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Spagna
Risoluzione Ministero Industria 19 aprile 2007 e 29 maggio 2007
Con riferimento alla Risoluzione del Ministero dell’Industria del 19 aprile 2007 (e successive modificazioni) relativa alle aste di Virtual Power Plant da tenersi con cadenza prima trimestrale e poi semestrale, il 24 marzo 2009 si è tenuta la settima asta per un valore complessivo di 2.230 MWs (MW semestrali equivalenti) di capacità virtuale divisa in 1.700 MWs di energia di base (con strike price a 22 euro/MWh) e 530 MWs di energia di punta (con strike price a 29 euro/MWh) con consegna a partire dal mese di aprile 2009. Endesa ha partecipato all’asta con quota pari al 50% della potenza complessivamente da assegnare. In totale sono stati aggiudicati 1.260 MWs.
Con riguardo alla Risoluzione del Ministero dell’Industria del 29 maggio 2007 relativa alle aste denominate CESUR (Compra de Electricidad para el Suministro de Ultimo Recurso), nel corso del 2009 si sono tenute 3 aste (dalla 8a alla 10a) per un totale di 24.730 MW di prodotto trimestrale (21.800 base-load e 2.930 di capacità di punta). La quota d’obbligo di acquisto di Endesa è variata tra il 38% e il 41% per il prodotto base-load e tra il 16% e il 46% per il prodotto peak-load. L’ultima asta si è tenuta in data 15 dicembre 2009; 25 operatori si sono aggiudicati la fornitura trimestrale, a partire dal primo trimestre del 2010, di energia prodotta da 4.800 MW a un prezzo di 39,43 euro/MWh per il prodotto base-load e da 540 MW a 43,70 euro/MWh per il prodotto peak-load; 27 operatori si sono aggiudicati la fornitura trimestrale, a partire dal secondo trimestre del 2010, di energia prodotta da 4.800 MW a un prezzo di 40,49 euro/MWh per il prodotto base-load e da 600 MW a 44,52 euro/MWh per il prodotto peak-load. Quanto alle percentuali d’obbligo d’acquisto dei CUR (Comercializadores de Ultimo Recurso) per la nona asta, Endesa Energia XXI dovrà acquistare rispettivamente il 40%, 31%, 41% e 16% dell’energia messa all’asta per ogni prodotto.
Ordine ministeriale n. 3789/08
Il 29 dicembre 2008 il Ministero dell’Industria ha pubblicato l’ordine ministeriale n. 3789/08 relativo all’obbligo di contrattazione a termine per i distributori per il primo semestre 2009. A partire dal 1° gennaio 2009, alcuni distributori, tra cui Endesa, hanno partecipato ad aste settimanali per l’acquisto a termine di energia sul mercato (OMIP).
Ordine ministeriale n. 3801/08
Il 31 dicembre 2008 il Governo ha pubblicato l’ordine ministeriale n. 3801/08 al fine di definire le tariffe elettriche per l’anno 2009 e di modificare alcuni aspetti rilevanti del mercato elettrico spagnolo. A gennaio 2009 l’incremento medio delle tariffe finali è stato pari al 3,4% per i clienti connessi in bassa tensione, e al 3,8% per i clienti in alta tensione; le tariffe di accesso sono aumentate in media del 38,9%.
L’ordine ministeriale ha inoltre previsto alcuni interventi, tra cui:
cambio di struttura della tariffa sociale, eliminandone la progressività; non è più previsto il consumo gratuito dei primi 12,5 kWh/mese, né il sovrapprezzo applicato ai consumi superiori a 500 kWh/mese;
abolizione della tariffa integrale di alta tensione G4 per i grandi consumatori, definendo però un regime transitorio che prevede a gennaio 2009 un incremento del 5% del prezzo pagato a fine 2008 e un ulteriore aumento del 5% mensile a partire da febbraio 2009 fino all’entrata in vigore della TUR (Tarifa de Ultimo Recurso), prevista per il 1° luglio 2009;
aggiornamento dei valori di tariffe, premi, limiti superiori e inferiori degli impianti rinnovabili ex Regio Decreto n. 661/2007.
Ordine ministeriale n. 1723/09
Il 29 giugno 2009 è stato pubblicato l’ordine ministeriale n. 1723/09 che stabilisce le tariffe di accesso da applicarsi a partire dal 1° luglio 2009. Gli incrementi medi sono stati del 15,2% per le tariffe di bassa tensione e del 28,3% per quelle di media e alta tensione.
Consiglio di Amministrazione CNE del 17 marzo 2009
Durante la sessione ordinaria del Consiglio di Amministrazione della CNE, l’Autorità ha provveduto a rettificare la Risoluzione del 3 luglio 2008 relativa alla lista degli operatori principali e dominanti del mercato elettrico spagnolo, accogliendo il ricorso presentato da Acciona ed Enel. A seguito di tale rettifica, Enel (in quanto operatore estero in Spagna) non risulta più operatore dominante e principale nel mercato iberico e, a differenza di Endesa, non deve sottostare alle tre condizioni previste, ovvero:
eventuale obbligo di partecipazione ad aste virtuali di capacità (VPP);
divieto di acquisto di energia al di fuori del mercato iberico (Mibel);
limite di gestione degli impianti in regime speciale.
Sentenza Tribunal Supremo 28 gennaio 2009
La terza sezione del contenzioso amministrativo del Tribunal Supremo ha annullato la settima disposizione transitoria del Regio Decreto n. 1634/2006 che prevedeva la sospensione del pagamento del capacity payment per gli impianti di generazione nucleare. La decisione di fatto accoglie il ricorso presentato da Endesa nel febbraio 2007.
Regio Decreto n. 485/2009
Con il Regio Decreto n. 485/2009 del 3 aprile 2009 il Governo ha riformato il sistema elettrico spagnolo prevedendo l’eliminazione definitiva della tariffa integrale. A partire dal 1° luglio 2009 il Ministero fisserà con cadenza almeno semestrale la c.d. Tarifa de Ultimo Recurso (TUR) riservata unicamente ai clienti in bassa tensione con una potenza contrattata inferiore o uguale a 10 kW (circa il 60% dei consumi in bassa tensione nel 2008) serviti da un fornitore di ultima istanza. Il Regio Decreto individua inoltre le cinque imprese, tra cui Endesa, con risorse e mezzi sufficienti per svolgere il ruolo di “Fornitori di Ultima Istanza” (le altre quattro sono Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantabrico ed E.ON).
Al fine di garantire sicurezza e continuità della fornitura, i fornitori di ultima istanza serviranno anche i clienti privi dei requisiti per la fornitura a TUR che siano temporaneamente sprovvisti di un contratto di approvvigionamento valido con un fornitore; il prezzo sarà fissato dal Ministero Industria Turismo e Commercio ed evolverà nel tempo in modo da incentivare il consumatore alla stipula di un contratto.
Ordine ministeriale n. 1659/09
Il 23 giugno 2009 è stato pubblicato l’ordine ministeriale n. 1659/09 che stabilisce il meccanismo di passaggio dei clienti a tariffa alla fornitura di ultima istanza e definisce il procedimento di calcolo e la struttura della TUR.
A partire dal 1° luglio 2009 la fornitura a tariffa non sarà più effettuata dai distributori ma dai CUR (Comercializadores de Ultimo Recurso) definiti dal Regio Decreto n. 485/2009.
La TUR include il costo di produzione dell’energia, il costo di accesso e il costo di commercializzazione. Il costo di produzione dell’energia stimato è calcolato per ogni trimestre sulla base dei prezzi forward risultanti dalle aste CESUR e OMIP. La formula tiene inoltre conto di un premio per il rischio, dei pagamenti per capacità e delle perdite di rete.
In applicazione del provvedimento stesso, il Ministero, in base alla metodologia di calcolo di cui sopra, ha fissato con la Risoluzione del 29 giugno 2009 la TUR per il secondo semestre del 2009 con un incremento del 2% rispetto alla tariffa integrale confrontabile in vigore fino a giugno 2009. Il prezzo della TUR senza discriminazione oraria è pari a circa 135 euro/MWh.
Risoluzioni della Comision Nacional de la Competencia (CNC) del 6 aprile 2009
L’Autorità Antitrust spagnola, CNC, ha emesso quattro Risoluzioni con cui ha sanzionato Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa e Viesgo per abuso di posizione dominante nel mercato della distribuzione di elettricità, volto a ostacolare l’attività di acquisition sul mercato libero della società britannica Centrica, attraverso l’accesso a informazioni rilevanti relative ai propri clienti.
Nello stabilire l’importo delle sanzioni la CNC ha considerato che le società di distribuzione di Endesa, Iberdrola e Unión Fenosa avrebbero inoltre tenuto una condotta discriminatoria, impedendo a Centrica l’accesso a informazioni che, invece, erano state trasmesse alle società di vendita verticalmente integrate. Della sanzione di 35,8 milioni di euro complessivamente irrogata, Endesa ha ricevuto una sanzione pari a 15,3 milioni di euro; Endesa ha presentato ricorso contro la decisione della CNC.
Procedimento S/159/09 “Migrazione CUR” della Comision Nacional de la Competencia (CNC) del 24 giugno 2009
Il 24 giugno 2009 la Direzione Investigativa della CNC ha aperto un procedimento contro le società di distribuzione di Endesa, Iberdrola, Hidrocantabrico, Unión Fenosa ed E.ON per possibili pratiche anticompetitive nella fornitura di elettricità ai clienti finali. Tali pratiche sarebbero consistite nella sospensione temporanea da parte dei distributori dell’accesso telematico ai dati necessari per effettuare il cambio di società di vendita ai clienti finali.
