennaio del 2018 e prevede l’installazione di stazioni di ricarica green nel periodo 2018-2019. L’obiettivo è di installare 6.400 stazioni di ricarica per auto elettriche, di cui 400 ad alto voltaggio e 70 stazioni di servizio per il gas naturale. Saranno collocate in 32 aree densamente popolate e la loro installazione verrà finanziata tramite un finanziamento pubblico-privato. Se alla fine del 2019 nelle zone interessate non verranno raggiunti i target di installazione, le autorità locali competenti dovranno predisporre un piano di sviluppo sulle stazioni mancanti. I DSO saranno responsabili della costruzione dei punti di ricarica nelle proprie aree di competenza.
Il Governo inglese e Ofgem hanno pubblicato lo “Smart Systems and Flexibility Plan“ il 24 luglio del 2017. Obiettivo del progetto è l’apertura di tutti i mercati alla demand-side response, l’introduzione di servizi ancillari real-time e la semplificazione della normativa sul metering.
Sono stati identificati nuovi fattori di de-rating applicabili agli stoccaggi per la partecipazione al mercato della capacità a partire dalle aste 2018.
Il 13 giugno del 2017 National Grid ha aperto una consultazione sui suoi “System Needs and Product Strategy”, cui ha fatto seguito il 19 dicembre la nuova roadmap per i prodotti di bilanciamento per frequency response and reserve. Nel dicembre del 2017 il Governo ha pubblicato una delega con cui applica la Medium Combustion Plant Directive la quale introduce controlli più stringenti sulle emissioni dei generatori.
Repubblica d’Irlanda e Nord Irlanda
Il 24 novembre del 2017 la Commissione Europea ha giudicato conforme alla normativa sugli aiuti di Stato il nuovo capacity market irlandese. La prima asta è stata bandita il 15 dicembre 2017 con un periodo di consegna dal 23 maggio 2018 al 30 settembre 2019.
Il market design consente la partecipazione delle risorse di demand-response con modalità simili a quella delle fonti di generazione. L’autorizzazione comunitaria ha imposto un equo accesso al mercato della capacità alle risorse di demand- side response entro ottobre 2020.
Il mercato dei servizi ancillari è stato riformato con l’obiettivo di garantire la stabilità del sistema anche in condizioni di elevata penetrazione rinnovabile. Sono stati definiti inoltre i nuovi servizi ancillari garantendo lo stesso trattamento tra demand-side response e generazione convenzionale. Il primo bando di gara è stato pubblicato il 12 dicembre 2017 con data di scadenza prevista per l’8 febbraio 2018 per prodotti con periodo di consegna di cinque anni a partire dal 1° maggio del 2018.
Rinnovabili Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili presente in Grecia assicura una remunerazione con feed-in tariff per tutti i progetti presentati prima del 31 dicembre 2015. A partire dal 1° gennaio 2016 ai progetti viene assicurata una remunerazione feed-in premium differenziata per fonte. Allo scopo di raccogliere maggiori risorse per sostenere tali incentivi ed eliminare il deficit fin qui accumulato, il Governo greco ha introdotto una specifica componente a carico dei fornitori di energia elettrica.
Con la delibera 616/2017 l’autorità di regolazione greca ha ridotto notevolmente i distacchi forzati di parte degli impianti eolici operanti sulle isole non interconnesse.
Nell’ottobre 2017 è andato in scadenza il sistema che permetteva ai grandi clienti industriali di vedersi remunerati per servizi di interrompibilità. A partire dal gennaio 2018 il sistema è stato riattivato fino alla fine del 2019. Lo schema è finanziato dagli operatori rinnovabili non operanti sulle isole attraverso una quota percentuale dei loro ricavi, differenziata per tecnologia: eolico 2%, fotovoltaico 3,6%, piccolo idro 1%.
L’attuale sistema di incentivazione è basato su feed-in tariff differenziate per fonte rinnovabile. Il meccanismo è accessibile a impianti fotovoltaici, eolici, idro sotto i 10 MW e a biomassa sotto i 5 MW.
A partire dal 2012 sono state introdotte molte misure per ridurre il deficit di sistema determinato dai crescenti incentivi alle rinnovabili. Tra questi una tassa locale al 20% (successivamente revocata), costi di accesso alla rete, incremento dei costi di bilanciamento, una tassa del 5% sui ricavi e limiti ai volumi incentivati.
