Aspetti normativi e tariffari

Il pacchetto clima ed energia

Il 25 giugno 2009 sono entrate in vigore le direttive facenti parte del pacchetto clima ed energia che contiene disposizioni relative alla politica energetica europea per la lotta ai cambiamenti climatici. Il pacchetto, noto come pacchetto 20-20, stabilisce l’obiettivo di ridurre del 20% le emissioni di gas serra al 2020 rispetto ai livelli del 1990 e di garantire uno sviluppo delle fonti rinnovabili di energia tale da assicurare nel 2020 la copertura del 20% dei consumi energetici finali.

In particolare la direttiva n. 2009/29 prevede la revisione del sistema di emission trading attraverso:

• la definizione di cap di emissione a livello europeo, con conseguente eliminazione dei piani nazionali di assegnazione;

• l’introduzione dell’asta per l’assegnazione delle quote di emissione. La medesima direttiva ha previsto una deroga integrale all’attribuzione delle quote tramite asta per i settori particolarmente esposti alla concorrenza internazionale e l’introduzione graduale di tale meccanismo per gli altri settori industriali. Per il settore termoelettrico l’asta sarà svolta già a partire dal 2013 per il 100% delle assegnazioni (con una possibile deroga per i Paesi con problematiche associate al livello di interconnessione e dipendenza da singoli combustibili fossili);

• la limitazione della possibilità di accesso all’uso dei crediti da clean development mechanism.

In attuazione a quanto previsto dalla direttiva, sono in discussione in sede comunitaria i regolamenti riguardanti la gestione delle aste per l’assegnazione delle quote di emissione e i criteri di finanziamento tramite quote CO₂ di progetti dimostrativi in ambito Carbon Capture and Storage (CCS) e fonti rinnovabili. La Commissione europea, inoltre, ha approvato il 24 dicembre 2009 la lista dei settori considerati particolarmente esposti alla concorrenza internazionale (per la maggior parte appartenenti all’industria manifatturiera).

La direttiva n. 2009/28 ha fissato, per ciascuno Stato membro, obiettivi per lo sviluppo delle fonti rinnovabili prevedendo:

• la delega ai medesimi Stati per la definizione degli obiettivi settoriali;

• l’introduzione di strumenti di cooperazione tra gli Stati membri e di trading delle garanzie d’origine nella loro accezione più ampia;

• una limitata possibilità di trading virtuale con Paesi terzi.

Infine, la direttiva n. 2009/31 introduce misure per lo sviluppo della tecnica della cattura e sequestro dell’anidride carbonica (CCS) con:

• valutazione di fattibilità (disponibilità di siti appropriati, fattibilità tecnica ed economica di strutture di trasporto, possibilità tecnica ed economica di installare a posteriori le strutture per la cattura della CO₂) e, nel caso in cui la stessa abbia dato esiti positivi, eventuale necessità di prevedere la creazione di spazi per installare strutture strumentali alla CCS per tutti gli impianti autorizzati dopo l’entrata in vigore della direttiva e con una capacità installata superiore ai 300 MW;

• definizione di obblighi e responsabilità per i gestori dei depositi geologici;

• disponibilità di meccanismi per il finanziamento di progetti dimostrativi.

Proposta di direttiva sulle emissioni inquinanti industriali

Nel corso del 2009 è proseguito l’iter di approvazione a livello comunitario della proposta di direttiva “sulle emissioni degli impianti industriali (prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento)”, pubblicata a dicembre del 2007 dalla Commissione Europea. Tale proposta intende riunire le disposizioni contenute in sette diverse direttive tra cui la direttiva n. 96/61/CE, cosiddetta “IPPC”, riguardante la limitazione delle emissioni nell’atmosfera di alcuni agenti inquinanti originati dai grandi impianti di combustione e dall’incenerimento dei rifiuti. La proposta di direttiva intende, tra l’altro:

• assumere, di norma, come valori limite di emissione vincolanti a partire dal 2016 quelli associati con le migliori tecnologie disponibili, descritte nei documenti guida, i cosiddetti BREFs (Best available technologies Reference documents), con ciò limitando sensibilmente la flessibilità lasciata agli Stati membri nel tenere conto della tecnologia impiegata, dell’ubicazione geografica degli impianti e dell’effettiva situazione ambientale locale;

• estendere il proprio campo di applicazione agli impianti di combustione con potenza termica superiore o uguale a 20 MW, rispetto alla soglia di 50 MW termici della direttiva IPPC.

Il 10 marzo 2009 il Parlamento Europeo ha votato in seduta plenaria gli emendamenti al testo proposto dalla Commissione, mentre il 25 giugno il Consiglio Ambiente ha raggiunto un accordo politico sulla proposta di direttiva. Il testo approvato dal Consiglio (che modifica quanto proposto dalla Commissione europea) è stato adottato come posizione comune il 16 novembre 2009 e sarà trasmesso al Parlamento europeo entro marzo 2010 per la seconda lettura. La votazione in seduta Plenaria del Parlamento è prevista per luglio 2010.

Contratti pluriennali di importazione di energia elettrica

Enel è titolare di un contratto di importazione di energia elettrica con Atel sulla frontiera elvetica, con scadenza 31 dicembre 2011. L’energia importata in esecuzione di tale contratto è ceduta all’Acquirente Unico (AU), a un prezzo stabilito, e destinata alla fornitura del mercato di maggior tutela.

Per l’anno 2009, il Ministro dello Sviluppo Economico, con Decreto dell’11 dicembre 2008, ha confermato la riserva di capacità di trasporto sulla frontiera Italia-Svizzera per il contratto con Atel e ha fissato per il primo trimestre 2009 un prezzo pari a 78 euro/MWh prevedendo un aggiornamento del prezzo di cessione, con l’introduzione di una metodologia di calcolo basata su un’indicizzazione trimestrale del PUN (Prezzo Unico Nazionale). I prezzi di cessione ad AU, calcolati secondo tale criterio, sono stati per il secondo, terzo e quarto trimestre 2009 rispettivamente pari a 65,87 euro/MWh, 48,45 euro/MWh e 56,86 euro/MWh.

Il 18 dicembre 2009 è stato pubblicato il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico che disciplina le modalità di importazione del contratto pluriennale per l’anno 2010.

Il prezzo per il primo trimestre del 2010 è stato fissato pari a 59,5 euro/MWh, sono state inoltre confermate le modalità di aggiornamento del prezzo e la riserva di capacità necessaria all’esecuzione del contratto. A differenza di quanto avvenuto in passato è stata data facoltà all’Acquirente Unico di non ritirare l’energia elettrica del contratto pluriennale per l’intero anno 2010 se non in coerenza con la propria previsione dei costi medi di approvvigionamento. Pur avendo tale facoltà, l’Acquirente Unico a fine anno ha confermato di voler ritirare l’energia elettrica oggetto del contratto pluriennale.

Certificati verdi

L’art. 27, commi 18 e 19, della legge n. 99/2009 (c.d. “Legge Sviluppo”) trasferisce - a decorrere dal 2011 - l’obbligo di immissione di una quota di energia rinnovabile nel sistema elettrico nazionale, di cui all’art. 11, commi 1 e 2, del decreto legislativo n. 79/99, dai soggetti produttori o importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili ai soggetti che concludono con Terna uno o più contratti di dispacciamento in prelievo. La legge n. 166 del 20 novembre 2009 con l’articolo 7 comma 2 bis ha successivamente prorogato tale trasferimento al 2012. Il Ministro dello Sviluppo Economico dovrà definire con apposito decreto, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore della legge n. 99/2009, le modalità attuative e gli incrementi della quota d’obbligo sulla base degli effetti del trasferimento e coerentemente con gli impegni di sviluppo delle fonti rinnovabili a livello nazionale e comunitario.