Il 1° luglio 2009 la CNC ha deliberato l’adozione di misure cautelari volte a ripristinare l’accesso tematico ai dati e a garantire alle società di vendita indipendenti la normale gestione del passaggio dei clienti. La CNC ha un massimo di 18 mesi dall’apertura del procedimento per adottare una Risoluzione.
Procedimento S/0104/08 “Electricas” della Comision Nacional de la Competencia (CNC)
Il 1° ottobre 2009 la CNC ha aperto un procedimento contro Iberdrola, Endesa, Gas Natural, Hidrocantabrico, E.ON, Electrabel, Aceca, Elcogas e Nueva Generadora del Sur per presunte condotte anticoncorrenziali realizzate sul mercato diario (sostanzialmente equivalente al Mercato del Giorno Prima italiano) e sul mercato delle restrizioni tecniche (ove l’operatore del mercato elettrico spagnolo OMEL risolve le congestioni derivanti dalla mancata compatibilità tra offerta ed esigenze di rete). Le citate società di generazione avrebbero deliberatamente spostato parte della loro offerta di energia dal mercato diario al mercato delle restrizioni tecniche. Tale condotta potrebbe rappresentare un abuso di posizione dominante, individuale o collettivo, o un illecito coordinamento fra gli operatori. La CNC dovrà emettere una risoluzione entro 18 mesi dalla data di apertura del procedimento.
Ordini ministeriali n. 1721/09 e 1722/09
Il 29 giugno 2009 sono stati pubblicati gli ordini ministeriali n. 1721/09 e 1722/09 che regolano la detrazione dei diritti di emissione di CO2 assegnati gratuitamente per il 2007, il 2008 e il primo semestre del 2009. La detrazione si applica a tutte le installazioni di produzione del regime ordinario del sistema peninsulare, assegnatarie e non di diritti di emissione gratuiti. L’importo della detrazione è calcolato in funzione dei prezzi di mercato per tonnellata di CO2, della quantità di diritti assegnati, della quantità di energia prodotta e dei fattori di emissione delle installazioni.
Regio Decreto Legge n. 6/2009
In data 7 maggio 2009 è stato pubblicato il Regio Decreto Legge n. 6/2009 che interviene con varie misure per il settore elettrico tra cui:
l’individuazione di una soluzione alla questione del deficit di sistema, attraverso la creazione di un fondo di cartolarizzazione garantito dallo Stato a cui potranno essere ceduti i diritti di credito relativi alla copertura dei deficit riconosciuti e non ceduti a terzi precedenti al 31 dicembre 2008 e di quelli ulteriori che saranno prodotti fino al 31 dicembre 2012; la norma individua i diritti di credito cedibili al fondo senza specificare la natura del fenomeno che li ha generati. Ciò implica che il meccanismo di cartolarizzazione è applicabile sia ai crediti corrispondenti al finanziamento del deficit peninsulare che a quelli relativi al finanziamento del deficit insulare ed extra-peninsulare. La disposizione prevede infatti un tetto massimo di 10 miliardi di euro per la cessione dei crediti precedenti al 31 dicembre 2008, che è in linea con l’ammontare complessivo dei diritti relativi a entrambi i tipi di deficit a tale data; la norma stabilisce inoltre che le future revisioni delle tariffe di accesso saranno tali da garantire, a partire dal 2013, entrate di sistema sufficienti a coprire il totale di costi delle attività regolate senza che si generino più deficit ex-ante;
l’introduzione di una misura di carattere sociale, il cosiddetto “bono social”, che prevede uno sconto in bolletta per alcune categorie di clienti, il cui finanziamento è completamente a carico dei generatori (Endesa contribuisce con una quota pari al 36,77%);
la soppressione della detrazione della CO2 (ex Decreto Legge n. 11/2007) a partire dal 1° luglio 2009;
l’attribuzione agli operatori nucleari degli oneri relativi alla gestione della seconda parte del ciclo del combustibile nucleare (gestione residui radioattivi e combustibile esausto);
il passaggio graduale al budget dello Stato degli extra costi per la generazione extra-peninsulare (dal 2009 al 2012).
Regio Decreto n. 1301/09 e Risoluzioni Commissione interministeriali 8 settembre 2009
L’8 settembre 2009 la Commissione interministeriale per il deficit tariffario (istituita con Regio Decreto n. 1301/09) ha approvato due documenti tecnici relativi alle modalità di selezione della società che si occuperà di gestire il Fondo di cartolarizzazione garantito dallo Stato a cui potranno essere ceduti i diritti di credito relativi alla copertura dei deficit. I documenti in oggetto hanno fissato da un lato i prerequisiti necessari per poter partecipare alla fase di selezione della Società di gestione del fondo e dall’altro i criteri con cui la Commissione interministeriale - coadiuvata da un gruppo tecnico costituito da membri dell’Autorità di regolazione (CNE), della Commissione nazionale per la Borsa spagnola (CNMV) e dell’istituto ufficiale di credito (ICO) - valuterà le offerte ricevute. La Commissione ha altresì previsto la costituzione di un Comitato ad hoc che supervisionerà le attività della Società di gestione del Fondo.
Il 14 ottobre 2009 la Commissione per il deficit, a valle del processo selettivo che ha riguardato la valutazione di cinque differenti offerte, ha designato Titulacion de Activos come gestore del fondo di cartolarizzazione.
Risoluzione Ministero dell’Industria 22 maggio 2009
In esecuzione di quanto disposto dall’Ordine ITC/913/2006 del 30 marzo 2006, con la Risoluzione del 22 maggio 2009 pubblicata il 2 giugno 2009, il Ministero ha approvato le regole per la liquidazione e le garanzie di pagamento per il sistema insulare ed extra-peninsulare, permettendo all’operatore del sistema di realizzare mensilmente le liquidazioni corrispondenti. La pubblicazione di tali regole, infatti, si è resa necessaria affinché la retribuzione delle unità di produzione del sistema insulare ed extra-peninsulare avvenisse nel rispetto dei criteri stabiliti dagli Ordini ITC/913/2006 e ITC/914/2006 del 30 marzo 2006. Conseguentemente è stato possibile completare le liquidazioni che erano rimaste in sospeso a partire da marzo 2006.
Risoluzione Ministero dell’Industria 28 maggio 2009
Il Ministero ha autorizzato l’applicazione delle regole congiunte di assegnazione di capacità per l’interconnessione Francia-Spagna a partire dal 1° giugno 2009. In particolare, a partire da tale data:
si sono tenute aste esplicite con cadenza annuale, mensile, giornaliera e intragiornaliera;
le offerte sono state ordinate per prezzo decrescente; quelle accettate sono state valorizzate al prezzo di quella marginale;
in caso di riduzione forzata è prevista per gli assegnatari di capacità la compensazione a prezzi di mercato (con un tetto massimo).
Ordine ministeriale n. 1549/09
Il 10 giugno 2009 il Ministero dell’Industria ha pubblicato l’ordine ministeriale n. 1549/09 relativo alla definizione delle regole per l’individuazione di strumenti finanziari per la copertura dei differenziali di prezzo tra Spagna e Portogallo da utilizzare nell’ambito di operazioni transfrontaliere sul mercato intraregionale MIBEL.
Secondo quanto previsto dal decreto il meccanismo di market splitting per la gestione delle interconnessioni, in vigore a partire dal luglio 2007, verrà affiancato da un meccanismo di aste competitive per l’assegnazione di contratti finanziari per differenza. In particolare saranno previsti tre tipi di contratti che saranno assegnati in base a meccanismi di asta ascendente il cui prezzo iniziale sarà fissato a un livello sufficientemente basso per garantire un’adeguata pressione competitiva.
Risoluzione Ministero dell’Industria 16 giugno 2009
In applicazione di quanto stabilito dall’ordine ministeriale n. 1549/09, con la risoluzione del 16 giugno 2009, la Segreteria di Stato per l’Energia ha definito il calendario delle aste per il 2009 e le caratteristiche dei contratti finanziari da offrire.
La prima asta si è tenuta il 29 giugno 2009 e ha riguardato l’offerta di contratti forward di copertura per le esportazioni da Spagna a Portogallo per 100 MW di capacità e con un orizzonte temporale di sei mesi (secondo semestre 2009). Il prezzo dei contratti risultante dal procedimento d’asta è stato pari a 2,01 euro/MWh.
La seconda asta del 2009 si è tenuta il 18 dicembre e ha riguardato l’offerta di contratti forward di copertura per le esportazioni da Spagna a Portogallo con orizzonte annuale (per il 2010) per 200 MW di capacità e con un orizzonte temporale di sei mesi (primo semestre 2010) per 200 MW di capacità. Il prezzo dei contratti risultante dal procedimento d’asta è stato pari a 0,46 euro/MWh e 0,49 euro/MWh rispettivamente.
Risoluzione Ministero dell’Industria 26 giugno 2009
Il 29 giugno 2009 è stata pubblicata la risoluzione del Ministero del 26 giugno 2009 che definisce le condizioni per l’applicazione del bono social. A partire dal 1° luglio 2009 avranno diritto al bono social i seguenti titolari di un punto di prelievo con fornitura a TUR che siano persone fisiche e nella loro abitazione di residenza:
con applicazione automatica, i clienti con potenza contrattata inferiore a 3 kW;
dietro presentazione di prova documentale, i clienti con età maggiore uguale a 60 anni percettori di pensione minima, le famiglie numerose (così come definite dalla Legge n. 40/2003), e i clienti che facciano parte di un’unità familiare con tutti i suoi membri disoccupati.
