Parlamento – Legge sulla concorrenza – SDC Sistemi di distribuzione chiusi

AS 2085 recante «Legge annuale per il mercato e la concorrenza»

La presente legge reca disposizioni finalizzate a rimuovere ostacoli regolatori all’apertura dei mercati, a promuovere lo sviluppo della concorrenza e a garantire la tutela dei consumatori, anche in applicazione dei princìpi del diritto dell’Unione europea in diversi settori dell’economia, nonché delle politiche europee in materia di concorrenza;

INDUSTRIA, COMMERCIO, TURISMO    (10ª) 

Trattazione in Commissione

264ª Seduta (antimeridiana) di martedì 2 agosto 2016

AGCM – AS1288 – NORMATIVA IN MATERIA DI SISTEMI DI DISTRIBUZIONE CHIUSI

… omissis …

Il relatore Luigi MARINO (AP (NCD-UDC)) invita i proponenti a ritirare gli emendamenti 34.0.1, 34.0.2 e 34.0.3 e a trasformarli in un ordine del giorno che impegni il Governo ad assumere adeguate iniziative per rendere chiaro e coerente il quadro normativo in materia di sistemi di distribuzione chiusi con le direttive comunitarie e in accordo agli obiettivi comunitari di efficienza energetica, innovazione tecnologica delle reti e di lotta ai cambiamenti climatici, nonché a tenere conto, nella definizione organica del quadro normativo, dell’evoluzione in atto, anche in considerazione dei procedimenti aperti con la Commissione europea, sull’allocazione degli oneri generali di sistema,  in un contesto di progressivo sviluppo della generazione distribuita e dell’autoproduzione  e di mantenimento di una adeguata equità contributiva.

Il sottosegretario GENTILE dichiara la disponibilità del Governo ad accogliere l’ordine del giorno come prefigurato dal relatore.

Il senatore GIROTTO (M5S) interviene per chiedere le ragioni della richiesta formulata dai relatori e dal Governo.

Il relatore TOMASELLI (PD) chiarisce l’orientamento dei relatori e del Governo sulla regolazione dei sistemi di distribuzione chiusi, secondo il quale il tema dovrà essere affrontato con una norma organica in un altro momento, probabilmente in occasione dell’esame della legge di stabilità. A sostegno di questa posizione evidenzia ragioni, sia di metodo, che di merito. Quanto al metodo, informa che è in corso un confronto tra Governo italiano e Commissione europea finalizzato a individuare una soluzione condivisa tra le parti. Quanto invece al merito, evidenzia le difficoltà della materia e la necessità di ulteriori approfondimenti.

L’emendamento propone, tra l’altro, una semplificazione delle procedure e delle autorizzazioni per la realizzazione di reti elettriche private, alimentate da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento. Fa notare tuttavia che una proliferazione di questi sistemi potrebbe portare a una diminuzione delle entrate relative agli oneri di sistema, con il rischio di un aggravio per gli altri soggetti, il che sarebbe in contrasto con la politica di riduzione dei costi delle bollette per famiglie e imprese.

Pur condividendo la rilevanza del settore delle rinnovabili, cui attribuisce un ruolo decisivo nel futuro energetico del Paese, invita a valutare con prudenza la questione per evitare possibili distorsioni del mercato.

In conclusione, invita i firmatari a ritirare i loro emendamenti e a trasformarli in un ordine del giorno, con i contenuti già richiamati dall’altro relatore.

Il senatore GIROTTO (M5S) dichiara di non volere trasformare l’emendamento 34.0.3 in un ordine del giorno.

Fa quindi notare al senatore Tomaselli che una possibile distorsione del mercato andrebbe invece attribuita agli incentivi alle fonti fossili. Ricorda poi la delibera 539 l’Autorità per l’Energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI), che ha stabilito nuove regole sui corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema, peraltro introducendo una decorrenza retroattiva, a danno degli investimenti nel settore. Infine, giudica infondate le motivazioni addotte dal relatore a sostegno del suo parere, perché le reti private pagano già gli oneri di sistema e la Commissione europea non ha espresso contrarietà in materia di sistemi di distribuzione chiusi.

La senatrice VALDINOSI (PD) condivide l’esigenza, evidenziata dal relatore Tomaselli, di disciplinare la materia – assai rilevante – con una normativa organica, sottolineando al contempo la necessità che il Governo assuma un preciso impegno a intervenire in tempi ravvicinati e che sia garantita la coerenza con il diritto dell’Unione europea; aderisce quindi all’invito dei relatori e ritira l’emendamento 34.0.1, trasformandolo nell’ordine del giorno G/2085/48/10, pubblicato in allegato, che riprende i contenuti suggeriti dai relatori, che il sottosegretario GENTILE dichiara di accogliere.

Con il parere contrario del relatore Luigi MARINO (AP (NCD-UDC)) e del rappresentante del GOVERNO,  gli identici emendamenti 34.0.2 e 34.0.3 sono quindi posti ai voti e respinti.

Il seguito dell’esame è quindi rinviato.

La seduta termina alle ore 13,20.

ORDINI DEL GIORNO ED EMENDAMENTI AL DISEGNO DI LEGGE 

N. 2085

G/2085/47/10VALDINOSI, DI BIAGIO

Il Senato, in sede di esame dell’AS 2085 recante «legge annuale per il mercato e la concorrenza»,

premesso che:

l’articolo 14 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, recante attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, prevede disposizioni in materia di attività di distribuzione del gas naturale;

in tale articolo, l’attività di distribuzione di gas naturale è definita attività di servizio pubblico ed il relativo servizio  è previsto che debba essere affidato esclusivamente mediante gara per periodi non superiori a dodici anni;

gli enti locali che affidano il servizio, anche in forma associata, svolgono attività di indirizzo, di vigilanza, di programmazione e di controllo sulle attività di distribuzione, ed i loro rapporti con il gestore del servizio sono regolati da appositi contratti di servizio, sulla base di un contratto tipo predisposto dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas ed approvato dal Ministero dell’industria, del commercio e dell’artigianato;

tutto ciò premesso,

impegna il Governo

a prevedere, nel primo provvedimento utile, che nell’ambito del contratto tipo fra enti locali e gestore del servizio di distribuzione del gas sia previsto il riconoscimento, da parte del Gestore agli Enti concedenti e/o alla Società delle Reti proprietari degli impianti o di porzioni di essi, di una somma pari all’ammortamento relativo al capitale investito netto.