Mercato

Decreto “Tariffa sociale”

A seguito del Decreto interministeriale del 28 dicembre 2007 che definisce i criteri per l’applicazione della nuova tariffa sociale per la fornitura di energia elettrica per i clienti domestici in condizioni di disagio economico e per quelli che utilizzano apparecchiature elettromedicali “salvavita”, l’AEEG, con la delibera ARG/elt n. 117/08, ha definito le modalità applicative della stessa prevedendo il riconoscimento in bolletta di una componente tariffaria compensativa. La compensazione riconosciuta (per i clienti in stato di disagio economico da 60 euro a 135 euro per il 2008, da 58 euro a 130 euro per il 2009, da 56 euro a 124 euro per il 2010) è finanziata mediante la nuova componente tariffaria “A_S”.

Per quanto riguarda la fornitura di gas naturale, dal 1° gennaio 2009, l’art. 3 del Decreto Legge “Anti - crisi” stabilisce l’introduzione di una compensazione della spesa per le famiglie economicamente svantaggiate. La compensazione riconosciuta è differenziata per zone climatiche, nonché parametrata al numero dei componenti della famiglia, e implica una riduzione della spesa (al netto delle imposte) indicativamente del 15%.

Con la delibera ARG/gas n. 88/09, l’AEEG ha definito le modalità applicative della stessa, prevedendo il riconoscimento in bolletta di una componente tariffaria compensativa per i clienti domestici che hanno sottoscritto direttamente un contratto di fornitura di gas naturale, mentre per quelli che usufruiscono di impianti centralizzati di riscaldamento e non hanno un contratto diretto di fornitura, il bonus sarà erogato attraverso un bonifico intestato al beneficiario. La compensazione riconosciuta (per le famiglie fino a quattro componenti: da 25 euro a 160 euro nel 2009 e da 26 euro a 164 euro nel 2010; per le famiglie di oltre quattro componenti: da 40 euro a 230 euro nel 2009 e da 41 euro a 235 euro nel 2010) è finanziata mediante la nuova componente tariffaria “Gs”.

Energia elettrica

Liberalizzazione del servizio di vendita

In esito alle aste per l’assegnazione del servizio di salvaguardia per il periodo 2009-2010, su un totale di dodici aree partecipanti alla gara, Enel Energia si è aggiudicata le aree del centro-sud già servite nel 2008 (a eccezione di Toscana, Umbria e Marche), nonché le aree del Piemonte, della Valle d’Aosta, della Liguria e della Lombardia, servite nel 2008 da un altro operatore. Il valore medio del premio offerto da Enel Energia nelle 8 aree aggiudicate è di circa 21,5 euro/MWh.

Per il 2009 l’AEEG ha previsto alcune novità regolatorie a tutela del contratto di trasporto fra distributore ed esercente la salvaguardia. In particolare, ha previsto l’introduzione del principio di copertura dei crediti in capo ai distributori per possibili inadempienze del contratto di trasporto da parte dell’esercente la salvaguardia (delibera ARG/elt n. 143/08) e l’obbligo per gli aggiudicatari delle aste del servizio di salvaguardia di versare un ammontare pari almeno al 90% della somma degli importi richiesti dalle imprese distributrici nelle aree territoriali di competenza (delibera ARG/elt n. 146/08).

Con delibera ARG/elt n. 112/09 l’AEEG ha stabilito gli obblighi informativi in capo agli esercenti la maggior tutela (e le relative tempistiche) ai fini dell’applicazione obbligatoria, a partire dal 1° aprile 2010, dei corrispettivi biorari ai clienti domestici con misuratore riprogrammato per fasce. Con successive delibere, l’AEEG ha prorogato il termine per l’applicazione dei corrispettivi biorari fino al 1° luglio 2010 (ARG/elt n. 177/09) e ha sospeso parte degli obblighi informativi per migliorare il contenuto delle comunicazioni e per tener conto di ulteriori esigenze segnalate dalle associazioni dei consumatori.

Con la delibera ARG/elt n. 188/09 l’AEEG ha avviato un procedimento per l’adozione di misure volte a reintegrare i crediti inesatti, non altrimenti recuperabili, maturati dagli esercenti che hanno erogato il servizio di salvaguardia nel periodo transitorio (fino al 30 aprile 2008). L’AEEG ha inoltre pubblicato un documento di consultazione nel quale vengono proposti meccanismi di reintegrazione dei crediti maturati esclusivamente in tale periodo, al netto quindi di eventuali extramargini conseguiti nello stesso periodo dai singoli esercenti.

Con la delibera ARG/elt n. 191/09 l’AEEG ha adottato una serie di misure volte a ridurre il rischio creditizio degli esercenti l’attività di vendita. In particolare, l’AEEG ha previsto il raddoppio dei livelli attuali del deposito cauzionale versato dai clienti serviti in maggior tutela nonché, nei casi di rientro in maggior tutela, la facoltà per gli esercenti di non erogare la fornitura fino al pagamento del credito pregresso. Con la stessa delibera l’AEEG ha, inoltre, istituito un sistema – da implementare nel corso del 2010 - che garantisce un indennizzo al venditore uscente in caso di mancato incasso delle ultime fatture a seguito di switching da parte del cliente.

Tariffe e aggiornamenti tariffari

Con le delibere ARG/elt n. 190/08 e n. 191/08 l’AEEG ha definito le condizioni economiche per il servizio di maggior tutela per il primo trimestre 2009 che implicano, per il cliente domestico tipo (consumo 2.700 kWh e potenza impegnata 3 kW), una tariffa finale di circa 171,5 euro/MWh, con una riduzione del 5,1% rispetto al trimestre precedente. In particolare la componente PED, a copertura dei costi di approvvigionamento e dispacciamento, è stata fissata a 97,27 euro/MWh con una diminuzione di circa 15 euro/MWh. L’AEEG ha inoltre introdotto la componente PPE a copertura degli squilibri del sistema di perequazione relativi al 2008 posta pari a 5,25 euro/MWh, mantenendo, al contempo, la componente UC1, ridotta a 1,5 euro/MWh, a copertura del deficit di perequazione residuo relativo agli anni 2006 e 2007. Inoltre, al fine di accelerare il recupero dei crediti di perequazione da parte delle imprese di vendita esercenti il servizio di maggior tutela, la delibera n. 190/08 ha previsto che il corrispettivo PPE venga trattenuto da queste ultime a titolo di acconto sui pagamenti definitivi da parte di Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico.

Con la delibere ARG/elt n. 35/09 e n. 36/09 l’AEEG ha definito le condizioni economiche per il servizio di maggior tutela per il secondo trimestre 2009 che implicano per il cliente domestico tipo una tariffa finale di circa 168 euro/MWh, con una riduzione del 2% rispetto al primo trimestre 2009. In particolare la componente PED, pari a 93,45 euro/MWh, si è ridotta di circa 3,8 euro/MWh.

L’AEEG ha inoltre adeguato, rispetto al trimestre precedente, la componente DISP_BT aumentando il gettito tariffario a copertura dei costi di commercializzazione della vendita per gli esercenti la maggior tutela; ciò in considerazione delle informazioni raccolte presso gli operatori che hanno evidenziato un livello di svalutazione crediti superiore a quello riflesso in tariffa. Per il 2008, tali maggiori ricavi sono riconosciuti nell’ambito del meccanismo di compensazione previsto dalla delibera ARG/elt n. 25/08 (introdotto per colmare eventuali squilibri tra i ricavi a copertura dei costi di commercializzazione della vendita – riconosciuti ex ante tramite il corrispettivo RCV – e i costi effettivi). Per il 2009, invece, il riconoscimento dei maggiori ricavi avviene direttamente attraverso il corrispettivo RCV, incrementato a partire dal 1° aprile 2009 per tener conto dei maggiori oneri relativi alla svalutazione dei crediti.