Ordine ministeriale n. 1785/09
Il 4 luglio 2009 è stato pubblicato l’ordine ministeriale n. 1785/09 con cui viene fissato il termine delle operazioni della centrale nucleare di Garoña al 6 luglio 2013 e autorizzata la sua operatività fino a tale data. Il Ministero rinnova così la licenza per l’esercizio della centrale di quattro anni (scadenza precedente licenza: 5 luglio 2009), ovvero di due anni oltre la vita utile dell’impianto (40 anni), nonostante il CSN (Consejo de Seguridad Nuclear) abbia pubblicato il 5 giugno 2009 un rapporto favorevole al rinnovo della licenza per un periodo di dieci anni, così come richiesto da NUCLENOR (società titolare dell’impianto, controllata da Endesa al 50%) il 3 luglio del 2006.
Il 14 settembre 2009 Nuclenor ha presentato ricorso contro tale provvedimento.
Ordine ministeriale n. 2524/09
L’8 settembre 2009 è stato pubblicato l’ordine ministeriale n. 2524/09 relativo alla definizione del nuovo meccanismo per la quantificazione dell’incentivo per la riduzione delle perdite di rete. In base al nuovo meccanismo, da applicarsi a partire da gennaio 2011, verrà individuato un obiettivo di riduzione delle perdite e il valore dell’incentivo (o della penalizzazione in caso di mancato raggiungimento del target) potrà variare tra il +/-2% dei ricavi del distributore dell’anno precedente.
Emission Trading
Nel corso del 2009 le emissioni prodotte da Endesa sono state pari a circa 29,9 Mton a fronte di quote assegnate dal Piano Nazionale di Allocazione per lo stesso periodo di competenza pari a 25,6 Mton. Il deficit di 4,3 Mton risultante al 31 dicembre 2009 viene coperto con crediti CERs ed EUAs secondo quanto previsto dalla normativa Comunitaria e nazionale (limite di copertura deficit con CERs pari a 42%).
Argentina
Aggiornamenti tariffari
A valle degli aumenti tariffari introdotti nel corso del 2008 e nonostante il regolatore ENRE abbia introdotto alcune eccezioni all’applicabilità dell’aumento, per particolari categorie di utenti, nei primi mesi del 2009 si sono registrati episodi di protesta dei consumatori interessati dall’inasprimento delle tariffe finali. Il Defensor del Pueblo ha assunto la difesa di alcuni consumatori presso le sedi giudiziarie federali: come misura cautelare in relazione a tale contenzioso amministrativo, il giudice ha disposto, il 28 gennaio 2009, che le tre società di distribuzione Edenor, Edesur ed Edelap, si astengano dal procedere ai distacchi degli utenti morosi. Il 12 maggio 2009 il regolatore ENRE ha esentato dagli aumenti delle tariffe elettriche, decretati con risoluzione ENRE n. 628/08 per consumi superiori a 1.000 kWh per bimestre, i clienti domestici e le entità sociali e culturali della regione di Buenos Aires, purché privi di forniture di acqua o di gas.
Il 12 agosto 2009 il governo ha reintrodotto per quattro mesi i sussidi destinati ai consumatori finali di elettricità, al fine di interrompere temporaneamente gli effetti degli incrementi tariffari introdotti a novembre 2008 (compresi tra il 30 e il 300%) per i clienti con consumi superiori a 1.000 kWh per bimestre. Nel bimestre giugno-luglio 2009 il sussidio è stato reintrodotto nella sua totalità, mentre per i mesi di agosto e settembre 2009 esso è stato mantenuto parzialmente (70%). La misura non è più in vigore dal 1° ottobre 2009.
Revisione Tariffaria Integrale
Il 20 febbraio 2009 il Governo ha deciso di congelare il processo di Revisione Tariffaria Integrale (RTI) delle società di distribuzione Edenor, Edesur ed Edelap, la cui entrata in vigore era inizialmente prevista per febbraio 2009 e che, secondo gli accordi raggiunti con le tre società di distribuzione avrebbe dovuto portare alla definizione di nuove tariffe di distribuzione per un periodo tariffario di 5 anni.
A novembre 2009 il governo argentino ha deciso di riaprire la procedura di RTI per le società di distribuzione Edenor, Edesur ed Edelap, operanti nell’area metropolitana di Buenos Aires. Di conseguenza, Edesur, insieme a Edenor, ha presentato a ENRE la sua proposta di RTI per i prossimi cinque anni. Tale proposta presuppone un aumento del VAD (Valor Agregado de Distribucion) di circa il 140%. La richiesta di Edesur è limitata al solo valore aggregato delle entrate, in quanto ENRE non ha precedentemente fornito apposite linee guida per definire il quadro tariffario per ciascuna categoria di consumatori.
Legge di emergenza economica
Nel mese di novembre 2009 il Parlamento argentino ha approvato l’estensione della Legge di Emergenza Economica fino al 31 dicembre 2011. Tale legge, che è stata prorogata ogni anno a partire dal 6 gennaio 2002, attribuisce al Governo il potere di regolare i prezzi del paniere su cui si calcola l’inflazione ufficiale e di rinegoziare i contratti e le tariffe dei servici pubblici privatizzati.
Distribuzione
In base al contratto di concessione stipulato da Edesur (Acta de Acuerdo), che prevede che la redistribuzione degli utili sia condizionata all’approvazione da parte del regolatore (congiuntamente a un’analisi del piano di investimenti), il 2 giugno 2009 il regolatore ENRE ha temporaneamente sospeso l’approvazione per la distribuzione dei dividendi di Edesur per 65,5 milioni di pesos (circa 12,5 milioni di euro). Il 27 agosto 2009 ENRE, con risoluzione n. 445/2009 ha acconsentito alla redistribuzione del 73% dei dividendi di Edesur, per un ammontare di 48 milioni di pesos, pari a 9,1 milioni di euro. A seguito di un’ulteriore verifica, ENRE dovrebbe consentire la distribuzione della parte restante dei dividendi.
Brasile
Aggiornamenti tariffari
Nell’ambito del secondo ciclo di revisione delle tariffe di distribuzione condotto dal regolatore brasiliano ANEEL, e a seguito di un processo di consultazione svoltosi durante i primi mesi dell’anno, il 15 marzo 2009 è entrata in vigore la revisione tariffaria per la società di distribuzione Ampla, valida per il periodo 2009-2014, con un aumento medio dello 0,82% per i clienti finali (-1,23% per gli utenti in bassa tensione, tra -1,05% e +5,04% per l’alta tensione) e un aumento del 2% della componente di distribuzione (VAD): tale revisione riconosce totalmente gli investimenti realizzati nel precedente periodo tariffario (2003-2008). In questo secondo periodo regolatorio è prevista una sensibile riduzione delle perdite commerciali di rete.
Il 22 aprile 2009 ANEEL ha approvato la revisione annuale e la definitiva revisione periodica delle tariffe finali per Coelce (periodo 2007-2011), disponendo un aumento della componente di distribuzione (VAD) del 6,06% e un aumento finale del 10,89% per i clienti in bassa tensione e del 12,11% in media per i clienti in alta tensione. Si tratta di incrementi tariffari considerevoli, dovuti, per la componente generazione, agli effetti delle aste per la vendita di energia, che hanno determinato un maggior peso dell’energia termoelettrica sul mix produttivo del paese.
Nel corso del 2010 ANEEL avvierà le procedure di negoziazione per il terzo ciclo tariffario della distribuzione: la revisione delle tariffe di Coelce è prevista per il 2011, mentre per Ampla si dovrebbe svolgere nel 2014.
Provvedimenti di commercializzazione oltre frontiera
Il 17 febbraio 2009 ANEEL ha autorizzato la Società di interconnessione energetica CIEN (controllata al 90% da Endesa), che gestisce l’interconnessione elettrica tra Brasile e Argentina, a ricevere una remunerazione per il trasporto dell’energia esportata dal Brasile verso Argentina e Uruguay durante nove mesi nel 2009.
Nel mese di dicembre 2009 il presidente della repubblica ha definitivamente approvato la legge n. 12111. Tra l’altro, questa legge dispone che a partire dal 2010 la linea di interconnessione CIEN possa essere trattata come parte della rete di trasmissione nazionale e possa quindi godere di una remunerazione regolata. Nei prossimi mesi avranno inizio i negoziati tecnici con ANEEL sulle tariffe di trasmissione.
Aggiornamenti tariffari del prezzo nodale
Il 16 giugno 2009 il Ministero delle Risorse Minerarie ha approvato in via definitiva il prezzo nodale per il periodo maggio-ottobre 2009, prevedendo un decremento (nodo di Alto Jahuel) da 104 dollari statunitensi/MWh del semestre precedente a 100,01 dollari statunitensi/MWh (-3,8%).
Nel suo informe tecnico definitivo, pubblicato il 15 ottobre 2009, la CNE ha fissato il prezzo nodale nel SIC per il periodo ottobre 2009-aprile 2010 a 93,2 dollari statunitensi/MWh, con una diminuzione (misurata in dollari) del 6,81% rispetto al semestre precedente.
A partire da gennaio 2010 è entrata in vigore un’importante modifica del meccanismo di approvvigionamento wholesale dell’energia destinata ai clienti vincolati (prevista nella Ley Corta II, del maggio 2005): i contratti sottoscritti al prezzo nodale definito dalla CNE spariranno progressivamente, per essere sostituiti con contratti il cui prezzo sarà il risultato di aste realizzate dalle società di distribuzione a partire dal 2006. I nuovi contratti, che avranno una durata massima di 15 anni (con apposite formule di indicizzazione), entreranno in vigore dal 2010.