G/2085/48/10

VALDINOSI

Il Senato, in sede di esame dell’AS 2085 recante «legge annuale per il mercato e la concorrenza»,

tenuto conto:

della direttiva 2009/72/CE relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica ed in particolare dell’articolo 28 “Sistemi di distribuzione chiusi” che classifica questi sistemi come sistemi che distribuiscono energia elettrica all’interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi geograficamente limitati e non riforniscono clienti civili;

del decreto legislativo n° 93 del 2011 di recepimento della succitata direttiva ed in particolare dell’articolo 38, comma 5 che prevede che “i sistemi di distribuzione chiusi sono le reti interne d’utenza così come definite dall’articolo 33 della legge 23 luglio 2009, n. 99 nonché le altre reti elettriche private definite ai sensi dell’articolo 30, comma 27, della legge n. 99 del 2009”;

della delibera dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico numero 539/2015/R/eel Testo Integrato dei Sistemi di Distribuzione Chiusi;

della legge 25 febbraio 2016, n. 21 “Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 30 dicembre 2015, n. 210: Proroga di termini previsti da disposizioni legislative (milleproproghe)” ed in particolare dell’articolo 3, comma 2 lettera b in merito alla modifica della struttura delle componenti tariffarie relative agli oneri generali di sistema elettrico applicate ai clienti non domestici;

della segnalazione dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico al Governo e al Parlamento del 17 luglio 2014;

della segnalazione dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato del 27 luglio 2016;

impegna il Governo a:

valutare l’opportunità di assumere adeguate iniziative per rendere chiaro e coerente il quadro normativo in materia di sistemi di distribuzione chiusi con le direttive comunitarie, rispetto al contesto attuale nel quale le attività di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica sono assegnate su concessione sul territorio nazionale con obblighi di qualità del servizio fissati dall’Autorità di regolazione, e in accordo agli obiettivi comunitari di efficienza energetica, innovazione tecnologica delle reti e di lotta ai cambiamenti climatici;

valutare l’opportunità di tenere conto, nella definizione organica del quadro normativo, dell’evoluzione in atto, anche in considerazione dei procedimenti aperti con la Commissione Europea, sull’allocazione degli oneri generali di sistema,  in un contesto di progressivo sviluppo della generazione distribuita e dell’autoproduzione  e di mantenimento di una adeguata equità contributiva.

… omissis ….

AEEGSI – Modalità di aggiornamento dei registri dei sistemi di distribuzione chiusi (S.D.C.)

Delibera 28 luglio 2016 442/2016/R/eel

Il presente provvedimento definisce le modalità di aggiornamento dei registri dei sistemi di distribuzione chiusi, precisando quali informazioni devono essere rese disponibili, a quali soggetti e con quali tempistiche.

… OMISSIS …

Delibera

1. di prevedere che i soggetti responsabili della gestione di una RIU procedano, entro il 30 settembre 2016, tramite una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, sottoscritta dal legale rappresentante e contenente tutte le informazioni e i documenti di cui all’Allegato A al presente provvedimento, a integrare la documentazione già inviata all’Autorità all’atto della richiesta di inclusione nell’elenco di cui alla Tabella 1 della deliberazione ARG/elt 52/10 ovvero con successive comunicazioni.

In particolare, le informazioni e i documenti di cui al predetto Allegato A devono essere resi in relazione alla situazione in essere alla data del 15 agosto 2009, nonché alla situazione in essere alla data di invio della dichiarazione aggiornata, descrivendo in una relazione le modifiche e variazioni che si sono susseguite tra il 15 agosto 2009 e la data di invio della dichiarazione aggiornata;

2. di prevedere che i soggetti responsabili della gestione di una RIU comunichino le ulteriori modifiche eventualmente intercorse sulla propria RIU nel periodo tra la data di invio della dichiarazione aggiornata di cui al punto 1 e il 31 dicembre 2016 tramite una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, sottoscritta dal legale rappresentante, contenente tutte le informazioni e i documenti di cui all’Allegato A al presente provvedimento sui quali hanno effetto le modifiche intercorse; …

9.9 Entro il 31 dicembre 2017, i soggetti responsabili della gestione di reti interne d’utenza redigono, per ciascuna RIU di cui sono gestori, una relazione tecnica descrittiva che illustra tutte le caratteristiche della medesima rete.