Con le delibere ARG/elt n. 78/09 e n. 80/09 l’AEEG ha definito le condizioni economiche per il servizio di maggior tutela per il terzo trimestre 2009 che implicano per il cliente domestico tipo una tariffa finale di circa 166 euro/MWh, con una riduzione dell’1% rispetto al precedente trimestre. In particolare la componente PED, pari a 90,5 euro/MWh, si è ridotta di circa 3 euro/MWh, mentre la componente A3 destinata a incentivare la produzione da fonti rinnovabili e assimilate, pari a circa 8 euro/MWh, si è incrementata di circa 1 euro/MWh.

Con le delibere ARG/elt n. 132/09 e n. 133/09 l’AEEG ha definito le condizioni economiche per il servizio di maggior tutela per il quarto trimestre 2009, confermando per il cliente domestico tipo una tariffa finale di circa 166 euro/MWh.

Con le delibere ARG/elt n. 205/09 e n. 211/09 l’AEEG ha definito le condizioni economiche per il servizio di maggior tutela per il primo trimestre 2010. La tariffa finale per il cliente domestico tipo è pari a 162,6 euro/MWh, con una riduzione del 2,2% rispetto al precedente trimestre. In particolare, la componente PED, pari a 89,83 euro/MWh, è stata ridotta di 0,6 euro/MWh; la componente PPE, pari a 1,5 euro/MWh, è stata ridotta di 3,7 euro/MWh; la componente UC1, pari a 3,02 euro/MWh, è stata incrementata di 1,5 euro /MWh. L’AEEG ha inoltre incrementato la componente A3 di 0,8 euro/MWh, fissandola a 8,9 euro/MWh, e ridotto di 0,3 euro/MWh la componente A4 per il finanziamento dei regimi tariffari speciali fissandola a 0,73 euro/MWh.

Regole per la cessione dell’energia CIP 6 da parte del Gestore dei Servizi Elettrici

Con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 25 novembre 2008 sono state definite le modalità di assegnazione dell’energia CIP6 al mercato per l’anno 2009, prevedendo un prezzo per il primo trimestre pari a 78 euro/MWh e mantenendo inalterata la formula di aggiornamento in corso d’anno. La quantità complessivamente assegnabile è scesa a 4.300 MW, di cui il 20% è destinata all’Acquirente Unico in qualità di fornitore del mercato tutelato. I prezzi dell’energia prodotta da impianti CIP6, aggiornati con la suddetta formula, sono stati per il secondo, terzo e quarto trimestre 2009 rispettivamente pari a 65,87 euro/MWh, 48,45 euro/MWh e 56,86 euro/MWh.

Il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 27 novembre 2009 che disciplina le regole per la cessione dell’energia CIP6 per l’anno 2010 prevede una quantità assegnabile complessiva pari a 4.100 MW, di cui il 17% destinata all’Acquirente Unico in qualità di fornitore del mercato tutelato, e un prezzo per il primo trimestre pari a 57 euro/MWh.

L’energia assegnata verrà ridotta in maniera proporzionale in caso di risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6/92 da parte dei produttori che aderiranno volontariamente ai meccanismi previsti in attuazione dell’articolo 30 comma 20 della legge n. 99/09.

Istruttorie e indagini conoscitive

Con la delibera VIS n. 93/09 l’AEEG ha avviato un’istruttoria formale nei confronti di Enel Energia e altre quattro imprese di vendita per accertare la violazione di una parte degli obblighi vigenti in materia di trasparenza dei documenti di fatturazione ai clienti serviti sul mercato libero. La conclusione dell’istruttoria è prevista entro il 2010.

Con delibera VIS n. 68/08 l’AEEG ha avviato un’istruttoria conoscitiva in merito a possibili anomalie nell’applicazione della disciplina del servizio di salvaguardia. L’istruttoria è dovuta, in particolare, ad alcune segnalazioni di Exergia (assegnatario delle aste per le aree del Nord per il periodo maggio – dicembre 2008) all’AEEG relative a presunte inadempienze di Enel nella trasmissione di dati anagrafici e nell’attribuzione di punti di prelievo. Con delibera VIS n. 35/09 l’AEEG ha pubblicato le risultanze delle istruttorie che circoscrivono le anomalie verificatesi, evidenziando l’imparzialità di Enel Distribuzione nei confronti degli esercenti la salvaguardia. Attraverso le delibere VIS n. 64/09 e n. 65/09 l’AEEG ha avviato due istruttorie formali per l’adozione di una sanzione amministrativa nei confronti rispettivamente di Enel Servizio Elettrico, per violazione degli obblighi informativi in capo agli esercenti la salvaguardia nel periodo transitorio, e di Enel Distribuzione, per violazione delle tempistiche relative allo switching dei clienti serviti in salvaguardia, nonché per alcune limitate omissioni di carattere informativo. La conclusione di entrambe le istruttorie è prevista nel 2010.

Il 2 ottobre 2008 l’Autorità Garante per la Concorrenza e il Mercato (AGCM) ha avviato un procedimento per presunto abuso di posizione dominante (A/410) nei confronti di Enel Distribuzione, Enel Servizio Elettrico ed Enel SpA. L’AGCM contesta alle due società del Gruppo, attive nel servizio di salvaguardia da luglio 2007 ad aprile 2008, di aver ostacolato l’ingresso di un concorrente (Exergia) su tale mercato. Secondo Exergia, le informazioni fornite dalle suddette società sarebbero risultate erronee, incomplete e in alcuni casi tardive. Allo scopo di giungere alla conclusione anticipata del procedimento le parti hanno presentato impegni consistenti in una serie di misure volte a promuovere la concorrenza nel mercato retail e a consentire una più efficace gestione dei clienti in regime di salvaguardia.

Il 25 giugno 2009 l’AGCM ha deliberato la pubblicazione degli impegni autorizzando il market test, che è stato effettuato nel luglio 2009. Il 10 dicembre 2009, l’AGCM ha chiuso il procedimento senza accertare l’infrazione e rendendo obbligatori gli impegni proposti da Enel Distribuzione, Enel Servizio Elettrico ed Enel SpA.

Il 23 dicembre 2008 l’AGCM ha avviato un procedimento per inottemperanza (IP/49) al provvedimento PS/91 assunto il 4 settembre 2008. L’Autorità contesta a Enel Energia di aver reiterato alcune delle condotte per le quali la stessa società era stata già sanzionata nell’ambito del procedimento PS/91. In particolare, nel periodo compreso fra novembre e dicembre 2008, l’Autorità ha ricevuto segnalazioni di consumatori che contestano l’attivazione di forniture non richieste, alcune delle quali attraverso canale telefonico. Il 14 maggio 2009 l’AGCM ha chiuso il procedimento irrogando a Enel Energia una sanzione pari a 50.000 euro.

Il 22 gennaio 2009 l’AGCM ha chiuso il procedimento PS/491 senza irrogare alcuna sanzione nei confronti di Enel Energia, alla quale si contestava la mancata lettura e verifica dei gruppi di misura e l’emissione di fatture presuntive in relazione ai consumi di energia elettrica non rispondenti a consumi effettivi.

Il 26 marzo 2009 il Tar Lazio ha accolto parzialmente il ricorso proposto da Enel SpA ed Enel Energia contro il provvedimento adottato dall’AGCM a conclusione del procedimento PS/91, considerando che la diffusione pubblicitaria non costituisca una pratica commerciale a sé stante, ma piuttosto risulti integrata nella più ampia pratica di commercializzazione dei prodotti di Enel Energia. L’accoglimento parziale del ricorso ha comportato, di conseguenza, l’annullamento delle due sanzioni irrogate (ciascuna pari a 100.000 euro).

Il 27 maggio 2009 il TAR Lazio ha rimesso all’AGCM, per la ridefinizione degli importi delle sanzioni, il provvedimento PS/1554 con cui il 16 ottobre 2008 l’AGCM aveva condannato Enel Energia SpA ed Enel Servizio Elettrico SpA rispettivamente al pagamento di 225.000 euro e 210.000 euro per pratiche commerciali scorrette. La pratica contestata consisteva nell’addebito di interessi di mora per il pagamento tardivo da parte dei clienti di bollette recapitate quando il relativo termine era già scaduto.