Aggiornamenti delle tariffe di distribuzione
Il 9 gennaio 2009 è stato approvato il decreto n. 320 del Ministero dell’Economia, che fissa le tariffe per la subtrasmissione di cui Endesa è titolare attraverso Chilectra. Tale regolamentazione, che ha determinato una riduzione del VAD (Valor Agregado de Distribucion) dell’attività di subtrasmissione, sarà sostituita da nuove tariffe a partire da novembre 2010.
L’8 aprile 2009 il Ministero dell’Economia ha dato la sua approvazione al decreto n. 385 del 2008, che determina le tariffe di distribuzione valide da novembre 2008 a novembre 2012 (con effetto retroattivo), con una riduzione del VAD del 16% per Chilectra.
Colombia
Mercato all’ingrosso
Il 26 maggio 2009 il regolatore colombiano CREG ha adottato la risoluzione n. 069 del 2009, contenente la proposta di regolamento del Mercado Organizado (MOR). Se ufficialmente istituito, il MOR sarà dedicato alle aste per la vendita di energia destinata ai clienti finali regolati. Nel frattempo, dalla seconda metà del 2009 sono state avviate le operazioni commerciali di Derivex SA, la piattaforma per derivati energetici creata dal gestore del mercato elettrico colombiano XM nel mese di giugno 2009.
Aggiornamento delle tariffe di distribuzione
Il 19 ottobre 2009, con le Risoluzioni n. 100 e n. 101 dell’autorità di regolazione CREG, è stato fissato il nuovo valore della tariffa di distribuzione delle società Codensa e Cundinamarca per un periodo regolatorio di quattro anni. Nel caso di Codensa ciò comporta una riduzione del VAD di 4,2%, a causa della riduzione della WACC (a sua volta dovuta alla riduzione del rischio paese), dal 16,1% al 13,9% per la distribuzione locale, e dal 14,1% al 13% per la trasmissione regionale. Nel caso di Cundinamarca (società acquisita da Endesa proprio nel corso del 2009), la revisione comporta un aumento del VAD del 3,3%, grazie a una migliore valorizzazione degli asset posseduti. Sebbene l’entrata in vigore di tale tariffa fosse prevista per l’inizio del 2008, la nuova fissazione non avrà effetto retroattivo.
Perú
Aggiornamenti tariffari del prezzo all’ingrosso dell’energia
Nell’ambito del processo per la determinazione delle tariffe dell’energia regolate per la fornitura dei clienti vincolati in vigore nel periodo maggio 2009 - aprile 2010, il 15 aprile 2009 il regolatore Osinergmin ha approvato incrementi delle tariffe finali compresi tra il 4,2% e il 6,8% per gli utenti domestici e tra il 4,3% e il 7,6% per i clienti industriali.
A fine aprile 2009 Osinergmin ha reso nota l’entità del riaggiustamento tariffario complessivo in vigore per un anno dal 1° maggio 2009. Sebbene il precio en barra sia rimasto sostanzialmente invariato a 41,7 dollari statunitensi/MWh rispetto alla fissazione precedente (con una compensazione tra l’aumento della componente potenza e la riduzione della componente energia), le tariffe finali sono cresciute a causa di una nuova componente tariffaria prevista in applicazione del Decreto di Urgenza n. 049.
Infine, nel mese di giugno 2009 Osinergmin ha decretato una riduzione delle tariffe domestiche finali (tra lo 0,5% e l’1,5%), dovuta a una leggera riduzione del VAD e all’andamento favorevole del cambio e del prezzo di alcune materie prime.
Aggiornamenti tariffari delle tariffe di distribuzione
Il 16 ottobre 2009 Osinergmin ha pubblicato la Risoluzione n. 181 del 2009, con cui approva le tariffe di distribuzione per Edelnor, determinando una riduzione dell’1,1% del valore del VAD (remunerazione dell’attività di distribuzione) per il periodo novembre 2009 - ottobre 2013. Nella stessa data, tramite Risoluzione n. 184-2009, Osinenrgmin ha decretato un aumento del 6,5% per la tariffa di trasmissione secondaria. Il regolatore Osinergmin ha recentemente pubblicato le nuove tariffe finali, in vigore da novembre 2009, che incorporano le variazioni delle tariffe di rete sopra menzionate.
Misure straordinarie
In esecuzione del Decreto di Urgenza n. 049, varato dal governo nel dicembre 2008 con validità fino a dicembre 2011, è stato introdotto un meccanismo di “costo marginale ideale” in caso di congestioni nella rete di trasmissione elettrica e nella rete di trasporto del gas proveniente dal giacimento di Camisea: è stato introdotto un cap sui costi di generazione, fissato dal Ministero delle Risorse Energetiche a 100 dollari statunitensi/MWh. I costi supplementari sostenuti dei generatori saranno totalmente rimborsati sulla base dei calcoli mensilmente elaborati da Osinergmin.
Regolamentazione delle aste
Nel marzo 2009 è stato approvato il Decreto Supremo 020-2009, che modifica il regolamento delle aste per la fornitura di elettricità. Le principali modifiche riguardano i princípi per la definizione delle regole delle singole aste, nonché le modalità e le condizioni di presentazione delle offerte da parte dei generatori.
Liberalizzazione del mercato retail
Tramite il “Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad” approvato nel mese di aprile 2009, il Ministero delle Risorse Energetiche e Minerarie ha modificato i criteri per l’individuazione dei clienti liberi: la soglia, inizialmente fissata ad 1 MW, viene aumentata a 2,5 MW, prevedendo pertanto che tutti i clienti con consumi superiori a tale ultima soglia siano considerati liberi. Viene peraltro introdotta una nuova categoria di clienti (tra 0,2 e 2,5 MW) a cui è riconosciuta facoltà di optare tra i due regimi.
Francia
TaRTAM E POST-TaRTAM
La legge del 21 gennaio 2008, che ha modificato gli artt. 66 e seguenti della legge di programma del 13 luglio 2005, permette ai consumatori residenziali, in funzione della loro situazione, di accedere alle tariffe regolamentate per le nuove connessioni anteriori al 1° luglio 2010, e di ritornare alle tariffe regolamentate di vendita fino al 30 giugno 2010. Il 4 agosto 2008, il Parlamento francese ha adottato una legge in virtù della quale il sistema delle tariffe di ritorno per i grandi consumatori è prorogato fino al 30 giugno 2010.
La Commissione Europea (DG Comp) ha ritenuto che il sistema delle tariffe di ritorno, almeno nelle formule “gialla” e “verde”, che si applicano a clienti industriali che quindi godono di un prezzo dell’energia inferiore a quello di mercato, potrebbe costituire un aiuto di Stato e, il 13 giugno 2007, ha aperto un procedimento nei confronti della Francia. A seguito della legge sopra citata, che ha prorogato la durata del regime TaRTAM, la Commissione Europea ha esteso il procedimento di indagine formale.
Nel mese di ottobre 2008 la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) ha annunciato che i ricavi per finanziare la compensazione ai fornitori per il TaRTAM saranno insufficienti. Pertanto, con la Legge Finanziaria 2008 n. 2008-1443 del 30 dicembre 2008 il contributo massimo delle imprese idroelettriche e nucleari (principalmente EdF) è stato elevato da 1,3 a 3 euro/MWh.
Il 24 aprile 2009 la cosiddetta “Commissione Champsaur” incaricata nel 2008 di formulare una proposta per il periodo post-TaRTAM, ha pubblicato alcune indicazioni, suggerendo la revisione delle tariffe regolate per i clienti industriali e l’aggiornamento delle tariffe per i piccoli consumatori, per i quali viene introdotta una reversibilità totale dal mercato libero. Nel segmento della generazione, lo stesso documento suggerisce che EdF metta a disposizione dei fornitori alternativi volumi di energia di base (con l’esplicita esclusione degli impianti nucleari di nuova generazione, nei quali Enel detiene una quota partecipativa), da definire con riferimento al portafoglio di clienti previsto in Francia; tali volumi saranno venduti a un prezzo regolato, che permetterà la copertura dei costi operativi e di manutenzione delle centrali.
Il 15 settembre 2009 la Commissione Europea (DG Comp) e il Governo francese hanno raggiunto un accordo che prevede, a fronte della chiusura della procedura contro lo Stato francese su tariffe regolate e TaRTAM, l’adozione di iniziative concrete per l’apertura del mercato. Tra queste, la fine del sistema di “tariffe di ritorno” TaRTAM dal 1° luglio 2010 e l’implementazione del meccanismo di vendita della base regolata EdF per 15 anni (per volumi massimi annui di 100 TWh); quanto alla regolazione tariffaria, se ne prevede la fine, per le imprese di medie e grandi dimensioni, al 2015 e il mantenimento per i clienti domestici e le piccole e medie imprese.
Coerentemente con quanto previsto dalla normativa vigente, Enel France ha presentato alla CRE la sua richiesta di compensazione per costi associati alla fornitura di energia ai clienti TaRTAM nel 2008, ottenendo in data 23 novembre 2009 il riconoscimento di una compensazione pari a 7,26 milioni di euro, comprensiva dei costi di approvvigionamento, dei costi di commercializzazione e dei costi finanziari.
Aggiornamenti tariffari
Il 5 giugno 2009, in seguito alla consultazione del primo trimestre 2009, i Ministeri dell’energia e dell’economia hanno accettato la proposta della CRE per la definizione di una nuova tariffa di rete “TURPE 3”, che è entrata in vigore il 1° agosto e che prevede un’estensione della regolazione basata sulla RAB (Regulatory Assets Base) per un periodo di quattro anni. Gli aumenti per il primo anno sono del 3% per la distribuzione e del 2% per il trasporto; i tre anni successivi, la tariffa di trasmissione aumenterà con l’inflazione maggiorata dello 0,4% e la tariffa di distribuzione con l’inflazione maggiorata dell’1,3%. La durata della tariffa sarà di quattro anni e prevede che le perdite rimangano sul mercato.