Tale relazione deve:

a) descrivere il perimetro della RIU e gli elementi caratteristici presi a riferimento per l’individuazione del predetto perimetro (muri di cinta, particelle, ecc.);

b) individuare e numerare le singole unità immobiliari afferenti alle particelle catastali (di cui occorre riportare l’elenco) in cui è suddivisibile la RIU e, per ciascuna unità immobiliare, occorre individuare le/la società che operano/opera e descrivere le attività e/o i processi/servizi svolti da ciascuna società;

c) evidenziare le singole UC presenti nella RIU, indicando, per ciascuna di esse, quali sono le unità immobiliari di cui alla lettera b) da cui è composta, le motivazioni che permettono il loro accorpamento in un’unica UC e il codice POD; occorre altresì evidenziare le eventuali UC (con le rispettive unità immobiliari da cui sono costituite) che, pur presenti nel perimetro della RIU, non risultano connesse a essa ovvero, pur essendo connesse a essa, sono utenze della rete pubblica; …

PRATICHE COMMERCIALI SCORRETTE PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI

PRATICHE COMMERCIALI SCORRETTE PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI
UNA SANZIONE DI 640.000 EURO AL GRUPPO GREEN POWER

Una sanzione di 640.000 euro è stata irrogata dall’Antitrust al Gruppo Green Power, per le pratiche commerciali adottate nella vendita di impianti per lo sfruttamento dell’energia solare e la produzione di elettricità e calore: queste sono risultate scorrette in quanto ingannevoli, riguardo agli effettivi risparmi ottenibili dall’installazione e ai legami dell’azienda con il gruppo Enel; e aggressive in quanto limitative del diritto di recesso.

L’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ha ritenuto che la prospettazione di tali impianti come “a costo zero”, in virtù dei risparmi ottenibili e dei ricavi dalla vendita dell’energia prodotta in eccesso, ingannasse il consumatore sulla aleatorietà e sulla distribuzione temporale di tali benefici, a fronte dei pagamenti certi per l’acquisto dell’impianto che spesso avveniva attraverso un finanziamento proposto da società convenzionate con Green Power. E’ emerso inoltre che gli agenti del Gruppo hanno continuato a millantare rapporti con l’Enel, usando anche moduli con il logo di “Enel.sì”, per circa un anno dopo la cessazione di ogni rapporto tra le due aziende.

A giudizio dell’Agcm, infine, Green Power avrebbe ostacolato l’esercizio del diritto di recesso dei consumatori, facendo decorrere i termini dalla firma del modulo contrattuale – che costituisce una proposta – e non dalla sua accettazione: tutto ciò a valle delle verifiche di fattibilità tecnica e quindi della determinazione delle caratteristiche e dei costi effettivi dell’impianto da installare dopo aver ottenuto le autorizzazioni previste. Dagli elementi acquisiti, risulta peraltro che l’impresa non comunicava al consumatore tale accettazione. Per dissuadere i clienti dal recedere dalla proposta, infine, il Gruppo ha previsto una penale pari al 25% del valore dell’impianto.

La sanzione originaria di 680.000 euro, comminata per queste condotte scorrette, è stata ridotta di 40.000 euro a causa dei bilanci in perdita di Green Power.

 

Parlamento – teleriscaldamento e teleraffrescamento – documento finale della Camera

Strategia dell’Unione europea in materia di riscaldamento e raffreddamento. COM(2016) 51 finale.

La Camera dei Deputati nella seduta del 19 luglio ha approvato il documento relativo alla strategia in oggetto.

In particolare le Commissioni ritengono che:

a) occorre dare seguito sul piano concreto alle intenzioni manifestate dalla Commissione europea di favorire la ristrutturazione degli edifici esistenti, puntando, piuttosto che su interventi relativi a singole unità abitative, ad interventi che interessino interi edifici, sia pubblici che privati, che potrebbero assicurare risultati assai più consistenti per le economie di scala. In particolare, appare necessario prevedere misure specifiche volte a facilitare l’adeguamento degli impianti dei condomini, considerato che il 41 per cento della popolazione UE vive in appartamenti e che in Italia la metà delle abitazioni residenziali sono in condominio;

g) appare opportuno migliorare l’affidabilità e soprattutto l’utilità concreta delle certificazioni energetiche degli edifici, che possono tra l’altro diventare un’importante fonte di dati sullo stato del patrimonio edilizio nazionale;

h) occorre sostenere l’autoproduzione e lo stoccaggio di energia da fonte rinnovabile, anche con le opportune misure per favorire lo scambio sul posto pur nel rispetto della giusta condivisione degli oneri di sistema, così da ridurre i costi del sistema dell’energia e contribuire a sostenere ad esempio la domanda di energia per raffrescamento oltre a ridurre le perdite del sistema e rafforzarne la resilienza;

i) al fine di perseguire gli obiettivi di efficienza energetica, di contribuire al miglioramento ambientale e della qualità dell’aria e di contribuire alla riduzione delle emissioni di CO2 nei grandi centri urbani attraverso la riduzione del numero di centrali termiche individuali e condominiali, …

j) occorre promuovere gli interventi di efficientamento e di risparmio energetico nel sistema delle imprese e in particolare delle piccole e medie imprese, … .

Elettricità, il Codacons denuncia l’Autorità per l’energia dopo i rincari

Elettricità, il Codacons denuncia l’Autorità per l’energia dopo i rincari

Mercoledì il Tar della Lombardia ha sospeso l’aumento delle tariffe decise dall’Authority. Da luglio il prezzo dell’elettricità è salito del 4,3%. La causa le strategie anomale di alcuni operatori

di Francesca Basso – Corriere della Sera 

AEEGSI – Stato e prospettive del meccanismo dei titoli di efficienza energetica

Il Rapporto descrive lo stato e le prospettive del meccanismo dei titoli di efficienza energetica, prestando particolare attenzione all’andamento del mercato dei medesimi titoli.

Il presente Rapporto focalizza l’attenzione sugli scambi di titoli afferenti all’anno d’obbligo 2015 (giugno 2015 – maggio 2016), per il quale, con determina del Direttore Mercati dell’Autorità 16 giugno 2016, 11/2016, è stato calcolato il valore del contributo tariffario definitivo.

Per quanto riguarda invece l’offerta dei TEE, nel corso del 2015, per la prima volta, è stata riscontrata una forte diminuzione nel numero di emissioni (le emissioni complessive sono state circa 5 milioni, con una riduzione del 33% rispetto all’anno precedente), sostanzialmente imputabile al settore industriale anche per gli effetti della crisi economica che, nel limitare generalmente i consumi, ha avuto influenza sia sui risparmi energetici derivanti da interventi già effettuati sia sulla realizzazione di nuovi investimenti di efficientamento.