A partire da marzo 2015, una volta raggiunti gli obiettivi europei di produzione da fonti rinnovabili, gli impianti sopra i 30 kW sono stati esclusi dagli incentivi.
Con l’approvazione della legge n. 12/2015 la Tunisia ha cominciato a sviluppare un quadro regolatorio a sostegno delle fonti rinnovabili che prevede tre differenti regimi di incentivazione (concessione, autorizzazione e autoconsumo). Il Paese si è impegnato a raggiungere ambiziosi obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili: 1 GW entro il 2020 e 4,7 GW entro il 2030.
Nel novembre 2017 si è chiusa la prima gara per lo sviluppo di progetti rinnovabili eolici e fotovoltaici. Enel Green Power ha partecipato ed è in attesa della pubblicazione dei risultati.
La nuova legge RES (EEG), entrata in vigore a gennaio 2017, introduce un sistema di aste per la maggior parte delle tecnologie rinnovabili. All’asta uno specifico ammontare di capacità installata ogni anno: a) per gli impianti eolici onshore pari a 2,8 GW l’anno per il periodo 2017-2019 e 2,9 GW l’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 l’anno, di cui 600 MW in aste.
Come evidenziato dalle prime aste condotte nel corso del 2017, l’attuale normativa è talmente favorevole alle comunità locali che partecipano con propri progetti che queste si sono aggiudicate gran parte della capacità disponibile. A questo scopo la normativa è stata modificata provvisoriamente per le prime due aste del 2018 e dovrebbe consentire risultati più equilibrati tra le varie tipologie di partecipanti.
Il contratto di coalizione tra CDU/CSU e SPD prevede, tra le altre cose, ulteriori aumenti pari a circa 4 GW della capacità messa all’asta nel periodo 2019-2020.
In Sud America il Gruppo opera in Argentina, Brasile, Cile, Colombia e Perù. Ciascun Paese è dotato di un quadro regolatorio distinto le cui caratteristiche principali sono riportate di seguito con riferimento alle diverse attività. Nell’ambito della regolamentazione stabilita dalle autorità competenti (Autorità di regolazione e Ministeri) nei vari Paesi, gli operatori adottano liberamente le proprie decisioni di investimento in generazione. Solo in Argentina, in conseguenza di un cambio nella politica energetica avvenuto negli ultimi anni, vi è un quadro normativo con un maggior controllo pubblico degli investimenti e un modello retributivo delle attività, che sta evolvendo verso una metodologia di remunerazione basata sul costo medio. In Brasile, i piani per la nuova capacità di generazione sono dettati dal Ministero, e lo sviluppo di tale capacità si realizza attraverso aste con partecipazione aperta a tutti gli agenti.
In tutti i Paesi esiste un sistema di dispacciamento centralizzato con system marginal price. Solitamente l’ordine di merito è costruito in base ai costi variabili di produzione verificati periodicamente, con l’eccezione della Colombia, ove l’ordine di merito è basato sulle offerte di prezzo degli operatori nel mercato.
In Argentina e Perù sono attualmente in vigore interventi regolatori sulla formazione del prezzo dei mercati spot. In Argentina è in corso un intervento normativo al fine di garantire una migliore sostenibilità del mercato elettrico, un suo efficientamento e una profonda rivisitazione tariffaria per permettere agli operatori di far fronte alle loro esigenze di cassa e poter riavviare gli interventi manutentivi sulle centrali e sulle reti. Per la vendita all’ingrosso di energia e/o capacità sono molto diffusi i meccanismi di aste a lungo termine. Si tratta di sistemi volti a garantire la continuità delle forniture di energia e a conferire ai generatori maggiore stabilità, con l’aspettativa che ciò incentivi nuovi investimenti; l’adozione di schemi contrattuali di vendita a lungo termine (fino a 30 anni) è stata sinora implementata in Cile, Brasile, Perù e Colombia.