Il 12 agosto 2009 è stato pubblicato il decreto applicativo dei Ministeri dell’energia e dell’economia sulla TaRTAM che abroga il precedente decreto del 5 gennaio 2007, eliminando le formule di correlazione tra TaRTAM e tariffa regolata integrale. Con lo stesso decreto il livello della TaRTAM è stato mantenuto invariato rispetto all’anno precedente. Il 14 agosto 2009 sono stati pubblicati i decreti contenenti le nuove tariffe regolate per l’energia elettrica per il periodo agosto 2009 – agosto 2010, con aumenti rispetto al periodo agosto 2008 – agosto 2009 compresi tra l’1,9% e il 5% in media. Tenuto conto dell’aumento della tariffa di rete dal 1° agosto 2009, l’aumento medio della parte generazione è compreso tra 0,4 euro/MWh e 2,2 euro/MWh.
Slovacchia
Impianti must-run
In relazione al regime di compensazione dei costi sostenuti per l’esercizio dei due impianti termici che, in osservanza alla clausola di “interesse economico generale”, sono obbligati per legge a garantire disponibilità di potenza ed energia, Slovenské elektrárne (SE) ha presentato a URSO (regolatore slovacco) la proposta relativa ai costi previsti per l’anno 2008 per il solo impianto di ENO (Nováky), dato che l’impianto di EVO (Vojany) non rientra tra gli impianti considerati must–run a partire dal 2008. La remunerazione per ENO viene definita con una metodologia price-cap su base triennale con decisione di URSO. A ottobre 2008 è stata pubblicata da URSO la tariffa di ENO valida per il 2009 (32,472 euro/MWh).
Inoltre, è stata corrisposta a SE nel corso del 2008 la quota residua del conguaglio dei System Cost relativi all’anno 2005. Infine, è stato ottenuto il riconoscimento da URSO della rivalutazione degli asset ENO ed EVO effettuata nel 2006 per 30 milioni di euro, da compensare nel periodo 2009/2010.
Ad agosto 2009 è stato definito da URSO il valore del fattore di aggiustamento previsto nella tariffa di remunerazione per ENO (y=32,6%): ciò comporta un valore della tariffa finale per i system cost di ENO pari a 40,25 euro/MWh per il 2010. Il fattore y è determinante per la copertura delle variazioni di prezzo dell’energia sul mercato, del costo del carbone, della remunerazione dei servizi ancillari e per la correzione dei periodi precedenti.
Con la decisione n. 17/2009, il Ministero dell’Economia ha definito i volumi dei servizi ancillari che ENO dovrà fornire nel 2010 (11 MW per la regolazione primaria e 31 MW per la regolazione secondaria).
Wholesale
Il 4 luglio 2007 il Governo aveva approvato una decisione riguardante le nuove regole di mercato, come conseguenza della liberalizzazione fissata per il 1° luglio 2007. In particolare, il provvedimento prevedeva l’applicazione a partire dal 1° gennaio 2008 di un’addizionale, pari alla componente tariffaria pagata dai clienti finali a copertura dei System Service (pari a circa 10 euro/MWh nel 2008), sull’elettricità prodotta in Slovacchia e poi esportata (export fee).
Il Regulatory council Export di URSO ha stabilito di eliminare dal 1° aprile 2009 l’impatto della export fee (Decisione URSO n. 0304/2009/E del 23 marzo 2009). SE ha richiesto la cancellazione di questa norma sia dalle regole di mercato di cui sopra, sia dal Decreto n. 2/2008 dove è ancora presente.
Dal 1° settembre 2009 si è attivato il market coupling tra Slovacchia e Repubblica Ceca. Il mercato è gestito da OTE (operatore del mercato elettrico ceco) e dalle società di trasmissione di entrambi i paesi (CEPS, SEPS). I volumi scambiati sono per il momento ancora poco significativi.
Legge sull’economic interest
URSO, attraverso la Decisione n. 12/2009/E, ha definito per SE prezzi e volumi di vendita dell’energia per clienti residenziali e per piccole imprese (rispettivamente 60,2802 euro/MWh e 79,1675 euro/MWh per l’anno 2009). SE ha presentato ricorso nei confronti di questa decisione. Il 28 aprile 2009 è stata pubblicata la decisione URSO n. 0001/2010/E che definisce prezzi e volumi per il 2010 (57,90 euro/MWh per volumi fino a 6 TWh).
Emission Trading
Nel corso del 2009, le emissioni prodotte da Slovenské elektrárne sono state pari a circa 3,36 Mton a fronte di quote assegnate dal Piano Nazionale di Allocazione calcolate su base pro-rata temporis per lo stesso periodo di competenza pari a circa 5,40 Mton.
Legge di supporto a energie rinnovabili e cogenerazione
Il 19 giugno 2009 è stata approvata dal Parlamento la legge di supporto a energie rinnovabili e cogenerazione che prevede tariffe feed-in garantite per 15 anni. I livelli tariffari saranno definiti attraverso un decreto URSO (regolatore slovacco). Per gli impianti co-firing da biomassa, l’incentivo è limitato all’energia prodotta dai primi 10 MW. Il decreto URSO n. 7/2009 (approvato nel mese di settembre 2009) ha definito i prezzi per l’elettricità generata da fonti rinnovabili o con tecnologie cogenerative ad alta efficienza. Il prezzo riconosciuto agli impianti connessi nel 2010 che utilizzino tecnologia co-firing è di 126,14 euro/MWh.
Il 18 novembre 2009 la Decisione URSO n. 490/2009 ha definito ulteriori dettagli del meccanismo di sostegno alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione e precisato, tra l’altro, le condizioni relative alla promozione della biomassa (quantità, metodologie di acquisto, costi riconosciuti, ecc.).
Il 28 dicembre 2009 URSO ha qualificato l’impianto EVO per la co-combustione di biomassa.
Romania
Aspetti tariffari
Le tariffe di distribuzione vengono determinate attraverso un sistema che prevede la regolamentazione verso il cliente finale tutelando la profittabilità del distributore e riconoscendo i costi di distribuzione fino a un cap tariffario. Per il secondo periodo regolatorio (2008-2012), il WACC è pari al 10% e il fattore di efficienza viene calcolato basandosi sulla media aritmetica ottenuta nel periodo 2005-2007; gli investimenti riconosciuti sono remunerati sulla base di quanto messo in opera su base mensile.
A fine dicembre 2009 il regolatore ANRE ha fissato le tariffe valide per il 2010 per i servizi di distribuzione (Order n. 100/2009); negli stessi giorni ANRE ha definito le tariffe per i clienti finali per il 2010, con aumenti nominali medi del 3,9% (Order n. 102/2009) e le tariffe 2010 per il servizio di fornitura di ultima istanza per clienti domestici e non (Order n. 103/2009). A breve il regolatore pubblicherà il dettaglio dei costi da riconoscere ai rispettivi distributori.
Vendita ai clienti finali
A seguito delle completa liberalizzazione del mercato finale, avvenuta il 1° luglio 2007 coerentemente con le date europee, resta ancora da aggiornare la metodologia di calcolo per le tariffe di vendita ai clienti vincolati (ai quali nel 2008 è stato destinato l’87% delle vendite delle società Enel in Romania). Di conseguenza, anche per il 2009 è stato confermato un margine regolato pari al 2,5% sui costi di acquisto dell’energia fornita agli stessi clienti vincolati. Il portafoglio di approvvigionamento dell’energia destinata ai clienti vincolati, per ciascun fornitore, viene determinato in prezzi e volumi dal regolatore ANRE, con l’obiettivo di ottenere una tariffa finale unica su tutto il territorio nazionale.
A seguito dell’assegnazione a fine dicembre 2008 dei portafogli di energia, con i relativi prezzi di acquisto, per ognuna delle società di vendita per l’anno 2009, a inizio settembre del 2009 ANRE ha consentito che, al fine di ottimizzare i ricavi regolati (e consentire così il raggiungimento del margine regolato al 2,5% per il 2009), Enel Energie, Enel Energie Muntenia ed Enel Distributie Banat e Dobrogea procedessero a una riallocazione del portafoglio di approvvigionamento dell’energia destinata alla vendita ai clienti finali e alla copertura delle perdite di rete.
Il 24 dicembre 2009 ANRE ha confermato per il 2010 il margine regolato del 2,5% per le società Enel Energie Muntenia ed Enel Distributie Banat e Dobrogea.
Russia
Apertura del mercato
Nell’ambito della progressiva apertura del mercato stabilita dal governo russo, a gennaio 2009 è stato superato il limite che stabiliva nel 30% dei volumi non residenziali 2007 la quota di energia elettrica per la vendita sul mercato libero; a luglio 2009 la quota delle vendite a prezzi non regolati è stata ulteriormente incrementata al 50% dei volumi non residenziali. Dal 1° gennaio 2010 tale quota è stata ulteriormente incrementata al 60%. Tali soglie sono coerenti con le previsioni del decreto governativo del 7 aprile 2007, n. 207, che ha stabilito la progressiva liberalizzazione del mercato fino al 100% dei volumi nel 2011, escludendo quelli dei clienti residenziali.