In relazione all’andamento, in termini di prezzo e quantità, dei TEE negoziati nel corso dell’anno d’obbligo 2015, si osserva un marcato aumento dei prezzi riscontrati in borsa tra febbraio 2016 e maggio 2016, con punte superiori a +30 €/TEE rispetto ai prezzi medi dei mesi immediatamente precedenti, non associato tuttavia a particolari picchi di volume (in tali 4 mesi, infatti, sono stati negoziati titoli pari al 48% del totale negoziato in borsa nell’intero anno d’obbligo).

Il costo per la collettività derivante dal meccanismo dei TEE è pari ai riconoscimenti effettuati ai distributori soggetti all’obbligo, a loro volta pari al prodotto tra il numero dei TEE annullati e il contributo tariffario definitivo. Il totale che ne deriva è, quindi, conseguenza dell’entità degli obiettivi di efficienza energetica e delle caratteristiche calmieranti della formula di calcolo del contributo tariffario definitivo sopra richiamata. Tale costo è posto in parte in capo al “Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica” alimentato dalla componente UC7 (applicata alle bollette elettriche) e in parte in capo al “Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale” alimentato dalla componente RE e dalla componente RET (applicate alle tariffe gas).

L’offerta di TEE deriva invece dai risparmi energetici ottenuti tramite progetti realizzati sia dai distributori obbligati che da soggetti volontari. I soggetti volontari inizialmente erano rappresentati solo dai distributori di energia elettrica e di gas naturale non soggetti agli obblighi, dalle società da questi controllate e (specialmente) dalle società di servizi energetici; successivamente la normativa ha ampliato l’insieme dei partecipanti sino a comprendere anche i soggetti che abbiano nominato (volontariamente o per cogenza ex legge 10/91) un energy manager ovvero si siano dotati di un sistema di gestione dell’energia certificato in conformità alla norma ISO 50001. I dati del Gestore dei Servizi Energetici (GSE) riferiti al 2015 indicano che continua a essere del tutto predominante la quantità di richieste presentate dalle società di servizi energetici rispetto alle altre tipologie di utenti, seppure – per quanto riguarda il numero dei soggetti “attivi” – il rapporto tra società di servizi energetici e soggetti “energy manager” si sta riducendo (attualmente è poco superiore a 8), tipicamente per effetto del progressivo aumento della partecipazione diretta da parte dei soggetti che abbiano l’obbligo di nomina dell’energy manager. A partire dalla metà del 2016, inoltre, sono vigenti le disposizioni dell’articolo 7, commi 2 e 3, del decreto interministeriale 28 dicembre 2012 che prevedono l’obbligatorietà della certificazione di cui alla norma UNI CEI 11352 per le società di servizi energetici e della certificazione di cui alla norma UNI CEI 11339 per i soggetti “energy manager”.

Il criterio di suddivisione dei costi era via via divenuto sempre meno appropriato tenendo conto del fatto che la normativa ha progressivamente equiparato a risparmi di gas naturale altri risparmi eterogenei, come quelli ottenuti in settori specifici (trasporti) o da impianti operanti in assetto di cogenerazione ad alto rendimento (CAR). In considerazione di ciò e al fine di non sovraccaricare in maniera discriminatoria le tariffe del gas naturale, l’Autorità, con la deliberazione 13/2014/R/efr nell’ambito dell’approvazione delle nuove regole di determinazione del contributo tariffario, ha previsto l’allocazione sul Conto oneri o sul Fondo misure e interventi in funzione della tipologia del distributore (di energia elettrica o di gas) che ottempera ai propri obblighi, indipendentemente dalla tipologia di titoli utilizzata allo scopo.

La Figura 3.3 mostra gli effettivi oneri posti a carico delle tariffe elettriche e del gas nel periodo sino all’anno d’obbligo 2014 e in pagamento negli anni solari fino al 2015 compreso. Essa, così come la successiva Figura 3.4, non include gli oneri derivanti dal ritiro, da parte del GSE, dei titoli di efficienza energetica riferiti a impianti di cogenerazione ad alto rendimento e non oggetto di negoziazione, per i quali si rimanda alle specifiche Relazioni pubblicate dell’Autorità e, in particolare, da ultimo la “Relazione sullo stato di utilizzo e di integrazione degli impianti di produzione alimentati dalle fonti rinnovabili e degli impianti di cogenerazione ad alto rendimento”, 339/2016/I/efr. Per quanto riguarda l’anno d’obbligo 2014, le verifiche effettuate da parte del GSE nel corso dell’autunno 2015 hanno evidenziato, come anticipato nel secondo capitolo, che una porzione degli obiettivi 2013 e 2014 pari a circa due milioni di TEE deve ancora essere ottemperata.

In particolare, i distributori elettrici hanno richiesto l’annullamento di circa il 60,5% del proprio obiettivo 2014 mentre quelli gas ne hanno raggiunto una quota ben più rilevante e superiore all’82%. Per quanto riguarda l’obiettivo residuo 2013, invece, i distributori elettrici hanno terminato le proprie adempienze mentre ne è rimasta in capo a quelli gas una percentuale inferiore all’unità.

UE – Un “new deal” per i consumatori di energia

Pubblicata sulla GUUE  la risoluzione del Parlamento europeo approvata il 26 maggio 2016 una risoluzione sul “new deal” per i consumatori di energia.