In Brasile il prezzo di vendita dell’energia prodotta si basa invece sui prezzi medi delle aste di lungo periodo per energia esistente e nuova. In Colombia il prezzo è definito con aste realizzate tra gli operatori, con cui solitamente si firmano contratti di durata media (fino a un massimo di quattro anni). Un quadro normativo definito di recente sia in Cile sia in Perù, infine, consente ai distributori di sottoscrivere contratti a lungo termine per la vendita nel mercato finale regolato. Cile, Perù e Brasile hanno inoltre approvato legislazioni per l’incentivo delle energie rinnovabili non convenzionali, che definiscono obiettivi per la partecipazione delle fonti rinnovabili al mix energetico e ne regolano la produzione.
La revisione tariffaria e le altre novità regolatorie del 2017
In data 2 febbraio 2017 è stata pubblicata la risoluzione n. 19/2017 da parte della Secretaría de Energía Eléctrica (SEE) che stabilisce le linee guida per la definizione della remunerazione tariffaria delle centrali di generazione già esistenti, prevedendo una remunerazione in base alla potenza per tecnologia e scala. Inoltre, per le unità termiche si definisce la possibilità di assumere impegni a garantire la disponibilità dell’impianto a fronte di una remunerazione aggiuntiva. La società di generazione potrà dichiarare la propria disponibilità per ciascun periodo (estivo e invernale) e il valore di potenza garantito da ciascuna unità di generazione per un arco temporale di tre anni, potendo differenziare l’offerta a seconda della stagione. L’unica eccezione, per l’anno 2017, è che la dichiarazione di disponibilità garantita e il documento di programmazione stagionale dell’inverno (che è vigente dal 1° maggio al 31 ottobre 2017) si autorizzeranno congiuntamente, visti i tempi di attuazione della nuova normativa. La società di generazione firmerà un contratto di impegno della disponibilità garantita la cui controparte è CAMMESA che potrà a sua volta cederlo in base a eventuali richieste di SEE. La remunerazione stabilita per ciascuna unità di generazione sarà in proporzione all’effettivo rispetto dei termini contrattuali, essendo il valore calcolato al prezzo minimo. Di converso, il generatore termico potrà offrire la disponibilità per potenza addizionale per periodi bimestrali che si potranno subcontrattare con prezzi massimi.
Le remunerazioni stabilite dalla risoluzione n. 19/2017 sono denominate in dollari statunitensi e si convertono al tasso di cambio pubblicato dal Banco Centrale della Repubblica Argentina corrispondente all’ultimo giorno anteriore alla scadenza di ciascun periodo di maturazione fissato da CAMMESA.
La nuova normativa, nell’ambito del settore delle rinnovabili, pospone al 31 dicembre 2017 l’obiettivo di servire l’8% della domanda di energia elettrica nazionale con energia generata da fonti rinnovabili e stabilisce un percorso a tappe per raggiungere il 20% nel 2025, fissando obiettivi intermedi quali il 12%, il 16% e il 18% rispettivamente per il 2019, 2021 e il 2023. La legge n. 27191 crea un fondo fiduciario (FODER) che potrà finanziare opere, dispensare benefíci fiscali a progetti nel settore delle rinnovabili e definire contributi a livello nazionale, provinciale e comunale fino al 2025. I grandi clienti (con potenze superiori a 300 kW) dovranno rispettare individualmente gli obiettivi sopra citati stabilendo nei relativi contratti che il prezzo non potrà essere superiore a 113 $/MWh e fissando sanzioni e penalità nei confronti di chi non rispetti tali obiettivi.
Nel corso del mese di febbraio 2017 sono state deliberate le nuove regole tariffarie e il nuovo regime tariffario da applicare.
In data 1° febbraio 2017 ENRE ha pubblicato la risoluzione n. 64, la quale chiude il processo della Revisión Tarifaria Integral (RTI) e stabilisce la remunerazione annuale riconosciuta a Edesur SA per un ammontare complessivo di 14.539.836.941 pesos argentini (circa 830 milioni di euro).
In base all’applicazione del nuovo regime tariffario il Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ha limitato l’incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) attraverso specifiche istruzioni a ENRE. Il nuovo ammontare di tale componente tariffaria è vigente con decorrenza 1° febbraio 2017 ma la fatturazione dello stesso è inizialmente limitata fino a un massimo del 42% del totale. La sua intera fatturazione sarà possibile solo a partire dal 1° febbraio 2018 e ci sarà una tappa intermedia a novembre 2017 dove il sopra citato limite di fatturazione del 42% viene parzialmente incrementato.