Gas

Testo Integrato Vendita Gas (TIVG) – delibera ARG/gas n. 64/08

L’AEEG ha definito, all’interno del TIVG, il nuovo assetto delle tutele ai clienti finali nel mercato del gas naturale. Dal 1° ottobre 2010 la tutela di categoria, che prevede tra l’altro il riconoscimento di condizioni economiche di fornitura definite dall’AEEG, verrà garantita ai soli clienti domestici e a condomini con almeno un’utenza domestica. La tutela precedentemente garantita ai restanti clienti non ancora passati al mercato libero è stata rimossa, dal 1° ottobre 2009, ai clienti non domestici con consumi maggiori di 200.000 m³/anno e sarà successivamente rimossa, entro il 1° ottobre 2010, agli altri clienti non domestici.

La delibera, inoltre, modifica i criteri di definizione delle componenti di remunerazione dei costi di approvvigionamento di materia prima (CCI) e di commercializzazione al dettaglio (QVD). Pur modificando alcuni fattori della formula di aggiornamento, il valore previsto della componente CCI in seguito a tale modifica è rimasto comunque pressoché invariato. Per quanto riguarda la componente QVD, l’AEEG ha incrementato il valore da 39,4 euro a 43 euro per ogni cliente servito. Inoltre è stata modificata la struttura della componente che da variabile, applicata sui metri cubi di gas consumati, diventa quasi completamente fissa (applicata in maniera uguale per ogni cliente indipendentemente dai volumi consumati). Tale modifica consente da un lato di riflettere meglio nella componente i costi di commercializzazione, pressoché indipendenti dal volume consumato, ma dall’altro comporta l’aumento dei costi sostenuti dai clienti con consumi minori.

Con delibera ARG/gas n. 209/09 l’AEEG ha aggiornato la componente tariffaria del servizio di trasporto (QT) per tenere conto della nuova struttura tariffaria delle tariffe di trasporto gas.

Tariffe e aggiornamenti tariffari

Con la delibera ARG/gas n. 192/08, l’AEEG ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il primo trimestre 2009 fissando un prezzo pari a 79,33 centesimi di euro/m³.

Come disposto dall’articolo 3, comma 8, del decreto legge n. 185/08, al fine di assicurare una riduzione della tariffe in linea con la diminuzione dei prodotti petroliferi, con la stessa delibera l’AEEG ha eliminato la soglia di invarianza da cui dipendono gli aggiornamenti delle condizioni economiche di fornitura.

La soglia infatti stabiliva il rinvio dell’aggiornamento del valore della componente materia prima in caso di variazioni di questa inferiori al 2,5%. La rimozione della soglia a partire dal 1° gennaio 2009 ha determinato una riduzione della componente materia prima nel corso del 1° trimestre 2009 pari all’1,9%.

Con delibera ARG/gas n. 106/09, l’AEEG ha definito il sistema di compensazione degli oneri non altrimenti recuperabili sostenuti dagli esercenti la vendita in conseguenza della rimozione della soglia. Dal meccanismo di compensazione sono però escluse le società di vendita o grossiste verticalmente integrate che si approvvigionano infragruppo. Enel ha presentato ricorso avverso la delibera ARG/gas n. 106/09.

Con delibera ARG/gas n. 40/09 l’AEEG ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il secondo trimestre 2009 definendo un prezzo pari a 73,41 centesimi di euro/m³, con una riduzione del 7,5% rispetto al trimestre precedente. L’aumento della componente a copertura dei costi di trasporto e stoccaggio ha parzialmente compensato la forte diminuzione della componente della materia prima.

Con delibera ARG/gas n. 82/09 l’AEEG ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il terzo trimestre 2009 definendo un prezzo pari a 68,32 centesimi di euro/m³, con una riduzione del 7,7% rispetto al trimestre precedente. In particolare la componente a copertura dei costi della materia prima è stata ridotta di circa il 24%.

Con delibera ARG/gas n. 136/09 l’AEEG ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il quarto trimestre 2009 definendo un prezzo pari a 67,48 centesimi di euro/m³, con una riduzione dell’1,2% rispetto al trimestre precedente. In particolare la componente a copertura dei costi di acquisto della materia prima è stata ridotta di circa il 6,6%.

Nel corso del 2009 si è registrata una riduzione del prezzo del gas per il cliente domestico (consumo 1.400 m³/anno) pari al 15%. La riduzione della componente materia è invece stata pari al 30% ed è attribuibile alla diminuzione del prezzo internazionale dei prodotti petroliferi registrata tra la fine del 2008 e l’inizio del 2009.

Con delibera ARG/gas n. 207/09 l’AEEG ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il primo trimestre 2010, definendo un prezzo pari a 69,34 centesimi di euro/m³, con un incremento del 2,8% rispetto al trimestre precedente. In particolare la componente a copertura dei costi di acquisto della materia prima è stata incrementata del 9,6% rispetto al trimestre precedente.

Fornitore di ultima istanza

La legge n. 99/2009 e il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico (MSE) del 3 settembre 2009 trasferiscono la responsabilità per l’identificazione dei fornitori di ultima istanza all’Acquirente Unico. Con delibera ARG/gas n. 119/09 l’AEEG ha definito la procedura per l’individuazione dei fornitori di ultima istanza di gas naturale. Il 17 settembre 2009, l’Acquirente Unico ha pubblicato la graduatoria, individuando Enel Energia quale fornitore di ultima istanza per l’anno termico 2009/2010 nella macro-area del Nord-Ovest Italia (Piemonte e Liguria) e Sud Italia (Lazio, Marche, Abruzzo, Basilicata, Puglia, Campania, Calabria e Sicilia).

Istruttorie e indagini conoscitive

L’8 settembre 2009 il TAR Lazio ha rigettato il ricorso di Enel Energia avverso il provvedimento AGCM PS/1874 del 3 dicembre 2008. La pratica contestata dall’AGCM consisteva nella mancata lettura e verifica dei gruppi di misura e l’emissione di fatture presuntive in relazione ai consumi di gas non rispondenti ai consumi effettivi e stimati in base a criteri non precisati.

Generazione ed Energy Management

Legge “Anti-crisi” n. 2/09

La Legge n. 2/2009 (c.d. legge “Anti-crisi”) di conversione del decreto legge n. 185/08 del 29 novembre 2008 ha introdotto nuove disposizioni sul mercato elettrico all’ingrosso e sulle tariffe finali. In particolare, l’art. 3 della legge prevede che l’AEEG adotti misure volte ad adeguare i prezzi dell’energia elettrica e del gas naturale all’attuale diminuzione del prezzo del petrolio e attribuisce, sempre all’AEEG, la facoltà di proporre al Governo l’adozione di meccanismi per la promozione della concorrenza nelle zone dove si verificano anomalie di mercato. Lo stesso art. 3 formula alcuni indirizzi per la possibile adozione di un nuovo sistema di definizione dei prezzi di Borsa basato sul riconoscimento al produttore del prezzo offerto da ciascun impianto, in luogo del prezzo definito dall’impianto marginale come avviene nell’attuale sistema.

Ai sensi dell’art. 3, comma 8, della legge n. 2/2009, il 27 febbraio 2009 l’AEEG ha inviato la segnalazione PAS n. 3/09 al Governo, nella quale propone la cessione di capacità virtuale (Virtual Power Plant - VPP) da parte di alcuni operatori al fine di promuovere la concorrenza nella Regione Sicilia e Sardegna. In particolare, per quanto concerne Enel Produzione, la segnalazione suggerisce la cessione di 1.840 MW in Sicilia e di 450 MW in Sardegna.