Capacity market
I volumi di capacità venduta liberamente sono in linea con le soglie di liberalizzazione dell’energia elettrica. Attualmente, quindi, il 60% della capacità (al netto dei volumi destinati ai clienti residenziali) è venduta liberamente nell’ambito del mercato di capacità transitorio (in vigore fino al 2010 compreso). Al momento, la capacità può essere venduta mensilmente a prezzi liberi tramite contratti bilaterali o su una borsa dedicata alla vendita di contratti forward di capacità ed energia elettrica (la borsa Arena ha avviato le contrattazioni per il 2009 a fine dicembre 2008).
Per poter effettuare queste vendite, tuttavia, i generatori devono preliminarmente partecipare all’asta annuale per la selezione di capacità (KOM) che per l’anno 2009 si è tenuta a inizio dicembre 2008 e per l’anno 2010 si è svolta a fine dicembre 2009. A fine novembre 2009 il Market Council ha inoltre approvato la metodologia (di tipo RAB based) per verificare la congruità delle offerte di prezzo da parte dei nuovi entranti.
Il decreto n. 476 del 2008, che ha fissato le regole del mercato transitorio, prevede che il Ministero dell’Energia elabori le regole per il mercato di capacità a lungo termine (previsto a partire dal 2011); il decreto per il mercato a lungo termine è attualmente in discussione presso i Ministeri competenti e la sua approvazione è prevista per il primo trimestre 2010. Il modello in discussione (la cui una bozza è stata resa pubblica a fine estate) prevede che:
l’asta per la selezione di capacità venga svolta dal System Operator con quattro anni di anticipo rispetto al periodo di consegna, per consentire la realizzazione di nuovi investimenti;
la capacità venga selezionata in base alle offerte di prezzo (Rubli/MW/mese), per coprire la domanda di picco attesa, più un coefficiente di riserva fissato dal System Operator;
la capacità selezionata riceva il prezzo marginale dell’asta; tuttavia, impianti esistenti e nuovi saranno soggetti a un bid cap;
il periodo di consegna previsto per la capacità selezionata sia di un anno per gli impianti esistenti, dieci per i nuovi (con indicizzazione annua all’inflazione del prezzo di capacità);
gli investimenti obbligatori (capacity contract), così come i progetti nucleari e idroelettrici prioritari, possano godere di selezione prioritaria (a prescindere dalla domanda effettiva di capacità) e di un pagamento di capacità garantito per la durata del contratto.
In base alle ultime tempistiche annunciate, lo svolgimento delle aste transitorie (per i periodi di consegna da 2011 a 2014) è previsto per la seconda metà del 2010.
Inoltre, a fine maggio 2009 il Market Council ha proposto di modificare lo standard dei capacity contract, in virtù dei quali gli investitori privati hanno sottoscritto gli obblighi di investimento in nuova capacità, a seguito dell’acquisizione delle Genco da RAO UES (per Enel OGK-5 tali investimenti riguardano i due nuovi cicli combinati degli impianti di Enel OGK-5 di Nevinominskaya-GRES e Sredneuralskaya-GRES, per circa 800 MW complessivi). La proposta di modifica prevede un rafforzamento dei controlli sul rispetto degli obblighi, ma garantisce un pagamento pluriennale di capacità (7-10 anni) per le unità costruite in virtù dei contratti. Lo standard dei contratti è stata approvato dal Market Council il 23 giugno 2009; tuttavia, è prevista una consultazione con i generatori in parallelo all’adozione del mercato di capacità di lungo termine.
Price cap nel mercato dell’energia
I prezzi liberi sul mercato elettrico all’ingrosso a pronti sono soggetti, dal 9 gennaio 2008, a un price-cap che esclude le offerte di prezzo più alte dal calcolo per la formazione del prezzo marginale. La misura è stata rinnovata a inizio 2009, seppur in forma più morbida (il meccanismo è applicabile solo nel caso in cui il prezzo medio giornaliero superi per due giorni consecutivi i livelli massimi dello stesso mese del 2008, corretti per l’incremento degli indici dei costi di combustibile), e poi prolungata fino al 1° maggio 2010 con successive decisioni del Market Council.
Inoltre, a seguito del grave incidente avvenuto in agosto nella centrale idroelettrica di Sayano-Shushenskaya in Siberia, il Governo ha dato incarico al Federal Tariff Service (FTS) di elaborare proposte per una regolazione straordinaria dei prezzi all’ingrosso in caso di eventi simili (deficit di capacità per ragioni tecniche o cause di forza maggiore). Il 14 novembre 2009 il Governo ha adottato il decreto n. 929, che prevede la possibilità di introdurre, per un massimo di 30 giorni, una regolazione straordinaria dei prezzi all’ingrosso, in cui le offerte dei generatori non possono superare la tariffa regolata e in cui vengono rafforzate le penali sul pagamento di capacità in caso di indisponibilità degli impianti.
Tariffe gas
Il 6 novembre 2008 FTS ha approvato le tariffe semestrali regolate all’ingrosso di gas applicate da Gazprom per il 2009 con una crescita media prevista in linea con le stime del Governo. A seguito della crisi economica, il Governo ha tuttavia ritenuto necessario attuare un aumento più graduale dei prezzi del gas: il 24 dicembre 2008 FTS ha approvato le tariffe per il 2009, prevedendo un adeguamento trimestrale (anziché semestrale) delle tariffe stesse; in particolare, l’aumento previsto per il primo trimestre 2009 è del 5%, 7% nel secondo e nel terzo trimestre, 6,2% nel quarto trimestre, con un aumento medio per tutto il 2009 rispetto al 2008 di circa il 16%.
Per il 2010, il Ministero dell’Economia ha annunciato nel mese di luglio 2009 (nell’ambito degli Scenari socio-economici utilizzati per la definizione del budget federale) una crescita dei prezzi del gas regolato per i clienti industriali del 15% dal 1° gennaio 2010. Lo stesso documento prevede per il 2011 e 2012 una crescita annua del 15%. Tale aumento, pur non essendo vincolante, presuppone uno slittamento della convergenza dei prezzi del gas ai valori di net-back (ossia i prezzi di mercato europei, al netto di costi di trasporto e tasse di esportazione), finora prevista per il 2011. Il 18 dicembre 2009 con delibera n. 440 FTS ha quindi approvato le tariffe regolate all’ingrosso, prevedendo un solo scaglione del 15% per l’anno 2010 (pari a circa il 26% su base annua rispetto alla media 2009).
Tarifffe elettriche
Il 27 novembre 2008 sono state pubblicate le tariffe di vendita all’ingrosso energia elettrica e capacità per l’anno 2009 (Decisione n. 272). Le tariffe di Enel OGK-5 sono in linea con gli indicatori di crescita dei costi (combustibile, inflazione) previsti dal Governo; inoltre l’impianto a carbone di Reftinskaya ha ottenuto un parziale riconoscimento in tariffa degli investimenti di carattere ambientale.
Per l’anno 2010, il Governo ha previsto una crescita contenuta delle tariffe regolate dei clienti finali (7,6% per i clienti industriali, 10% per i clienti residenziali), data l’attuale crisi economico-finanziaria. A tal fine, l’Ufficio Federale delle Tariffe (FTS) ha previsto, per quanto riguarda le tariffe di capacità dei generatori, un efficiency factor di circa il 10% applicabile agli OPEX riconosciuti in tariffa (a esclusione delle spese di manutenzione), abbandonando quindi il principio dell’indicizzazione all’inflazione.
Il 24 novembre 2009 (Decisione n. 326) FTS ha quindi pubblicato le tariffe all’ingrosso per gli impianti di generazione (energia e capacità) per il 2010, con una variazione media rispetto al 2009 pari a:
+5% per le OGK (società di generazione all’ingrosso);
+9,2% per le TGK (società che raggruppano impianti cogenerativi e generazione locale);
-6,4% per RusHydro;
-2,2% per Energoatom.
Mentre le tariffe di energia elettrica sono cresciute in linea con i costi di combustibile (per Enel OGK-5 circa il 15% in media rispetto alle tariffe 2009), tutti i principali produttori hanno subíto un calo delle tariffe di capacità, dovuto all’introduzione dell’efficiency factor sopra descritto. Enel OGK-5 ha subíto un calo di circa il 2% rispetto al 2009 delle tariffe di capacità, la migliore performance tra le OGK, grazie al riconoscimento in tariffa di alcuni investimenti addizionali.
Aggiornamenti antitrust
Il 27 marzo 2009 il FAS di Mosca (autorità Antitrust) ha reso pubblica la decisione presa il 12 marzo 2009 sulla violazione, da parte di Rusenergosbyt, Rusenergosbyt M, Comune di Mosca, Prefetture di Est e Sud-Est di Mosca, della legge sulla protezione della concorrenza per quanto attiene al progetto pilota per un nuovo sistema di fornitura di energia elettrica ai clienti domestici nelle zone di Est e Sud-Est di Mosca. La sentenza è stata aperta su ricorso di RAO Sistemi Energetici dell’Est (azionista di Mosenergosbyt, che è il Guarantee Supplier delle aree della città di Mosca in cui Rusenergosbyt M è subentrata nella fornitura). La sentenza è stata sospesa su ricorso di Rusenergosbyt. Nel mese di maggio 2009, le due società hanno raggiunto un accordo per porre fine al problema della doppia fatturazione nei municipi interessati.
Il 3 febbraio 2009 il FAS ha svolto un’audizione con esperti del settore (rappresentanti di aziende e istituzioni coinvolte) sulle problematiche legate allo sviluppo della concorrenza nel mercato del gas al fine di promuovere l’adozione di regole più efficaci per il mercato del gas, con particolare attenzione a condizioni trasparenti di accesso alle reti di trasporto.