Inoltre, si stabilisce che ENRE debba riconoscere a Edesur ed Edenor la parte già maturata e non fatturata tra il 1° febbraio 2017 e il 1° febbraio 2018 in 48 rate a partire dal 1° febbraio 2018 che si incorporeranno nel valore del VAD da fatturare in seguito.
La nuova normativa fissa anche l’aggiornamento della tariffa delle società di distribuzione in relazione all’andamento dell’inflazione e in base ai temi inerenti alla qualità del servizio, e il regolamento di fornitura.
La risoluzione SEE n. 1085/2017 modifica, a partire dal 1° dicembre 2017, la forma attraverso la quale gli operatori pagano il trasporto dell’energia elettrica, sebbene la remunerazione non sia stata modificata rispetto a quanto già incluso nella revisione tariffaria, e stabilisce sinteticamente quanto segue:
i costi associati alla remunerazione del trasporto si ripartiranno proporzionalmente alla domanda;
le società di generazione pagheranno solo gli oneri di connessione diretta;
CAMMESA, entro 90 giorni, proporrà le necessarie modifiche ai processi interessati dal provvedimento.
Revisione tariffaria per Enel Distribución Rio SA (ex Ampla)
Enel Distribución Rio ha firmato il 14 marzo 2017 il nuovo contratto di concessione (sesta modifica) a seguito delle udienze pubbliche n. 095 e n. 058. In queste udienze si è tenuto un confronto tra le parti sul regolamento e l’applicazione del regime tariffario da parte delle società di distribuzione, da cui è risultata l’approvazione delle modifiche discusse da recepire nel contratto di concessione conformemente al decreto n. 2194/2016.
Revisione tariffaria per Enel Distribución Ceará SA (ex Coelce)
In data 20 aprile 2017 ANEEL ha omologato la revisione tariffaria anche per Enel Distribución Ceará SA attraverso la risoluzione n. 2.223.
Il Ministero dell’Energia, facendo seguito alle misure già intraprese per ridurre la condizione di sovra-contrattazione del mercato, ha pubblicato ad aprile 2017 la risoluzione che definisce il meccanismo per l’asta di cancellazione dei contratti firmati in passato attraverso aste di riserva. La data prevista per la realizzazione dell’asta è il 31 agosto 2017.
Una seconda asta, relativa alla riallocazione delle concessioni di impianti idroelettrici in scadenza, è prevista per la fine di settembre e vedrà l’assegnazione di circa 3 GW di impianti esistenti.
Ad aprile 2017 è stata pubblicata la risoluzione che introduce il meccanismo di indennizzazione per il costo subíto dagli impianti idroelettrici, come frutto della mancata generazione dovuta all’ingresso forzato di impianti termoelettrici teoricamente fuori dalla curva di merito.
Aggiornamento Bandeiras Tarifárias
A partire da novembre 2017 i valori delle Bandeiras Tarifárias sono le seguenti:
Bandeira tariffa verde: condizioni favorevoli di generazione idrica;
Bandeira tariffa gialla: 1,00 reais per 100 kWh;
Bandeira tariffa rossa livello 1: 3,00 reais per 100 kWh;
Bandeira tariffa rossa livello 2: 5,00 reais per 100 kWh.
Creato attraverso la legge n. 10438/2002, il CDE è un fondo governativo che si propone di dare impulso allo sviluppo della generazione di energia da fonti alternative, promuovere la globalizzazione dei servizi energetici e dare sussidi ai clienti residenziali a basso reddito. Tale fondo viene alimentato attraverso un’addizionale applicata in tariffa ai consumatori e ai generatori.
L’iniziale proposta di ANEEL era quella di ridurre del 36% il ricarico in tariffa dell’addizionale per il CDE, tenuto conto che la significativa riduzione dei costi dei combustibili, già avvenuta a partire dal 2015, non era stata riflessa tempestivamente a riduzione delle relative addizionali in tariffa nel corso del 2016.