Coerentemente con il percorso di riforma delineato nell’art.3 del provvedimento, il 29 aprile 2009 il Ministro dello Sviluppo Economico ha emesso un decreto contenente le direttive e le scadenze temporali per la definizione delle nuove regole di mercato. In particolare, il decreto prevedeva che entro il 31 ottobre 2009 il Gestore del Mercati Energetici (GME) dovesse istituire un Mercato Infragiornaliero, in luogo del Mercato dell’Aggiustamento, e adottare misure volte a promuovere lo sviluppo del Mercato a Termine dell’Energia. Il decreto stabilisce inoltre che la riforma del Mercato dei Servizi di Dispacciamento sia attuata entro il 1° gennaio 2010 e rimanda al 1° aprile 2012 l’adozione del nuovo sistema di definizione dei prezzi nel Mercato del Giorno Prima, previe valutazioni annuali, a partire dal 2010, da parte del Ministero dello Sviluppo Economico sul completamento del processo di adeguamento del mercato.

Il 30 settembre 2009, l’AEEG ha inviato al Ministero dello Sviluppo Economico, ai sensi dell’articolo 3, comma 10 ter della legge n. 2/2009, la segnalazione PAS n. 18/09 sul funzionamento dei mercati dell’energia, che contiene numerose proposte per il miglioramento dei mercati, tra le quali: l’emanazione di un decreto per la perfetta efficienza degli impianti; l’adozione di Virtual Power Plant per la Sicilia; e l’introduzione di misure volte a favorire la realizzazione, in particolare al Sud, di piccole centrali idroelettriche di pompaggio.

Con riferimento al mercato del gas naturale, l’AEEG ha proposto nel breve termine: la definizione di nuove procedure di gas release; l’adozione di nuovi servizi di bilanciamento; e la riduzione del numero di ambiti di gara per le nuove concessioni del servizio di distribuzione del gas.

Nel lungo termine l’AEEG ha invece proposto una serie di interventi più strutturali che prevedono il prolungamento a tempo indeterminato dei tetti Antitrust delle importazioni, da ridurre progressivamente fino a un valore corrispondente al 50% dei consumi nazionali di gas su base annua.

Con delibere ARG/elt n. 138/09 e n. 142/09, l’AEEG ha apportato delle modifiche alla delibera n. 111/06 prevedendo l’introduzione di un meccanismo di mutualizzazione del rischio residuo, in capo al Gestore dei Mercati Energetici, finalizzato allo sviluppo del mercato a termine con consegna fisica (MTE). Il meccanismo prevede che, nel caso di costi connessi a crediti non recuperabili per effetto dell’insolvenza di operatori del MTE, il GME debba darne immediata comunicazione all’AEEG che successivamente definirà le modalità di recupero attraverso un apposito corrispettivo.

Legge n. 102/09

La legge n. 102/09 (c.d. legge “Anti-crisi”) di conversione del decreto legge n. 78/09 del 1° luglio 2009 ha introdotto nuovo disposizioni relative al mercato gas.

In particolare l’art. 3 della legge ha previsto l’obbligo di offerta, per chi ha immesso nell’anno termico 2007-2008 nella rete nazionale di trasporto, una quota superiore al 40% del gas naturale complessivamente destinato al mercato nazionale, di un quantitativo di gas pari a 5 miliardi di metri cubi per l’anno termico 2009-2010 a un prezzo fissato dal Ministero dello Sviluppo Economico su proposta dell’AEEG, con riferimento ai prezzi medi dei mercati europei rilevanti e alla struttura dei costi di approvvigionamento del gas sostenuti dal cedente.

Lo stesso art. 3 della legge ha previsto l’introduzione da parte di AEEG di misure di degressività nelle tariffe di trasporto del gas, a valere dall’inizio del prossimo periodo regolatorio, e la fruizione dei servizi di stoccaggio anche ai clienti finali industriali e termoelettrici.

Ai sensi dell’art. 3, comma 1 e 2, il Ministro dello Sviluppo Economico ha avviato la procedura di “gas release” (DM 7 Agosto 2009). Con delibera ARG/gas n. 114/09 l’AEEG ha fissato i termini e le condizioni della procedura concorrenziale per l’offerta sul mercato da parte di Eni di 5 miliardi di metri cubi di gas per l’anno termico 2009/2010 suddivisi in lotti annuali e semestrali. La procedura, a cui Enel non ha partecipato, si è conclusa il 9 settembre 2009 con la vendita sul mercato di circa 1,1 miliardi di metri cubi. I prezzi di aggiudicazione sono stati pari a 20,9 centesimi di euro/m³ per i lotti annuali e a 20,2 centesimi di euro/m³ per i lotti semestrali, in linea con il valore della componente materia prima previsto nello stesso periodo e più alto di circa il 10% rispetto ai principali riferimenti europei.

Ai sensi dell’art. 3, comma 3, lettere b) e c), l’AEEG ha emanato la delibera ARG/gas n. 165/09 con cui si è resa obbligatoria per le imprese di stoccaggio l’offerta, a partire dall’anno termico 2009/2010, di un servizio di bilanciamento agli utenti del trasporto. 

Legge “Sviluppo” n.99/09

L’art. 30, comma 9, prevede l’adozione da parte dell’AEEG - sulla base di indirizzi del Ministro dello Sviluppo Economico – di misure temporanee finalizzate ad ampliare l’offerta di energia elettrica nella regione Sardegna. In particolare, l’AEEG, entro 30 giorni dall’entrata in vigore della legge, deve individuare un meccanismo di mercato per l’acquisizione e la cessione di capacità produttiva virtuale sino alla completa realizzazione delle infrastrutture energetiche di integrazione della rete elettrica sarda con la rete nazionale. Con delibera ARG/elt n. 115/09, l’AEEG ha previsto la cessione di capacità virtuale nel periodo 2010-2014 per un totale rispettivamente di 225 MW per Enel e di 150 MW per E.ON, tramite la stipula di contratti differenziali (a una/due vie a scelta del produttore) riferiti al PUN. L’asta per l’assegnazione dei Virtual Power Plant (VPP), che prevedeva un prezzo minimo di assegnazione definito da Enel, si è svolta il 15 ottobre 2009 si è conclusa con l’assegnazione dell’intera capacità oggetto della cessione.

L’art. 30, comma 6, prevede la revisione entro un anno da parte del Governo dei tetti Antitrust per le attività di importazione e vendita sul mercato finale del gas naturale, la cui scadenza è attualmente fissata al 2010.

L’art. 30, comma 15, attribuisce al Ministro dello Sviluppo Economico la definizione del costo evitato del combustibile (CEC), su proposta dell’AEEG, con cadenza trimestrale e a decorrere dal 2009. Il 24 settembre 2009, con segnalazione PAS n. 16/09, l’AEEG ha quindi inviato al Ministro dello Sviluppo Economico la sua proposta per la definizione dei valori di acconto del CEC per il quarto trimestre 2009; in data 30 settembre 2009 il Ministro ha emanato il decreto per la loro definizione.

L’art. 30, comma 20, prevede che entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore della legge, l’AEEG proponga al MSE meccanismi per la risoluzione anticipata delle convenzioni CIP6. Sulla base delle proposte dell’AEEG inviate al MSE con segnalazione PAS n. 22/09, il 2 dicembre 2009 il Ministro dello Sviluppo Economico ha emanato un decreto contenente:

• la possibilità di risoluzione delle convenzioni CIP6 su base volontaria solo per specifiche categorie di impianti alimentati da fonti assimilate;

• il riconoscimento di un indennizzo, in cambio della risoluzione della convenzione CIP6, inferiore all’ammontare corrispondente alla convenzione stessa e calcolato in base al tipo di impianto e alla durata delle convenzioni, da definirsi con successivo decreto del MSE.

“Mercato dei Servizi di Dispacciamento” (MSD)

A fine 2008, l’AEEG ha introdotto per il 2009 alcune modifiche alla disciplina per il servizio di dispacciamento.

Con la delibera ARG/elt n. 203/08 l’AEEG ha eliminato la possibilità per Terna di presentare le offerte integrative, ha ridotto la franchigia di sbilanciamento delle unità di consumo e ha previsto la loro partecipazione al mercato di aggiustamento.