In particolare il Parlamento sul tema:

Verso un mercato dell’energia ben funzionante che generi benefici per i cittadini

“9.  ritiene che, nonostante siano stati realizzati alcuni progressi, l’obiettivo del terzo pacchetto dell’energia di istituire un mercato al dettaglio dell’energia realmente competitivo, trasparente e a misura di consumatore non sia stato ancora conseguito appieno in tutti gli Stati membri dell’UE, come dimostrano il persistere di livelli elevati di concentrazione del mercato, il fatto che la diminuzione dei costi all’ingrosso non si traduca in una riduzione dei prezzi al dettaglio, l’esiguo numero di cambiamenti di fornitore e lo scarso grado di soddisfazione dei consumatori;

10.  reputa pertanto che la Commissione debba individuare o sviluppare ulteriori indicatori del buon funzionamento dei mercati energetici e del loro carattere a misura di consumatore; sottolinea che tali indicatori dovrebbero considerare, tra l’altro, l’impatto economico del cambiamento di fornitore di energia sui consumatori, gli ostacoli tecnici al cambiamento di fornitore o piano di fornitura e i livelli di consapevolezza dei consumatori;

11.  pone l’accento sull’importanza di mercati adeguatamente regolamentati, aperti, trasparenti e competitivi per mantenere bassi i prezzi, stimolare l’innovazione, migliorare il servizio al cliente ed eliminare le barriere ai nuovi modelli imprenditoriali innovativi in grado di offrire servizi economicamente vantaggiosi ai cittadini, conferendo loro maggiore potere decisionale e aiutandoli a evitare la povertà energetica;

12.  ricorda che il cliente ha possibilità di scelta limitate relativamente alle reti di distribuzione a causa della natura di monopoli naturali di queste ultime, il che significa che i clienti non possono cambiare il proprio gestore del sistema di distribuzione; sottolinea la necessità di un adeguato monitoraggio del mercato dei gestori delle reti di distribuzione che protegga i clienti da aumenti improvvisi delle bollette della distribuzione;

13.  ritiene che la Commissione e gli Stati membri debbano adottare le misure necessarie per garantire che i vantaggi di un maggiore livello di interconnessione delle reti nazionali non siano trasferiti ai gestori delle reti di distribuzione (GRD) ma siano direttamente trasformati in vantaggi per i consumatori finali; reputa inoltre che l’incremento del livello di interconnessione delle reti nazionali debba avere un effetto positivo sui prezzi dell’energia per i consumatori e che si debba pertanto evitare che i vantaggi siano trasferiti unicamente ai GRD;”.

Sul tema: Sistema dell’energia inclusivo mettendo i cittadini nella condizione di svolgere un ruolo attivo nella transizione energetica, produrre la propria energia rinnovabile e diventare efficienti dal punto di vista energetico

“20.  ritiene che, nel contesto di un sistema energetico ben funzionante, le autorità locali, le comunità, le cooperative, i nuclei familiari e i singoli individui debbano svolgere un ruolo chiave, contribuire in misura sostanziale alla transizione energetica ed essere incoraggiati a diventare produttori e fornitori di energia, se scelgono di farlo; evidenzia che, per tale ragione, è importante che l’Unione europea adotti una definizione operativa comune di “prosumatore”;

21.  invita gli Stati membri a introdurre sistemi di misurazione del consumo netto al fine di sostenere l’autoproduzione e la produzione energetica in cooperativa;

22.  considera che un sensibile cambiamento di comportamento da parte dei cittadini sarà importante ai fini di una transizione energetica ottimale; considera altresì che gli incentivi e l’accesso a informazioni di qualità sono fondamentali a tal fine e chiede alla Commissione di affrontare questo aspetto nelle proposte a venire; reputa che l’istruzione, la formazione e le campagne di informazione rappresentino fattori importanti ai fini del cambiamento comportamentale;

23.  ritiene che l’accesso limitato ai capitali e al know-how finanziario, gli elevati costi di investimento iniziali e i lunghi termini di rimborso rappresentino degli ostacoli all’utilizzo delle misure relative all’autoproduzione e all’efficienza energetica; incoraggia nuovi modelli imprenditoriali, sistemi di acquisto collettivi e strumenti finanziari innovativi che incentivino l’autoproduzione, l’autoconsumo e le misure di efficienza energetica presso tutti i consumatori; propone che ciò diventi un importante obiettivo per la BEI, il FEIS, Orizzonte 2020 e i Fondi strutturali, di cui enti pubblici e attori del mercato dovrebbero fare pieno uso; ribadisce che i progetti dovrebbero essere finanziati sulla base di confronti costo/efficacia, tenendo presenti gli obiettivi e gli obblighi nazionali ed europei in materia di clima e di energia;”.

AEEGSI – Relazione 2016

Relazione annuale 2016

… ” Il vettore elettrico liberato, unitamente agli sviluppi tecnologici degli accumulatori mobili, potrà anche ospitare in maniera significativa, tra qualche anno, la più attesa e sostenibile forma di mobilità cittadina di medio-lungo raggio. Non è lontano il momento in cui i veicoli elettrici potranno essere considerati a tutti gli effetti dei Sistemi efficienti d’utenza (SEU) “mobili”. La regolazione, dopo la stagione dei progetti pilota, inizia a concepire strumenti ad hoc, per la parte di propria competenza, nel mondo della mobilità elettrica.