Grecia
Codice di Rete
Dal 1° gennaio 2009 sono entrati in vigore alcuni importanti emendamenti al Codice di Rete tra cui:
la definizione di una nuova metodologia per il calcolo del prezzo di borsa (System Marginal Price - SMP) da parte del Gestore di rete;
la modifica del meccanismo di distribuzione dei costi di trasmissione a carico degli utenti del sistema che prevedeva inizialmente la distribuzione del costo totale tra i clienti finali (85%) e i generatori (15%); a partire dal 1° gennaio 2009 il costo di trasmissione è completamente a carico dei clienti con un beneficio netto a carico dei generatori.
Energie rinnovabili
Spagna
Regio Decreto n. 1578/08
Come previsto dal Regio Decreto n. 1578/08 nel corso del 2009 si sono tenute quattro convocatorias per la presentazione di richieste di iscrizione di impianti fotovoltaici nell’apposito registro per la remunerazione. Complessivamente sono stati registrati impianti per un totale di 502 MW, di cui 161 MW relativi a installazioni integrate e 341 MW a installazioni di terra. Per quanto riguarda l’andamento della remunerazione assegnata agli impianti registrati (soggetta a variare in funzione del rapporto tra la capacità corrispondente alle richieste presentate e il tetto di capacità relativi a ogni convocatoria), le tariffe feed-in si sono mantenute costanti per le installazioni integrate (340 euro/MWh per impianti di taglia inferiore o uguale a 20 kW e 320 euro/MWh per quelli maggiori di 20 kW), mentre la feed-in per le installazioni di terra dal valore di 320 euro/MWh previsto per la prima convocatoria si è abbassata fino a 290,9 euro/MWh per le installazioni registrate nella quarta convocatoria.
Il 7 dicembre 2009 il Ministero ha pubblicato l’esito della quarta convocatoria. Sulla base delle richieste di registrazione ricevute le tariffe da applicarsi a partire dal primo trimestre 2010 sono state fissate come segue: per le installazioni integrate, 340 euro/MWh per impianti di taglia inferiore o uguale a 20 kW (invariate rispetto al periodo precedente) e 311,7 euro/MWh per quelli maggiori di 20 kW; per le installazioni di terra, 281 euro/MWh.
Regio Decreto Legge n. 6/2009
Il Regio Decreto Legge n. 6/2009 istituisce un nuovo registro amministrativo in cui le nuove installazioni del regime speciale (eccetto quelle fotovoltaiche) dovranno essere iscritte per ricevere la retribuzione prevista dal Regio Decreto n. 661/2007. In base alla norma:
il registro rimarrà aperto fino al raggiungimento del 100% degli obiettivi di potenza installata definiti dalla legge;
le installazioni saranno iscritte in base alla data di presentazione della domanda e fino a raggiungimento dell’obiettivo di potenza previsto per ciascuna tecnologia;
quando la potenza iscritta supererà l’obiettivo, si estinguerà il regime di remunerazione previsto dal Regio Decreto n. 661/2007 e per mezzo di Regio Decreto ne dovrà essere stabilito uno nuovo.
Risoluzione Ministero Industria 19 novembre 2009
Considerato l’elevato numero di richieste di iscrizione nel registro amministrativo per gli impianti del regime speciale ex Regio Decreto Legge n. 6/2009 a cui corrisponde una quantità di capacità di generazione che eccede gli obiettivi fissati dal Regio Decreto n. 661/07, e valutate le capacità di assorbimento tecnica ed economica del sistema, in virtù di quanto previsto dal Regio Decreto Legge n. 6/2009, il Ministero ha pubblicato l’accordo del Consiglio dei Ministri del 13 novembre 2009 che fissa dei tetti annui di capacità per la messa in esercizio delle installazioni inscritte.
Argentina
Provvedimenti di incentivo alle rinnovabili
Nel mese di maggio 2009 sono stati assunti due importanti provvedimenti per l’incentivo alla generazione da fonti rinnovabili in Argentina.
Il 15 maggio 2009 è stato approvato il Decreto n. 562/2009 che introduce meccanismi quali incentivi fiscali, deprezzamento accelerato e remunerazione incentivante a beneficio dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Il 22 maggio 2009 il Governo ha annunciato il programma GENREN (Generación Renovable), in base al quale a dicembre 2009 la società nazionale ENARSA ha svolto una gara per l’installazione di 1.000 MW di capacità da fonti rinnovabili, con la possibilità di sottoscrivere contratti di fornitura quindicennali. Ciascun progetto non potrà avere dimensioni superiori a 50 MW. Sono stati introdotti tetti per ciascuna tecnologia partecipante all’asta: maggiore spazio è stato lasciato allo sviluppo della tecnologia eolica, a cui sono stati riservati 500 MW.
Bulgaria
Legge di incentivo alle rinnovabili
La legge sulle fonti di energia rinnovabili e alternative e sui biocombustibili ha introdotto in Bulgaria uno schema di incentivo basato su tariffe di feed-in garantite e specifiche per fonte e sulla sottoscrizione di contratti di Power Purchase Agreement, della durata di 15 anni per l’eolico e fino a 25 anni per il solare, con Natsionalna Elektricheska Kompania (NEK). A fine marzo 2009 sono state pubblicate le tariffe per impianti rinnovabili eolici pari a circa 97 euro/MWh per le prime 2.250 ore di produzione (+1,6% rispetto all’anno precedente) e a circa 88 euro/MWh (+2,4% rispetto all’anno precedente) per le successive ore.
Brasile
Asta per la produzione di energia eolica
Il 10 febbraio 2009 il Ministero delle risorse minerarie ed energetiche ha pubblicato e sottoposto a procedura di consultazione la Portaria n. 52, relativa alla regolamentazione di un’asta di energia eolica per il 2009 che dovrebbe produrre contratti ventennali con produzione dal gennaio 2012 (Contratos de Energia de Reserva – CER). Il 28 maggio 2009 il Ministero delle Risorse Minerarie ed Energetiche, tramite la Portaria n. 211 e la Portaria n. 366, ha definito le procedure dettagliate per l’asta eolica, le condizioni per la qualificazione dei progetti e le caratteristiche dei contratti ventennali che saranno stipulati a valle della procedura d’asta.
L’asta si è svolta il 14 dicembre 2009, con un prezzo di chiusura di 148,39 Real/MWh (59,71 euro/MWh) e 1.800 MW assegnati su 10.000 MW partecipanti.
Instrução Normativa n. 7
Il 13 aprile 2009 l’Instituto Brasilero de Medio Ambiente y de los Recursos Naturales (IBAMA) ha pubblicato la instrução normativa n. 7, che stabilisce che, al fine di ottenere l’autorizzazione ambientale, gli impianti di produzione elettrica a carbone e olio combustibile dovranno predisporre un piano per la mitigazione delle emissioni di CO2 (progetti di riforestazione, generazione da fonti rinnovabili ed efficienza energetica).
Elaborazione di una normativa generale sulle fonti rinnovabili
Nel mese di giugno 2009 è stata creata una Commissione parlamentare Speciale per le Fonti Rinnovabili di Energia, al fine di analizzare 16 progetti di legge su questo tema e consolidarli in un’unica legislazione.
I progetti sono stati protocollati a partire dal 2003 e comprendono proposte quali la creazione di un fondo dedicato a incentivare la ricerca e la generazione da fonti rinnovabili, le modifiche al Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia) e l’introduzione di incentivi fiscali per l’acquisto degli impianti.
Uno dei progetti di legge analizzati è il n. 630/2003, che prevede la creazione di un fondo per finanziare la ricerca e incentivare la produzione di elettricità a partire da fonti rinnovabili. La nuova legislazione brasiliana sulle fonti rinnovabili dovrebbe prevedere l’obbligo per i distributori di acquisire almeno 600 MW annui da fonti rinnovabili (equamente divisi tra eolica, biomassa e mini-idroelettrico) per un periodo di dieci anni a partire dal 2011, con contratti di fornitura ventennali selezionati secondo il criterio della tariffa più bassa.
Cile
Legge di supporto a energie rinnovabili
Il 1° dicembre 2009 la CNE (Comisión Nacional de Energía) ha pubblicato il regolamento di attuazione della legge n. 20257 del 1° aprile 2008, sulla promozione dell’energia generata da fonti rinnovabili non convenzionali (c.d. ERNC), che definisce una quota obbligatoria e introduce un meccanismo di certificati trasferibili. A partire dal 1° gennaio 2010 e fino al 2014 entrerà in vigore l’obbligo di certificare che il 5% dell’energia destinata alla vendita ai distributori o ai clienti finali sia prodotto da fonti rinnovabili non convenzionali (c.d. ERNC). La quota è destinata a crescere dello 0,5% annuo a partire dal 2015 fino a raggiungere il 10% nel 2024.
Il regolamento prevede regole dettagliate per l’individuazione delle fonti rinnovabili che consentono di rispettare gli obblighi definiti dalla legge e dei contratti di fornitura da cui discendono tali obblighi; esso istituisce inoltre un registro delle fonti rinnovabili, che dovrà essere realizzato e gestito in modo coordinato dalla Direzione Tariffe (Direcion de Peajes) dei due CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga) del paese. Tale registro dovrà contenere l’elenco delle unità di generazione rinnovabili, la quantità di energia da queste prodotta, gli scambi degli eccedenti di energia rinnovabile tra imprese e le penali pagate per il mancato rispetto della legge.
Francia
Legge a supporto dell’energia rinnovabile
Nel mese di luglio 2009 il Parlamento ha approvato la legge Grennelle de l’Environnement, promulgata il 3 agosto 2009. I principali impegni sul piano energetico che discendono dal testo di legge riguardano l’aumento dell’efficienza energetica nei consumi finali e lo sviluppo delle energie rinnovabili, con la fissazione dell’obiettivo del 23% di copertura dei consumi energetici entro il 2020.