Con la delibera ARG/elt n. 206/08 l’AEEG ha definito uno schema di incentivazione per Terna relativamente all’approvvigionamento delle risorse sul MSD al fine di contenere gli oneri sui clienti finali. Tale schema si basa sui volumi approvvigionati, individuando come obiettivo di minima efficienza per il 2009 la quantità di risorse approvvigionata nel 2008. Una riduzione dei volumi 2009 fino al 5% rispetto all’obiettivo di minima efficienza comporta un premio fino a un massimo di 20 milioni di euro. A riduzioni maggiori, fino al 13%, corrispondono ulteriori premi, per un importo massimo di 20 milioni di euro.

Al contrario, sono previste delle penalità per l’aumento dei volumi rispetto al valore obiettivo. La penale è nulla per un incremento dei volumi fino al 5%, mentre a incrementi compresi tra il 5% e il 15% corrisponde una penale di massimo 5 milioni di euro.

Ai sensi dell’art. 3, comma 11, della legge n. 2/09, l’AEEG, con delibera ARG/elt n. 52/09, ha ridefinito la disciplina degli impianti essenziali, che è applicata a partire dal 1° gennaio 2010, prevedendo:

• l’individuazione da parte di Terna di impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico e loro raggruppamenti da assoggettare alla nuova disciplina con vincoli di offerta su MGP/MA e MSD;

• la possibilità, per i titolari di impianti essenziali, di essere esentati dal regime amministrato mediante la conclusione di contratti a termine con Terna.

Con la delibera ARG/elt n. 162/09, l’AEEG ha definito i parametri delle due tipologie di contratti a termine, di cui all’art. 65 bis della delibera ARG/elt n. 52/09, che costituiscono le cosiddette “modalità alternative” al regime delle unità essenziali. Enel Produzione ha impugnato la delibera ARG/elt n. 52/09 e in data 13 novembre 2009 ha aderito alle “modalità alternative” al regime degli impianti essenziali, precisando che tale adesione non corrisponde ad acquiescenza alla nuova disciplina degli impianti essenziali.

Con delibera ARG/elt n. 181/09, l’AEEG ha approvato le modifiche al Codice di Rete apportate da Terna in attuazione a quanto disposto dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 29 aprile 2009, per la riforma del Mercato dei Servizi di Dispacciamento, e dalla delibera ARG/elt n. 52/09, per quanto concerne le parti relative alla procedura di selezione degli impianti e/o dei raggruppamenti di impianti essenziali.

Il 23 giugno 2009 si è svolta l’udienza al Consiglio di Stato relativa al ricorso dell’AEEG contro la sentenza del TAR che ha disposto l’annullamento della delibera ARG/elt n. 97/08; la delibera prevedeva l’assoggettamento al regime delle unità essenziali di tutti gli impianti situati in Sicilia e Sardegna e ha avuto vigenza solo per il periodo compreso tra il 13 agosto e il 23 ottobre, giorno in cui è stato pubblicato il dispositivo della sentenza TAR che ha annullato in primo grado la delibera. In data 24 novembre 2009 è stata depositata la sentenza del Consiglio di Stato che ha respinto l’appello promosso dall’AEEG e ha disposto l’avvio di un’istruttoria per la quantificazione dei danni lamentati da Enel Produzione. Con dispositivo del 3 marzo 2010, il Consiglio di Stato ha condannato Terna al risarcimento del danno secondo modalità e termini contenuti nelle motivazioni di prossima pubblicazione.

Misure per fronteggiare l’emergenza gas

La procedura di emergenza climatica, approvata con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 23 novembre 2007, ha definito misure per far fronte alla mancanza di copertura del fabbisogno di gas naturale in caso di eventi climatici sfavorevoli e altre tipologie di emergenze.

A garanzia della sicurezza del sistema gas, nell’ambito della procedura di emergenza, il Ministro dello Sviluppo Economico ha inoltre introdotto, con proprio decreto dell’11 settembre 2007, la procedura relativa all’obbligo di contenimento dei consumi di gas.

Il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 17 dicembre 2009 rivede alcune condizioni di partecipazione all’obbligo di contenimento dei consumi di gas per l’anno termico 2009-2010, confermando per i produttori di energia elettrica la sola partecipazione al contenimento tramite contributo economico per finanziare gli incentivi a favore dei soggetti coinvolti direttamente nella procedura.

La delibera ARG/gas n. 200/09 conferma il valore del corrispettivo per la contribuzione economica già valido nell’anno termico 2008/2009.

Oneri certificati verdi per la fornitura del mercato vincolato nel periodo 2001-2004

Con la delibera ARG/elt n. 26/09, l’AEEG ha riconosciuto a Enel Produzione gli oneri derivanti dall’obbligo di cui all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 per i primi tre mesi dell’anno 2004, calcolati facendo riferimento all’energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili e destinata ai clienti del mercato vincolato nei primi tre mesi dell’anno 2003, in misura pari a oltre 20 milioni di euro.

è attesa l’udienza del Consiglio di Stato sul ricorso in appello presentato dall’AEEG per il riconoscimento a Enel Produzione degli oneri relativi all’acquisto dei certificati verdi per l’energia elettrica destinata alla fornitura del mercato vincolato per l’anno 2003.

In merito al ricorso presentato dall’AEEG al Consiglio di Stato contro la sentenza del TAR sul riconoscimento degli oneri relativi all’acquisto di certificati verdi sostenuti da Enel per la produzione da impianti idroelettrici di pompaggio, in data 4 novembre 2009 il Consiglio di Stato ha emesso un decreto di perenzione per inattività della parte. Con ordinanza del 5 febbraio il Consiglio di Stato ha respinto il ricorso dell’AEEG di opposizione al decreto di perenzione. La sentenza del Tar Lombardia favorevole a Enel Produzione è, pertanto, definitivamente confermata; Enel Produzione sta predisponendo l’istanza per ottenere il rimborso spettante.

Istruttorie e indagini conoscitive

Con la delibera VIS n. 3/09 l’AEEG ha avviato un’istruttoria formale per valutare le dinamiche di formazione dei prezzi degli ultimi mesi del 2008 nel mercato dell’energia elettrica con specifico riferimento alla zona della Regione Sicilia. Con la delibera VIS n. 82/09 del 5 agosto 2009 l’AEEG ha chiuso l’istruttoria e ha inviato la relazione tecnica contenente gli esiti all’Autorità Antitrust per le valutazioni e gli interventi di propria competenza.

Disciplina importazione di energia elettrica per l’anno 2010

Il decreto del 18 dicembre 2009 del Ministro dello Sviluppo Economico disciplina le modalità di importazione ed esportazione di energia elettrica valevoli per l’anno 2010. La capacità di interconnessione con l’estero verrà assegnata attraverso procedure concorsuali e in maniera congiunta dai diversi operatori di rete interessati. Il decreto disciplina anche le riserve sulla capacità d’interconnessione con la Svizzera in ottemperanza ad accordi internazionali e per consentire l’esecuzione del contratto pluriennale. I proventi derivanti dalle procedure concorsuali verranno destinati, per la quota parte spettante a Terna, a salvaguardare l’economicità delle forniture per i clienti finali attraverso la riduzione dei corrispettivi di dispacciamento.

Emission Trading

Nel corso del 2009 le emissioni prodotte da Enel Produzione sono state pari a 37,2 Mton, a fronte di quote assegnate gratuitamente dal Piano Nazionale di Allocazione per lo stesso periodo di competenza pari a circa 38 Mton.

Tariffe di trasporto e misura gas – nuovo periodo regolatorio

Con la delibera ARG/gas n. 184/09 l’AEEG ha definito le tariffe per il servizio di trasporto e di misura relative al periodo 2010-2013. È stato confermato il meccanismo di incentivo per i nuovi investimenti applicato nel precedente periodo regolatorio. La ripartizione capacity-commodity, che definisce i costi degli operatori al variare del quantitativo di gas trasportato in rete, è passata da un rapporto medio (costi fissi/costi variabili) di 70%-30%, uguale per tutte le imprese di trasporto, a un rapporto dipendente dalla struttura dei costi effettivamente riconosciuti a ciascuna impresa.