Alcuni ritengono che la via per la decarbonizzazione del comparto energia sia quella di operare un drastico taglio dei consumi anche elettrici, nonostante l’Italia abbia nella produzione interna di elettricità una percentuale di fonti rinnovabili ormai prossima al 50%. Non sappiamo quando il target a preminenza rinnovabile sarà conseguito, ma sappiamo che, in quel momento, se gli incrementi di consumo energetico saranno solo elettrici, avremo raggiunto una situazione che a molti suonerebbe paradossale: consumare elettricità per aiutare l’ambiente.” …

… ” Sempre più, in un contesto di questo tipo, la concorrenza si dovrebbe, invece, dispiegare su orizzonti di realizzazione pluriennale degli impianti di generazione, prevalentemente decarbonizzati, anziché di mera selezione dei medesimi in un confronto, ora per ora, “sterile” con quelli convenzionali a gas. Ecco la ratio che sta alla base delle azioni dell’Autorità: da un lato, studiare ed introdurre schemi per consentire la promozione di una concorrenza matura e lo sviluppo di nuove rinnovabili su orizzonti di medio termine, senza invocare ex novo incentivi che vanno, invece, indirizzati e limitati alle vere rinnovabili innovative o di frontiera e ai sistemi di accumulo elettrici; dall’altro, integrare le fonti rinnovabili nei mercati di breve termine dei servizi resi al gestore di rete, tesi a fornire risorse per la sicurezza del sistema nel suo complesso, come stiamo facendo con la riforma a più fasi del dispacciamento.

Oggi, in uno scenario fortemente caratterizzato dalla presenza di generazione da fonti rinnovabili aleatorie, è estremamente importante disporre di tali risorse, sino ad ora considerate non rilevanti, anche attraverso la loro aggregazione in unità virtuali. Grazie allo sviluppo tecnologico recente, con riferimento sia alle caratteristiche degli impianti di generazione sia ai sistemi di comunicazione che ne consentono il controllo, l’apertura del mercato dei servizi di dispacciamento a questi soggetti è un obiettivo possibile.” …

” Le reti elettriche italiane costituiscono, per l’integrità e la sicurezza del mercato elettrico, un vero patrimonio del Paese; da coltivare come future-proof se pensiamo alla velocità e alla profondità del mutamento di ruolo delle reti di distribuzione elettrica nel nuovo paradigma di settore.

Pregiudiziale per assecondare i modi futuri di trasmettere e distribuire elettricità è l’adeguatezza degli investimenti nelle reti. Se un cedimento si scorgeva, esso non era certo legato alla carenza di potenzialità, quanto piuttosto al modo di regolare e remunerare queste infrastrutture per dotarle di investimenti a “contenuto di futuro”.  …

…”la riforma strutturale che risanerà la fatturazione dalle patologie riscontrate si incarna, per il settore elettrico, nel progetto di smart meter di seconda generazione (misuratori 2G), che ci conferma leader in Europa in merito. Abbiamo deciso di attendere l’esaurirsi della vita utile dei primi misuratori 1G per definire, nello scorso marzo, le specifiche funzionali dei nuovi misuratori.
A breve, in diversi comuni italiani, potranno progressivamente essere installati i misuratori 2G, senza apprezzabile aggravio tariffario per i clienti o rischi di doppio pagamento dei misuratori, introducendo però un salto prestazionale per la misura, la fatturazione e la consapevolezza dei propri consumi attraverso l’Energy Footprint, con effetti abilitanti su molte applicazioni di efficienza energetica, di consumo sostenibile e di domotica.” …

… ” Nel 2015  l’Autorità ha avviato le attività di regolazione e controllo nel settore del teleriscaldamento e del teleraffrescamento, dando attuazione al decreto legislativo n. 102 del 2014. L’anno in corso si configura, quindi, come il primo anno di decollo, con la definizione dei primi provvedimenti e il confronto con gli stakeholder sui prossimi orientamenti da perseguire.

Le prime attività si sono concentrate sulla mappatura e sull’analisi del comparto.

La raccolta di informazioni sui prezzi praticati all’utenza ha evidenziato la netta prevalenza di modalità per la determinazione e l’aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura del servizio basate sul “costo evitato” ossia il costo che il cliente avrebbe sostenuto se avesse utilizzato una tecnologia alternativa. Un approccio che non riflette ancora i costi efficienti del servizio erogato e che presenta significativi margini di discrezionalità. Il lavoro dell’Autorità proseguirà con l’obiettivo di ricondurre – anche attraverso un’opera informativa sia nella fase pre-contrattuale sia in quella post-contrattuale – i prezzi ai costi efficienti per erogare il servizio, così come avviene per i clienti/utenti degli altri settori regolati dall’Autorità.

In questa direzione vanno anche i provvedimenti in corso di definizione in materia di misura, con riferimento agli obblighi legislativi di installazione di sistemi di misura e contabilizzazione individuale dei consumi. Anche in detto settore l’Autorità ritiene fondamentale la graduale diffusione di misuratori intelligenti, con particolare riferimento alla telelettura e alla telegestione dei contatori, per cui è prioritaria la definizione, oggi assente, del quadro normativo di riferimento.” …

ANTITRUST – Pratiche aggressive nella fatturazione dei consumi

SANZIONI PER OLTRE 14 MILIONI DI EURO AD ACEA, EDISON, ENI, ENEL ENERGIA E SERVIZIO ELETTRICO PER PRATICHE AGGRESSIVE NELLA FATTURAZIONE DEI CONSUMI

Con sanzioni per complessivi 14 milioni e 530.000 euro, l’Antitrust ha concluso quattro procedimenti – avviati a luglio 2015 sulla base di numerose segnalazioni di singoli consumatori e diverse associazioni di consumatori – nei confronti di cinque big dell’energia: Acea, Edison, Eni, Enel Energia ed Enel Servizio Elettrico. I provvedimenti riguardano i meccanismi di fatturazione e le ripetute richieste di pagamento per bollette non corrispondenti a consumi effettivi, nonché gli ostacoli frapposti alla restituzione dei rimborsi.

Nel corso del procedimento, l’Aeegsi (Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico) ha reso un articolato parere, nell’ambito della collaborazione prevista dal Protocollo di intesa tra le due Autorità, che ha permesso all’Antitrust di individuare e accertare distinte pratiche aggressive. Nelle attività ispettive, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato s’è avvalsa anche della collaborazione del Nucleo speciale Antitrust della Guardia di Finanza.