La risoluzione n. 1.576 ha autorizzato le società di distribuzione a compensare i minori importi fatturati (a seguito dell’applicazione della sentenza giudiziale che ammetteva la richiesta di taluni ricorrenti di vedersi applicata una minor componente CDE in tariffa) attraverso un recupero in quote mensili. La differenza tra la tariffa normale e quella stabilita con sentenza dal Tribunale verrà recuperata dalle società di distribuzione attraverso minori riversamenti, su base mensile, al fondo.
Revisione tariffaria di Enel Distribuição Goiás
Il 17 ottobre 2017 ANEEL ha approvato l’aggiornamento tariffario per Enel Distribuição Goiás attraverso la risoluzione n. 2317. La revisione tariffaria annuale di Enel Distribuição Goiás comporta un incremento medio del 14,65% per i consumatori.
In particolare, tale incremento risulta dalla media degli incrementi del 12,03% e del 15,89% rispettivamente per i consumatori connessi in alta tensione e in bassa tensione.
Il 12 settembre 2016 ANEEL ha approvato la normativa n. 733/2016, che stabilisce le condizioni per applicare le nuove tariffe orarie in vigore per la bassa tensione, la cosiddetta “tariffa bianca”.
La “tariffa bianca” è una nuova opzione di tariffa oraria che varia nelle diverse ore del giorno e troverà applicazione scaglionata in base ai livelli di consumo di ciascun cliente a partire dal 2018. In avvio la nuova tariffa sarà applicata ai consumatori che sono collegati a basso voltaggio (127, 220, 380 o 440 V, gruppo B) e ai nuovi clienti, e a partire da gennaio 2020 sarà opzionabile da qualsiasi consumatore, a parte quelli che godono di talune agevolazioni.
Enel sta promuovendo un progetto dimostrativo di sostituzione di 50.000 contatori intelligenti nel 2016, con l’obiettivo di sostituire tutti i contatori esistenti (circa 1,6 milioni) entro il 2020.
Tali investimenti dovranno essere riconosciuti dal regolatore cileno (CNE) a condizione che lo stesso riconosca la legittimità di inclusione nel VAD 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 (legge n. 20.936) 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. Nel corso del 2017 sono stati pubblicati i regolamenti e i decreti attuativi a eccezione del regolamento dei servizi accessori che si prevede venga pubblicato nel corso del 2018. Inoltre, con la Ley de transmisión eléctrica è stata pubblicata la risoluzione n. 650 che definisce il pagamento dei tributi sulle emissioni delle centrali termoelettriche indicate nella riforma tributaria.
Normativa tecnica relativa alla qualità del servizio di distribuzione
In data 18 dicembre 2017 è stata pubblicata la risoluzione CNE n. 706 che definisce standard più elevati da rispettare con riferimento alla qualità del servizio di distribuzione.
Il 30 marzo 2017 è stata pubblicata la risoluzione n. 154 che stabilisce i termini e le condizioni per l’applicazione del Regime di Accesso Aperto al sistema, normando gli artt. n. 79 e n. 80 della Legge Generale del Servizio Elettrico. La risoluzione, che anticipa il regolamento della Legge di Trasmissione, include, per la prima volta nella normativa cilena, un meccanismo che permette di riservare capacità tecnica per progetti futuri sia nei sistemi di trasmissione privati sia in quelli pubblici.
Ad aprile 2017 il Ministero dei Beni Pubblici ha pubblicato l’ordine ministeriale che modifica le condizioni per le Concessioni di Uso Oneroso relative all’utilizzo dei terreni pubblici per lo sviluppo di progetti rinnovabili. Nello specifico, è stato esteso il periodo massimo per l’entrata in esercizio dell’impianto (da tre a 10 anni) ed è stato ridotto notevolmente il costo della concessione (eliminando il pagamento di una doppia tariffa e abbassando i valori delle annesse garanzie).
Misure eccezionali per le alluvioni del marzo 2017
Attraverso il decreto supremo n. 007-2017-EM, a seguito della pioggia incessante caduta in Perù nel mese di marzo 2017 e dei disastri naturali prodotti dalle conseguenti alluvioni sono state approvate misure immediate al fine di garantire le forniture di energia elettrica ai clienti del servizio pubblico a livello nazionale, come la non applicabilità delle norme tecniche di qualità del servizio e la dichiarazione di uno stato di emergenza nel SEIN per un periodo di 30 giorni.