L’AEEG ha confermato il modello tariffario del periodo regolatorio precedente, che prevede l’applicazione di tariffe differenziate in funzione dei punti di ingresso e uscita della rete impegnati dagli utenti. Inoltre ha ridotto il numero delle aree in modo da renderle coerenti con gli ambiti definiti per le tariffe di distribuzione gas.

Sempre con la stessa delibera l’AEEG ha inoltre definito il quadro generale delle responsabilità e degli obblighi del processo di misura del trasporto, affidando alla più importante impresa di trasporto il ruolo di vigilanza e coordinamento per l’attività di metering (installazione e manutenzione) su tutti i punti della rete. A partire dal 2011 i costi relativi al servizio di misura saranno scorporati dalle tariffe di stoccaggio, rigassificazione e distribuzione.

Con delibera ARG/gas n. 192/09, l’AEEG ha definito le nuove modalità di allocazione agli utenti di tutte le partite di gas non oggetto di misura sulla rete di trasporto, tra cui rientra anche il gas non contabilizzato (GNC). I quantitativi di GNC a livello nazionale saranno determinati annualmente dall’AEEG. Per il 2010 tali quantitativi sono pari a circa 250 milioni di m³. Con delibera ARG/gas n. 198/09, l’AEEG ha approvato le tariffe di riferimento per l’anno 2010.

Borsa del gas e mercato giornaliero del bilanciamento

La legge n. 99/09 del 23 luglio 2009 ha previsto l’affidamento entro febbraio 2009 al GME della gestione economica del mercato del gas naturale (borsa gas) secondo una disciplina predisposta dal GME stesso e approvata dal Ministero dello Sviluppo Economico.

Criteri di allocazione

Con delibera ARG/gas n. 62/09 l’AEEG ha avviato un procedimento per la revisione dei criteri di allocazione dei quantitativi di gas tra gli utenti dei punti di riconsegna del sistema di trasporto. In attesa delle risultanze è stata prorogata al 30 settembre 2010 l’attuale procedura che prevede la comunicazione da parte delle imprese di distribuzione alle imprese di trasporto dei soli prelievi misurati e stimati su base mensile.

Obblighi di offerta al Punto di Scambio Virtuale (PSV) di quote di gas importato

Il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 19 marzo 2008 aveva definito per gli importatori le modalità di cessione presso il mercato regolamentato di quote di gas prodotto in Paesi non appartenenti all’Unione Europea. Con la delibera ARG/gas n. 108/09 l’AEEG ha definito le modalità di offerta presso il PSV (Punto di Scambio Virtuale) delle quote di gas soggette a obbligo di offerta per i mesi da ottobre 2009 a marzo 2010 e i lotti annuali. La quota di Enel complessivamente offerta al PSV per l’anno termico 2009/2010 è di circa 50 milioni di m³. La procedura d’asta per i quantitativi dei lotti invernali si è conclusa il 24 settembre 2009 senza l’assegnazione di nessuno dei lotti offerti in quanto i prezzi offerti sono risultati inferiori ai prezzi minimi di vendita fissati da Enel Trade.

Infrastrutture e Reti

Separazione funzionale e contabile

Con la delibera n. 11/07 l’AEEG ha approvato il Testo Integrato delle disposizioni in merito agli obblighi di separazione amministrativa e contabile (unbundling) per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica e del gas. Il provvedimento integra e modifica le precedenti regole di separazione contabile e amministrativa stabilendo regole di separazione funzionale al fine di garantire, tra l’altro, l’indipendenza del management che gestisce le infrastrutture essenziali.

Con la delibera ARG/com n. 132/08, l’AEEG ha pubblicato le linee guida per la definizione del programma degli adempimenti, che, secondo quanto previsto dalla delibera n. 11/07, deve essere predisposto dagli Amministratori indipendenti delle società oggetto di separazione funzionale. Con tale delibera l’Autorità ha fissato le scadenze per adempiere alle disposizioni in materia di unbundling, tra cui la verifica della sussistenza dei requisiti di indipendenza previsti per gli Amministratori, la predisposizione della struttura organizzativa e gestionale e la definizione delle regole di governance.

In ottemperanza alle disposizioni in materia di unbundling, il 16 aprile 2009 è stata varata la separazione funzionale di Enel Distribuzione. In particolare, si è provveduto a individuare i nuovi componenti del Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione, a verificare la sussistenza dei requisiti di indipendenza previsti per alcuni dei suoi membri, e a definire le regole di governance e la struttura organizzativa e gestionale.

L’AEEG, a seguito di una serie di pronunciamenti emessi dal Consiglio di Stato in materia di separazione funzionale, ha recentemente pubblicato un documento di consultazione in cui si prevede l’annullamento della delibera n. 132/08, l’estensione ai dirigenti “apicali” dei requisiti di indipendenza già definiti con la delibera n. 11/07, nonché la fissazione di un nuovo termine per l’invio del programma degli adempimenti.

Efficienza energetica

L’AEEG con delibera EEN n. 21/09 ha aggiornato il contributo tariffario dei TEE per il 2010, attualmente pari a 88,92 euro/Tep, definendo un valore pari a 92,22 euro/Tep in base a un meccanismo inversamente legato all’andamento dei valori medi annuali delle tariffe domestiche di elettricità e gas e del prezzo del gasolio per autotrazione. L’aggiornamento avviene in diminuzione o in aumento nel caso in cui si siano registrati rispettivamente aumenti e riduzioni del valore medio nel corso dell’anno precedente.

Con la delibera EEN n. 24/09 l’AEEG ha verificato il conseguimento dell’obiettivo 2008 da parte dei distributori obbligati e stabilito l’erogazione del contributo tariffario da parte di Cassa Conguaglio per il settore elettrico. In particolare a Enel Distribuzione saranno erogati 93 milioni di euro a seguito del conseguimento del 90% dell’obiettivo (1,04 milioni di tep), mentre Enel Rete Gas otterrà 12,6 milioni di euro per il raggiungimento del 100% del proprio obiettivo (0,126 milioni di tep).

La delibera EEN n. 25/09 del 21 dicembre 2009 ha definito gi obiettivi specifici di efficienza energetica dei distributori per il 2010. A Enel Distribuzione è stato assegnato un obiettivo di risparmio energetico pari a 2 milioni di tep (circa il 50% del totale nazionale) con un incremento del 30% rispetto al 2009, in linea con la crescita degli obiettivi nazionali.

L’Autorità ha respinto due richieste avanzate da Enel.si relativamente alla certificazione di risparmi energetici ottenuti attraverso iniziative di efficienza energetica relative alla distribuzione gratuita di lampade fluorescenti compatte (LFC) a clienti finali domestici svolte nel periodo 2007 e primo semestre 2008. Enel.si ha presentato ricorso al TAR avverso le decisioni di rigetto dei progetti.

Energia elettrica

Tariffe di distribuzione

Con la delibera ARG/elt n. 188/08 del 19 dicembre 2008, l’AEEG ha aggiornato le tariffe di trasmissione, distribuzione e misura per l’anno 2009. In particolare, la tariffa media unitaria di distribuzione e misura è stata incrementata del 2,6% rispetto al 2008. Tale aggiornamento è stato effettuato secondo nuovi criteri, definiti in occasione dell’avvio del periodo regolatorio 2008-2011, che prevedono un X-factor dell’1,9%, applicato solo sulla componente costi operativi e sulle componenti ammortamento e remunerazione del capitale, aggiornate sulla base del deflatore degli investimenti fissi lordi e dei nuovi investimenti. Nel precedente periodo regolatorio l’X-factor, pari al 3,5%, era applicato sulle componenti costi operativi e ammortamenti, mentre l’aggiornamento per tener conto dei nuovi investimenti era previsto solo sulla componente remunerazione del capitale.