A conclusione della sua istruttoria, l’Agcm ha accertato che le cinque società hanno posto in essere una prima pratica commerciale aggressiva: e cioè una gestione inadeguata delle istanze e delle comunicazioni di clienti finali che lamentavano la fatturazione di consumi di elettricità o di gas naturale divergenti da quelli effettivi. Questa era dovuta a deficienze del processo di fatturazione, a malfunzionamenti dei sistemi informatici e alla mancata sospensione delle attività di riscossione (sollecito, messa in mora e distacco, talvolta senza preavviso) nell’attesa di una risposta chiara, puntuale ed esaustiva. Nel caso di conguagli di elevato importo, inoltre, le imprese non avevano adottato misure per attenuare l’impatto della bolletta, senza informare adeguatamente gli utenti sulla possibilità di rateizzare né sui termini di pagamento più lunghi.

Secondo l’Antitrust, tali comportamenti hanno violato il diritto del cliente a ricevere un’adeguata ed effettiva assistenza e verifica dei propri consumi, prima di procedere al pagamento delle fatture contestate e, pertanto, costituiscono pratiche commerciali aggressive. Ciò in quanto l’incombente minaccia dell’avvio o della prosecuzione delle procedure di riscossione costituisce, a parere dell’Autorità, un indebito condizionamento delle scelte del consumatore in merito al pagamento dei consumi non verificati e alla presentazione delle istanze e delle comunicazioni.

Una seconda pratica scorretta, accertata dall’istruttoria, riguarda la mancata o ritardata restituzione di importi dovuti a vario titolo ai clienti finali. L’Autorità ha ritenuto, infatti, che le modalità informative e procedurali adottate dai cinque operatori non hanno permesso ai consumatori di ricevere pienamente e tempestivamente quanto versato in eccesso per la fornitura di energia elettrica o di gas.

Per le due società del gruppo Enel, infine, è stata accertata una terza pratica scorretta: questa consisteva nell’addebito degli interessi di mora per tardivo pagamento, anche in caso di bollette recapitate in ritardo o non recapitate e in presenza di un reclamo in tal senso.

In considerazione delle specificità di ciascuna condotta e della dimensione dei fenomeni riscontrati, l’Antitrust ha irrogato rispettivamente le seguenti sanzioni:

– Acea: 3.600.000 euro
– Edison: 1.725.000 euro
– Eni: 3.600.000 euro a Eni
– Enel Energia: 2.985.000 euro
– Enel Servizio Elettrico: 2.620.000 euro

Nel corso dei procedimenti, gli operatori hanno proposto modifiche alle procedure utilizzate finora nella gestione delle istanze e dei reclami da parte dei consumatori e anche per migliorare i processi di fatturazione. In considerazione di questi elementi, le sanzioni sono state ridotte in misura proporzionale al grado di rilevanza ed effettiva implementazione di tali innovazioni.

Interrogazione parlamentare SEU e auto produzione energetica da parte delle imprese

Interrogazione a risposta in Commissione 5-08287 presentato dall’on.le Chiara SCUVERA , giovedì 31 marzo 2016, seduta n. 599.
Al Ministro dello sviluppo economico . — Per sapere – premesso che:
i sistemi di distribuzione chiusi (Sdc) sono quelli all’interno di siti industriali o commerciali che distribuiscono energia elettrica a più utenze non civili;
l’auto produzione energetica da parte delle imprese rappresenta un importante strumento per la promozione di nuovi modelli di business e di sostegno all’industria, e va sostenuto con agevolazioni economiche e un quadro normativo certo e chiaro;
in materia di regolamentazione della generazione distribuita e, in particolare, di sistemi di distribuzione chiusi (Sdc) e sistemi efficienti di utenza (Seu) il Governo ha risposto ad una interrogazione in commissione attività produttive del Senato, in data 12 gennaio 2016;
dalla risposta, a giudizio dell’interrogante, emerge l’intenzione di privare gli impianti di generazione distribuita di ogni benefico tecnico ed economico, attraverso l’abrogazione della normativa relativa ai sistemi efficienti di utenza che oggi consente la sostenibilità degli impianti da fonti rinnovabili;
l’effetto di tale abrogazione sarebbe infatti l’eliminazione progressiva dell’esenzione, parziale o totale, del pagamento degli oneri di sistema. In definitiva, tutte le utenze elettriche dovrebbero pagare tali oneri, senza distinzione tra energia prelevata dalla rete nazionale o autoprodotta;
la normativa vigente non pare violare le regole europee sugli aiuti di Stato e, nei sistemi efficienti di utenza, l’energia prelevata dalla rete è soggetta esattamente alla stessa imposizione tariffaria in termini di prelievo per gli oneri generali prevista per tutte le altre unità di consumo;
la distribuzione di energia elettrica autoprodotta negli edifici non residenziali deve considerarsi come sistema di distribuzione chiuso ammesso dalla normativa europea, poiché i presupposti dei sistemi di distribuzione chiusi prevedono che tali sistemi di distribuzione siano in ambito limitato, si riferiscano a utenze non residenziali e vi siano ragioni tecniche che giustifichino la rete interna (articolo 28 della direttiva 2009/72);
si può garantire l’efficienza ottimale di una fornitura energetica integrata (specialmente quando proviene da fonte non programmabile come quella fotovoltaica) solo attraverso la possibilità di alimentare un numero di utenze sufficienti a garantire la massimizzazione dell’autoconsumo, come stabilito, a pagina 10, della nota interpretativa del 2010 della Commissione europea in relazione alla direttiva 2009/72/CE;
per quanto finora esposto, i sistemi di distribuzione chiusi sono previsti dalla normativa europea per consentire negli edifici non residenziali, con una pluralità di utenti, l’autoconsumo di energia, che è, a sua volta, una misura di efficienza energetica, necessaria per gli obiettivi comuni di incremento delle prestazioni energetiche degli edifici (l’energia residua negli edifici a energia quasi zero, ai sensi della direttiva 2010/31, va prodotta in loco da fonte rinnovabile) e per massimizzare l’efficienza energetica (articolo 15 e allegato XI alla direttiva 2012/67);
l’articolo 11 del decreto legislativo n. 28 del 2011 specifica che la installazione di impianti da fonti rinnovabili negli edifici è necessaria «per la copertura dei consumi»;
per gli operatori dell’industria con sistemi di distribuzione chiusi l’eliminazione delle agevolazioni penalizzerebbe fortemente le imprese che hanno voluto innovare e/o posticipare il rientro economico-finanziario dell’investimento realizzato quali iniziative normative intenda assumere il Ministro interrogato, alla luce delle problematiche esposte in premessa, per permettere lo sviluppo dei sistemi di distribuzione chiusi e dei sistemi efficienti di utenza e per scongiurare la possibile eliminazione dell’esenzione dal pagamento degli oneri di sistema sull’autoconsumo che rappresenterebbe una penalizzazione dello sviluppo efficiente di produzione e consumo dell’energia a vantaggio dei vecchi schemi di produzione e distruzione. (5-08287)
Atto Camera Risposta scritta pubblicata Martedì 7 giugno 2016 nell’allegato al bollettino in Commissione X (Attività produttive)
5-08287