Allo stesso tempo, attraverso il decreto supremo n. 008- 2017-EM, vista l’emergenza alluvione, è stato stabilito un protocollo autorizzativo per l’importazione di energia.
Dopo l’elezione nel novembre 2016, il Presidente Trump ha firmato un ordine esecutivo a marzo 2017, invitando l’Environmental Protection Agency (EPA) ad adottare misure al fine di eliminare quanto incluso nel “Clean Power Plan“, la proposta del 2015 che regolamenta le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalle centrali elettriche, con l’obiettivo di aumentare la domanda di progetti di energia rinnovabile negli anni successivi al periodo di conformità del regolamento che inizia nel 2022.
Nel dicembre 2017 gli Stati Uniti hanno promulgato riforme complete del codice fiscale federale che interessano l’aliquota dell’imposta, ridotta al 21%, e il deprezzamento. Le regole del deprezzamento sono state modificate, tuttavia, per consentire una spesa del 100% negli anni dal 2018 al 2022, con una riduzione negli anni dal 2023 al 2026. Nell’aprile del 2017 il produttore fotovoltaico solare statunitense Suniva ha presentato una petizione di salvaguardia della sezione 201 del Trade Act del 1974 alla US International Trade Commission (USITC), sostenendo di aver subíto danni a causa delle importazioni a basso prezzo di celle e moduli fotovoltaici. Nel maggio del 2017 l’USITC ha deciso di avviare un’inchiesta per determinare se i prodotti fotovoltaici siano stati importati negli Stati Uniti in quantità tali da essere una minaccia per l’industria manifatturiera fotovoltaica del Paese. A settembre 2017 l’USITC ha riscontrato che la produzione nazionale di fotovoltaico era stata danneggiata dalle importazioni e nell’ottobre 2017 ha consegnato tre differenti rimedi al Presidente Trump.
Tali rimedi comprendevano potenziali tariffe e licenze di importazione. Gli analisti del mercato solare hanno previsto un aumento dei prezzi dei pannelli solari fotovoltaici da 1 centesimo di dollaro a 32 centesimi di dollaro per watt, a seconda del rimedio adottato. Secondo il Trade Act del 1974, il Presidente ha l’autorità di accettare o modificare le raccomandazioni dell’USITC. Una decisione del Presidente è prevista per gennaio 2018.
In Oklahoma, nell’aprile del 2017, il Governatore Mary Fallin ha firmato le leggi SB 593 e HB 2298. La legge SB 593 elimina alcuni requisiti delle strutture per l’energia eolica dagli aeroporti di uso privato e stabilisce inoltre un sistema di notifica per le strutture che si prevede di costruire in aree in cui si trovano petrolio e gas.
La legge HB 2298 prevede una modifica che elimina l’ammissibilità del credito per tutti i progetti che non sono messi in servizio prima del 1° luglio 2017, compresi i progetti in esecuzione e contemplati nella pipeline di Enel Green Power North America.
Il Segretario dell’Energia ha reso pubblici i requisiti per i certificati di Energía Limpia che le società devono rispettare per gli anni dal 2018 al 2022. I requisiti sono i seguenti: 2018: 5,0%; 2019: 5,8%; 2020: 7,4%; 2021: 10,9%; 2022: 13,9%.
La Comisión Reguladora de Energía (CRE) e la Comisión Federal de Electricidad (CFE) hanno pubblicato la metodologia di determinazione della tariffa regolata e le tariffe applicabili per il 2018. Le tariffe saranno riviste ogni anno. Nel corso del 2017 si è svolta una terza asta a lungo termine, nella quale sono stati aggiudicati 7.451 MW, con un prezzo medio di 20,57 $/MWh + Certificados de Energía Limpia (CEL). Le prime due aste si sono svolte negli anni 2015 e 2016.
Il Governo panamense sta emanando una nuova legge sull’elettricità per introdurre cambiamenti nella società Nazionale di Trasmissione, una nuova figura di Partecipanti di Mercato e tariffe per le emissioni di gas serra (carbon tax). Il 26 ottobre 2017 è stata inaugurata la terza linea di trasmissione di energia elettrica, che sarà gestita dal Centro Nacional de Despacho (CND). Si prevede che il progetto migliorerà il trasporto dell’energia dalla provincia di Chiriquí, dove si trova Enel Fortuna, alla capitale Panama.