Con la delibera ARG/elt n. 31/09 del 18 marzo 2009 l’AEEG ha definito le modalità di trasferimento a partire dal 1° aprile 2009 dalle tariffe di distribuzione a quelle di trasmissione dei ricavi afferenti le linee di distribuzione in alta tensione cedute a Terna. In particolare la delibera ha previsto il trasferimento dei ricavi a copertura dei costi diretti, lasciando in capo a Enel Distribuzione i ricavi relativi alle extra efficienze realizzate in passato e trattenute grazie al meccanismo del profit sharing. I ricavi a copertura dei costi diretti afferenti le linee in questione sono stati quantificati dall’Autorità in via preliminare e pro-forma per il 2008 in 129 milioni di euro.

Con la delibera ARG/elt n. 203/09 del 29 dicembre 2009, l’AEEG ha aggiornato le tariffe di distribuzione e misura per l’anno 2010. In particolare, la tariffa media unitaria è stata incrementata del 3,1% rispetto al 2009.

Con la medesima delibera, al fine di compensare gli effetti della crisi economica, l’AEEG ha introdotto un meccanismo a garanzia del livello dei contributi di allacciamento a forfait. Il meccanismo – con adesione facoltativa entro il 31 marzo 2010 – consiste in una perequazione tra il valore dei contributi che saranno incassati nel 2010 e nel 2011 e il livello del 2006, preso a riferimento per la fissazione delle tariffe del terzo periodo regolatorio, opportunamente aggiornato con il price-cap.

Continuità del servizio

Con delibera ARG/elt n. 76/09, l’AEEG ha modificato la disciplina relativa al metodo statistico per lo scorporo delle interruzioni dovute a “forza maggiore” dagli indicatori di continuità del servizio. In base al nuovo meccanismo, tutte le interruzioni che si verificano in “periodi perturbati” non sono computate nel calcolo dei suddetti indicatori, con un conseguente miglioramento degli indicatori di qualità del servizio che dovrebbe riflettersi in un beneficio per Enel Distribuzione pari a circa 95 milioni di euro nel biennio 2008-2009. Tale delibera inoltre differisce dal 30 novembre 2009 al 31 marzo 2010 il termine per l’accertamento e la pubblicazione, da parte di AEEG, dei recuperi di continuità del servizio relativi al 2008 e dei conseguenti premi o penali. Con successivo provvedimento (delibera ARG/elt n. 151/09) l’AEEG, al fine di garantire la coerenza tra le nuove modalità di scorporo delle interruzioni non attribuibili alla responsabilità del gestore di rete e le modalità di calcolo dei livelli tendenziali di continuità del servizio per il 2008-2011, ha proceduto alla ridefinizione di questi ultimi (già determinati con la delibera ARG/elt n. 168/08).

Istruttorie e indagini conoscitive

Con delibera n. 237/06 l’AEEG aveva avviato un’istruttoria formale (poi rinnovata con delibera n. 314/07) nei confronti di Enel Distribuzione per aver disatteso l’obbligo di effettuare almeno un tentativo annuo di lettura dei consumi dei clienti con potenza impegnata fino a 30 kW, previsto dalla delibera n. 200/99. Con delibera VIS n. 22/09 l’AEEG, a conclusione dell’istruttoria nel corso della quale Enel ha dimostrato, con evidenza documentale, l’attuazione di tutti gli impegni assunti a favore dei clienti finali per l’eliminazione o l’attenuazione delle conseguenze delle violazioni contestate, ha sanzionato Enel Distribuzione per un importo pari a circa 2 milioni di euro.

Con la delibera VIS n. 12/08 l’AEEG ha avviato un’istruttoria formale nei confronti di Enel Distribuzione per i ritardi nell’erogazione del servizio di connessioni alle reti degli impianti di generazione, riscontrati nel corso dell’indagine conoscitiva conclusa con la delibera VIS n. 8/08. La chiusura dell’istruttoria, inizialmente prevista per il mese di ottobre 2008, è stata prorogata al fine di permettere alle imprese distributrici interessate di evidenziare le iniziative intraprese meritevoli di apprezzamento. Con delibera VIS n. 140/09 l’AEEG, in seguito a una valutazione positiva delle iniziative intraprese da Enel Distribuzione e dello sforzo organizzativo per migliorare la gestione delle connessioni degli impianti di produzione, ha comminato una sanzione di circa un milione di euro.

Con la delibera VIS n. 171/09 l’AEEG ha avviato un’istruttoria formale nei confronti di Terna e di nove società distributrici, compresa Enel Distribuzione, per accertare la violazione delle disposizioni in materia di erogazione dei servizi di trasmissione, dispacciamento e misura dell’energia elettrica e irrogare le relative sanzioni amministrative pecuniarie. Tale provvedimento fa seguito all’istruttoria conoscitiva relativa alle anomalie riscontrate nella determinazione delle partite di energia elettrica prelevata dalla Rete di Trasmissione Nazionale e non correttamente attribuita agli utenti del dispacciamento, avviata con la delibera n. 177/07 e chiusa con la delibera VIS n. 168/09.

Gas

Tariffe di distribuzione

Con la delibera ARG/gas n. 159/08 l’AEEG ha definito le metodologie di determinazione delle tariffe gas per il nuovo periodo regolatorio 2009-2012. La parte delle tariffe a copertura dei costi operativi è definita sulla base di valori unitari funzione della dimensione dell’impresa e della densità dei clienti, mentre la parte a copertura dei costi di capitale è definita sulla base dei valori patrimoniali delle singole imprese. Per la determinazione della Regulatory Asset Base (RAB) è stato esteso il criterio del costo storico rivalutato a tutti gli ambiti tariffari, superando il criterio parametrico vigente nel precedente periodo regolatorio. In assenza di dati puntuali del costo storico relativo ad acquisizioni precedenti all’anno 2004, si tiene conto del valore dei cespiti iscritti a bilancio.

Con delibera ARG/gas n. 79/09 l’Autorità ha pubblicato le nuove tariffe obbligatorie di distribuzione che saranno in vigore dal 1° luglio 2009, con una struttura articolata su sei ambiti tariffari in luogo degli oltre duemila ambiti precedenti.

A valle della chiusura dell’indagine conoscitiva avviata lo scorso giugno al fine di verificare le informazioni trasmesse dai distributori, l’AEEG, con delibera ARG/gas n. 197/09, ha pubblicato le tariffe di riferimento per il 2009, mentre con delibera ARG/gas n. 206/09 ha aggiornato le tariffe di riferimento per l’anno 2010.

Energie Rinnovabili

Sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

Il 5 febbraio 2009 il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) ha reso noto agli operatori il prezzo di riferimento dei certificati verdi (CV) per l’anno 2009: 88,66 euro/MWh, pari alla differenza tra il valore di riferimento, fissato in sede di prima applicazione dalla Finanziaria 2008, pari a 180 euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica registrato nel 2008, definito dall’AEEG con la delibera ARG/elt n. 10/09.

Inoltre, il GSE ha reso noto il prezzo di ritiro garantito (entro giugno 2009) dei CV rilasciati per le produzioni riferite agli anni 2006, 2007 e 2008 (a eccezione di quelli relativi a impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento) al prezzo di 98 euro/MWh. Esso corrisponde al prezzo medio ponderato delle contrattazioni di CV registrate sul mercato del GME (Gestore del Mercato Elettrico) nel triennio 2006-2008.

Rendita idroelettrica e geotermoelettrica

Con delibera ARG/elt n. 63/09, l’AEEG ha determinato il livello dei costi fissi di sette impianti geotermici nella titolarità di Enel Green Power e ha disposto che la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico provveda alla determinazione della quota parte della rendita idroelettrica e geotermoelettrica relativa all’anno 2001 da restituire alla suddetta società, a causa del maggior costo fisso sostenuto rispetto a quello medio previsto dalla tariffa, fissata pari a 3,4 milioni di euro.