Occorre in via preliminare evidenziare, riguardo alle preoccupazioni manifestate dall’On. interrogante, che il Governo intende dare continuità alle politiche di sostegno alle rinnovabili e alla generazione distribuita, al fine di superare gli obiettivi 2020 e contribuire agli obiettivi 2030, confermando l’importanza di una profonda innovazione nel sistema energetico, in cui l’Italia può peraltro esprimere posizioni di eccellenza industriale e tecnologica.

Riguardo agli obblighi comunitari di utilizzo delle fonti rinnovabili negli edifici nuovi o sottoposti a ristrutturazione rilevante, preme evidenziare che i predetti obblighi comunitari possono (e devono, nel caso in cui si tratti di edifici destinati ad abitazioni civili) essere rispettati indipendentemente dalla realizzazione di sistemi di distribuzione chiusi. Ciò in considerazione del fatto che tali obblighi si applicano a prescindere dalla destinazione dell’edificio nonché a prescindere dalle modalità commerciali di gestione ed incentivazione dell’energia.

Tra gli strumenti di sostegno alle energie rinnovabili e all’efficienza energetica, certamente vi sono anche le attuali esenzioni dal pagamento degli oneri di sistema, che l’Italia ha previsto per i sistemi di distribuzione chiusi e per i SEU – sistemi efficienti di utenza – e che oggi le nuove Linee guida UE sugli Aiuti di Stato per l’energia e l’ambiente (in vigore dal 1o luglio 2014) intendono armonizzare.

A tal proposito, in una precedente risposta ad altra interrogazione parlamentare, citata dall’on. Scuvera, si faceva presente che, dal confronto in atto con la Commissione europea, era emersa l’esigenza di adeguare alcune regole dell’ordinamento nazionale e, in particolare, delle norme vigenti in materia di allocazione degli oneri di sistema e delle relative agevolazioni.

Non è un processo che interessi solo l’Italia, tanto è vero che ciascun Paese membro è stato chiamato a presentare un proprio piano di adeguamento, e non è un confronto ancora concluso. A questo, seguirà la redazione definitiva del predetto piano di adeguamento.
Tuttavia, l’adeguamento delle regole non significa che vi sia «l’intenzione di privare gli impianti di generazione distribuita di ogni beneficio tecnico ed economico». Il Ministero dello sviluppo economico ha infatti ben presente l’importanza delle esenzioni dal pagamento degli oneri per l’autoproduzione efficiente, diffusa in molti settori produttivi, e per la generazione rinnovabile distribuita; per questo sta sostenendo in Europa, insieme ad altri Paesi come la Germania, le ragioni di un’attuazione delle nuove Linee Guida che salvaguardi questi obiettivi di politica energetica.

In questa posizione, si sta anche tenendo conto dell’orientamento parlamentare favorevole a queste configurazioni energetiche, come indicato dalla recente modifica introdotta all’articolo 12 della L. 28 dicembre 2015, n. 221 (recante Disposizioni in materia ambientale per promuovere misure di green economy e per il contenimento dell’uso eccessivo di risorse naturali), che ha eliminato la soglia dei 20 MWe di potenza prevista nella originaria definizione di «sistema efficiente di utenza» e ha ampliato la definizione di cliente finale che ora ricomprende le unità di produzione e di consumo di energia elettrica nella titolarità di società riconducibili al medesimo gruppo societario ai sensi dell’articolo 2359 del codice civile.

Un primo passaggio di adeguamento alle Linee Guida è stato compiuto con il Dl Milleproroghe, che, con riferimento alle utenze non residenziali, ha previsto l’introduzione da parte dell’Autorità di una tariffa con una struttura simile a quella vigente per il pagamento degli oneri di rete, superando così l’attuale struttura degressiva con scaglioni di consumo. Su questo, l’Autorità ha appena avviato una consultazione pubblica sugli orientamenti di riforma contenuti nel documento di consultazione del 24 maggio 2016.

Anche in conseguenza di tale rilevante modifica tariffaria, il Governo è impegnato in un’interlocuzione con la Commissione europea finalizzata a salvaguardare il sostegno per l’autoproduzione efficiente, in tutte le forme consentite dalle regole europee, in modo tale da garantire una risposta positiva sia per i sistemi già esistenti sia per i nuovi investimenti in autoproduzione.

Il Governo si impegna a tenere aggiornato il Parlamento sull’evoluzione del confronto in atto con la Commissione europea.