Il Ministero delle Energie Rinnovabili (MNRE) definisce e implementa le politiche per lo sviluppo delle energie rinnovabili a livello nazionale. Oltre al Ministero, il settore elettrico è supervisionato a livello federale dalla Central Energy Regulatory Commission (CERC), che definisce linee guida e tariffe di riferimento, e dalle State Energy Regulatory Commissions (SERC) che le implementa a livello statale. 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, circa 15 GW altre tecnologie. Tale ambizioso target è stato ulteriormente rafforzato a ottobre 2016, quando l’India ha ratificato gli accordi sul clima definiti durante il vertice di Parigi dello 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.
Il settore delle rinnovabili è caratterizzato da una notevole frammentazione, in quanto ciascuno Stato ha definito il proprio schema di regolamentazione per lo sviluppo di nuova capacità. In linea generale ciascuno Stato fissa obblighi annuali non vincolanti di percentuale di energia prodotta da fonti rinnovabili denominati Renewable Portfolio Obligations - RPO, che devono essere soddisfatti dalle società distributrici statali acquistando o producendo energie rinnovabili o acquistando Renewable Energy Certificates - REC.
Lo strumento più utilizzato è quello di acquistare energia rinnovabile attraverso aste competitive. Tale strumento è in vigore sin dal 2010 per il solare, sia attraverso il programma denominato “Jawaharlal Nehru National Solar Mission“ (JNNSM) la cui implementazione è gestita principalmente da SECI (Solar Energy Corporation India), sia attraverso aste statali, mentre per l’eolico è stato formalmente implementato da gennaio 2017, a seguito della pubblicazione da parte del MNRE delle relative linee guida, sostituendo il precedente schema basato sulle Preferred Feed-in Tariff fissate da ciascuno Stato.
Nei meccanismi di aste i vincitori si aggiudicano un PPA (Power Purchase Agreement) a tariffa fissa della durata di 25 anni con SECI o PTC (Power Trading Company), che a sua volta vende l’energia attraverso PSA (Power Sales Agreement) alle società distributrici statali (Discom).
Dal 1° aprile 2017 l’incentivo federale GBI (Generation Based Incentive), che prevedeva un “premium” pagato da IREDA (Indian Renewable Energy Development Agency) in aggiunta alla Preferred Feed-in Tariff statale prevista per gli impianti eolici, non è più in vigore.
Il 18 maggio 2017 il Governo ha reso note le nuove percentuali di tassazione per beni e servizi nell’ambito della riforma della cosiddetta “Good and Service Tax Law”, avviata nel corso del terzo trimestre del 2016 e finalizzata a semplificare il sistema di tassazione indiretta del Paese, valida a partire dal 1° luglio 2017. La percentuale applicata alla maggior parte dei componenti necessari per la realizzazione degli impianti rinnovabili è il 5%, determinando pertanto un leggero incremento complessivo, in quanto precedentemente tali componenti ricadevano nelle categorie esenti.
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 aste competitive avviato nel 2011, che mira a mettere in esercizio tra il 2014 e il 2020 circa 13 GW di nuova capacità rinnovabile (idroelettrica <40 MW, solare a concentrazione e 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.
Il processo di aste prevede, dopo una fase di pre-qualifica basata su aspetti tecnici e finanziari, la selezione dei progetti qualificati in base a due criteri: 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.
Ai vincitori viene assegnato un contratto per l’acquisto dell’energia prodotta, denominato PPA - Power Purchase Agreement, della durata di 20 anni con l’utility nazionale Eskom. I pagamenti di Eskom sono garantiti dal Governo. Attualmente il programma è sospeso a seguito del ritardo da parte di Eskom nella firma dei PPA per i progetti vincitori dei Round 3.5 e 4, mentre i vincitori del Round 4.5 non sono stati ancora annunciati. Sono in corso negoziazioni tra Eskom, gli Independent Power Producers (IPP) e il Ministero dell’Energia per la risoluzione della situazione.