La legge “Grenelle 2”, che implementerà quanto disposto dalla legge “Grenelle 1” modificando la legislazione precedente, è stata approvata dal Senato l’8 ottobre 2009 e dovrebbe essere adottata ufficialmente entro la prima metà del 2010. Alcune delle novità introdotte dalla “Grenelle 2” hanno una diretta incidenza sui settori energetici: tra queste, l’elaborazione di schemi regionali sulle procedure per la connessione alla rete delle fonti rinnovabili, l’estensione degli obblighi di efficienza energetica ai distributori di carburanti, la predisposizione di un quadro normativo sulla tecnologia CCS, l’estensione del beneficio di obligation d’achat alle amministrazioni locali e l’individuazione dell’obiettivo per lo sviluppo della capacità eolica entro il 2020 a 25.000 MW (la produzione eolica on-shore entrante nel 2009 gode attualmente di tariffe di vendita di circa 86 euro/MWh).
Grecia
Legge di incentivo agli investimenti
Il 6 marzo 2009 sono stati apportati alcuni emendamenti alla legge di incentivo agli investimenti che prevedono, tra l’altro, l’eliminazione della possibilità di beneficiare dei grant per gli impianti fotovoltaici con potenza installata maggiore di 2 MW. Sono comunque fatte salve le richieste inoltrate alle autorità competenti precedentemente all’entrata in vigore della legge.
Legge di supporto a energie rinnovabili
Nell’ambito del sistema greco di incentivo alla generazione da fonti rinnovabili (basato sulla legge n. 2368/2006) – che prevede un meccanismo di tariffe di feed-in differenziate per fonte e aggiornate annualmente – è stato introdotto un nuovo regime per la produzione da solare fotovoltaico (legge n. 3734/2009), con la definizione di nuove tariffe garantite per vent’anni e assegnate in funzione della data di entrata in esercizio dell’impianto. I progetti fotovoltaici per i quali siano stati sottoscritti contratti di vendita prima dell’entrata in vigore di questa legge possono aderire al nuovo livello tariffario.
Nel mese di giugno 2009 il Governo ha adottato una serie di misure specifiche con riferimento al regime di incentivo previsto per gli impianti fotovoltaici residenziali. In particolare, gli impianti fino a 10 KW installati sui tetti di edifici nel sistema peninsulare beneficeranno di una tariffa pari a 550 euro/MWh garantita per vent’anni e indicizzata al 25% dell’inflazione. Con specifico riferimento ai citati impianti sono previste agevolazioni ed esenzioni al regime fiscale applicabile alle vendite di energia.
Nel mese di novembre il Governo ha annunciato che nel 2010 definirà un nuovo meccanismo per la promozione delle fonti rinnovabili. È stata inoltre annunciata l’elaborazione di un nuovo quadro normativo destinato ad agevolare le procedure di autorizzazione degli impianti che producono energia da fonti rinnovabili.
Messico
Legge di supporto a energie rinnovabili
Nel mese di ottobre 2008 è stata approvata una nuova legge quadro per la promozione delle fonti rinnovabili di energia, che prevede la creazione di un fondo dedicato e l’introduzione di un nuovo sistema di feed-in. Attualmente, è in corso di approvazione la legislazione secondaria di implementazione della legge quadro e la definizione delle regole tecniche da parte di SENER (Secretaría de Energía) e CRE (Comision Regulatora de Energia).
Il 22 giugno 2009 la CRE ha diffuso la bozza di regolamento della legge di promozione delle energie rinnovabili, pubblicata in via definitiva sul Diario Official de la Federaciòn il 2 settembre 2009. Inoltre, il 7 luglio 2009 la SENER ha formalmente presentato la strategia nazionale di transizione energetica e uso sostenibile dell’energia.
Panama
Resolución de Gabinete n. 101
Il 23 agosto 2009 è stata approvata la Resolución de Gabinete n. 101, in base alla quale l’ANAM (Autoritad Nacional del Ambiente) avrà il potere di aggiornare le tariffe per lo sfruttamento delle risorse idriche ai fini di generazione elettrica, fissandole a un livello non inferiore a 20 dollari statunitensi/MWh. La somma così raccolta contribuirà a finanziare uno sconto (tra il 16% e il 25%) per i clienti con consumi inferiori a 500 kWh mensili, che le società di distribuzione Electra Noreste, Edemet and Edechi dovranno accordare per i consumi dei mesi da settembre a dicembre 2009.
La Risoluzione n. 101 apre inoltre la strada a una possibile revisione della regolazione del settore elettrico, prevedendo che la Segreteria dell’Energia e l’Autorità di regolazione ASEP possano completamente rivedere la legge n. 6 del 1997 attualmente in vigore e che l’Autorità Antitrust monitori la situazione concorrenziale del mercato elettrico della generazione e adotti misure per contrastare comportamenti monopolistici.
A settembre 2009 il Governo ha presentato una proposta per la revisione della legge n. 6 del 1997. Tale proposta prevede che sia la società di trasmissione ETESA a svolgere le aste per l’approvvigionamento di energia da parte delle società di distribuzione, a cui successivamente dovrebbero essere trasferiti i contratti con i produttori.
Perú
Legge di supporto a energie rinnovabili
Coerentemente con quanto già annunciato nel mese di giugno, il 15 settembre 2009 il Ministero dell’Energia e delle Risorse Minerarie ha pubblicato il “Proyecto de Bases para la Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables”. In base a questo documento – che attua la legge di promozione delle fonti rinnovabili di energia (Decreto Legislativo n. 1002 del maggio 2008) – i progetti di generazione che parteciperanno alla prossima asta per la fornitura di energia da fonti rinnovabili dovranno entrare in esercizio non oltre il 31 dicembre 2009. La produzione messa all’asta (1,31 GWh annui, per 500 MW) potrà essere assegnata a quattro tecnologie rinnovabili.
L’asta consentirà di assegnare contratti per la fornitura di energia nel SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) a una tariffa garantita per 20 anni.
La prima asta per la fornitura di energia da fonti rinnovabili nel Perú, inizialmente prevista per il mese di ottobre 2009, è stata posticipata a causa di ritardi nelle fasi di studio economico e di simulazione del dispacciamento. La sua gestione sarà affidata al regolatore Osinergmin (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería).
Le regole della nuova asta sono state approvate dal Ministero dell’Energia e delle Risorse Minerarie attraverso la risoluzione n. 078-2009.
Romania
Legge di supporto a energie rinnovabili
A novembre 2008 è stata approvata una nuova legge per il supporto alla generazione di energia da fonti rinnovabili, che conferma i meccanismi di supporto alle energie rinnovabili introdotti dalla legge del 2005 (obbligo quantitativo sui fornitori di elettricità e sistema di certificati trasferibili, che possono essere commercializzati bilateralmente o su un apposito mercato). Gli impianti rinnovabili ritenuti idonei beneficeranno per 15 anni del certificato verde; in particolare, sono concessi 2 certificati per ogni MWh prodotto da impianti eolici fino al 2015 e vengono stabiliti i valori minimo e massimo del certificato verde, rispettivamente pari a 27 e 55 euro/MWh.
Il Ministero dell’Economia ha attivato il processo di notifica presso la Commissione della legge nella versione attualmente in vigore.
USA
Legge di supporto a energie rinnovabili
Negli Stati Uniti non esiste un meccanismo di incentivazione tariffaria alle fonti rinnovabili di energia a livello federale. A oggi 30 Stati hanno adottato un meccanismo di quote obbligatorie in capo ai fornitori di energia (Renewable Portfolio Standard - RPS), accompagnate da certificati trasferibili per attestare il rispetto dell’obbligo; al fine di adempiere all’obbligo, i fornitori bandiscono aste per la sottoscrizione di contratti a lungo termine (10-15 anni) per l’acquisto di energia certificata. Parallelamente, continua al Congresso la discussione su una bozza di provvedimento per individuare un meccanismo RPS a supporto del rinnovabile ma da applicarsi obbligatoriamente a livello federale. Negli ultimi mesi le discussioni in materia di RPS e abbattimento di emissioni CO2 sono state inserite nel più ampio dibattito del provvedimento in materia di energia e clima (HR 2454 – American Clean Energy and Security Act of 2009) approvato definitivamente dalla Camera il 26 giugno 2009. Tale provvedimento è attualmente in discussione al Senato. Contemporaneamente, il Comitato Environment and Public Works del Senato ha approvato l’American Clean Energy Leadership Act (S. 1462) che promuove un sistema RPS simile a quello proposto del provvedimento HR 2454.
Recovery Plan
Il 17 febbraio 2009 il Presidente Obama ha ratificato il provvedimento adottato dal Congresso Americano il 12 febbraio 2009 relativo al piano da 787 miliardi di dollari destinato a stimolare l’economia (stimulus bill).
Il piano di aiuti all’economia prevede, tra le altre misure, lo stanziamento di circa 60 miliardi di dollari per il settore energetico, di cui 11 miliardi di dollari saranno impiegati per progetti di sviluppo infrastrutturale delle reti elettriche destinate tra l’altro a ridurre i costi di congestione. Il piano approvato da Camera e Senato prevede anche specifici meccanismi di incentivo alle rinnovabili tra cui la previsione di meccanismi di sostegno agli investimenti noti come Investment Tax Credit (ITC) e la conferma dell’estensione dell’applicabilità della Production Tax Credit (PTC) posticipando la data di scadenza delle agevolazioni al 2012 per l’eolico e al 2013 per il geotermoelettrico, l’idroelettrico incrementale e le biomasse.