A fine marzo 2017 si è concluso il processo di consultazione pubblica sulle bozze pubblicate a novembre 2016 dal Dipartimento dell’Energia Sudafricano (DoE) 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. La promulgazione dei documenti finali è attesa per il primo trimestre del 2018.
Sono ancora in fase di revisione da parte di NERSA, l’Autorità che regola il settore elettrico nazionale, le norme sull’utilizzo della rete nazionale da parte di terzi (c.d. “Wheeling”), sulla concessione delle licenze di generazione e sulla generazione distribuita.
L’Australia è una monarchia costituzionale federale composta da sei Stati e due Territori. Il settore elettrico è regolato da un insieme di politiche a livello federale e statale, gestite da una pluralità di attori. I principali attori a livello centrale sono: il COAG (Council of Australian Governments), formato dai Ministri dell’Energia federale e statali, che guida lo sviluppo delle politiche energetiche; l’AER (Australian Energy Regulator), che si occupa di regolazione economica; l’AEMC (Australian Energy Market Commission), il “rule maker” che si occupa dello sviluppo del mercato; l’AEMO (Australian Energy Market Operator), che è l’operatore di sistema e di mercato. Ogni Stato ha poi i propri organismi regolatori.
Il sistema elettrico è suddiviso in due mercati principali: il NEM (National Electricity Market), che si snoda nella zona orientale del Paese dove risiede quasi il 90% della popolazione, e il WEM (Wholesale Electricity Market) nella zona occidentale, molto più ristretto. Sia il NEM sia il WEM, con modalità leggermente diverse, prevedono un mercato spot di elettricità, i cui attori sono da un lato i generatori e dall’altro le società di fornitura ai clienti finali (“retailers”) o ai grandi clienti industriali.
È previsto un target nazionale sulle energie rinnovabili (RET - Renewable Energy Target) che si articola in due schemi:
il LRET (Large-scale RET), fissato nel 2015 in 33.000 GWh (circa il 23% della domanda) che andranno raggiunti entro il 2020 e mantenuti linearmente fino al 2030. Il LRET crea un incentivo finanziario per gli impianti a fonti rinnovabili, che hanno la possibilità di creare certificati verdi (LGC, Large-scale Generation Certificates) da vendere ai “retailers”, i quali sono tenuti ad acquistarli secondo una determinata proporzione – a oggi circa il 14% – dell’energia venduta ai clienti finali;
lo Small-scale Renewable Energy Scheme crea un incentivo finanziario per individui o piccoli clienti commerciali a installare piccoli sistemi a energia rinnovabile (tipicamente pannelli solari sui tetti), dai quali potranno ricavare certificati chiamati STC (Small-scale Technology Certificates).
Anche gli STC devono essere obbligatoriamente acquistati dai “retailers” secondo predefinite quantità.
Victoria: 25% entro il 2020 e 40% entro il 2025 (circa 3,3 GW). Un programma di aste è partito alla fine del 2017;
Queensland: 50% entro il 2030. In agosto 2017 è stato lanciato un tender per 400 MW di elettricità e storage;
South Australia: 50% entro il 2025. A fine 2017 sono state annunciate aste per fonti rinnovabili tecnologicamente avanzate e storage.
Negli ultimi anni il quadro regolatorio sta rapidamente evolvendosi per adeguarsi ai profondi mutamenti in corso nel settore elettrico, come l’integrazione degli impianti a fonti rinnovabili e la chiusura di impianti a carbone obsoleti. A ottobre 2017 il Governo federale ha lanciato una nuova policy per il NEM che affronta le tematiche principali della sicurezza e affidabilità del sistema elettrico, dei prezzi per i consumatori e del contenimento delle emissioni. In base alla nuova policy, chiamata NEG (National Energy Guarantee), i “retailers” sono tenuti ad acquistare un adeguato mix di risorse per adempiere a:
una “Emissions Guarantee”, volta a contribuire al contenimento delle emissioni secondo gli impegni internazionali assunti dall’Australia (riduzione delle emissioni del 26- 28% entro il 2030 rispetto al 2005).
La nuova policy dovrà essere approvata dagli Stati e dovranno essere definiti i dettagli operativi. La sua implementazione non avverrà prima della fine del 2019.