Attività dell’ARERA in materia di servizi elettrici: Area Commerciale e Trading

Legge di bilancio 2018 (Maxibollette e prescrizione in due anni)

Nella legge di bilancio 2018, n. 205 del 27 dicembre 2017 è stato approvato il cosiddetto emendamento sulle “maxibollette”, riducendo a due anni i termini di prescrizione del diritto al corrispettivo nei contratti di fornitura di energia elettrica e gas, sia nei rapporti tra i clienti (domestici, professionisti e microimprese) e il venditore, sia nei rapporti tra il distributore e il venditore, che in quelli con l'operatore del trasporto e con gli altri soggetti della filiera. Tali norme si applicano con riferimento alle fatture la cui scadenza è successiva al 1° marzo 2018 per il settore elettrico e al 1° gennaio 2019 per il settore gas.

Con delibere successive l’Autorità sta allineando la regolazione alla norma primaria. Infatti, con la delibera 97/2018/R/com l’Autorità ha fornito le prime indicazioni di applicabilità delle previsioni della legge di bilancio 2018 stabilendo che, in un primo momento, la prescrizione biennale si applicherà a tutti i clienti connessi in bassa tensione che ne facciano richiesta, a seguito d’idonea informativa da parte del venditore da fornire in bolletta o con almeno 10 giorni di anticipo rispetto alla sua scadenza. Con la successiva delibera 264/2018/R/com, l’Autorità ha adottato un’ulteriore misura transitoria in tema di applicazione della prescrizione nei rapporti tra venditori e distributori disponendo che qualora un cliente finale eccepisca la prescrizione del corrispettivo fatturato dal venditore con riferimento a consumi risalenti a più di due anni, il venditore può richiedere all’impresa distributrice, per i casi relativi a conguagli derivanti da rettifica imputabile all’impresa distributrice, lo storno delle fatture interessate e la restituzione delle somme eventualmente versate in eccesso.

In data 18 maggio, l’Autorità ha richiesto alla società informazioni sull’applicazione di quanto previsto dalla delibera 97/2018/R/com relativamente agli obblighi informativi in capo al venditore nei confronti di clienti finali, oltre che in merito alla numerosità delle fatture contenenti consumi prescrivibili; il riscontro è stato fornito in data 15 giugno.

Con la delibera 569/2018/R/com l’Autorità ha approvato gli interventi (precedentemente illustrati nel DCO 408/2018/R/com) per il rafforzamento delle tutele in caso di fatturazione contenente importi relativi a consumi risalenti a più di due anni, identificando definitivamente il perimetro soggettivo nei cui confronti si applicano gli interventi e definendo gli obblighi informativi da parte dei venditori, nonché le forme di presentazione e gestione di eventuali reclami dei clienti finali. In particolare si prevede che:

il venditore inserisca gli avvisi testuali e il modulo per eccepire la prescrizione in una pagina iniziale aggiuntiva alla fattura;
gli importi per consumi risalenti a più di 2 anni vengano evidenziati separatamente all’interno della stessa fattura, ovvero tramite l'emissione e la messa a disposizione contestuale di due distinte fatture prevedendo, per la parte prescrivibile, la sospensione di eventuali modalità di incasso automatico.

L’Autorità ha stabilito che tali disposizioni abbiano efficacia con riferimento alle fatture emesse a partire dal 1° Gennaio 2019; Acea Energia, a tal proposito, ha rappresentato all’Autorità le difficoltà connesse alla realizzazione delle azioni richieste nei tempi proposti e, attraverso le associazioni di categoria, ha presentato istanza di riesame al fine di prorogare di nove mesi l’entrata in vigore delle norme in modo tale da poter disporre di tempistiche adeguate alle implementazioni informatiche richieste e di un quadro normativo definitivo e certo. Infatti, parallelamente l’ARERA ha pubblicato il DCO 570/2018/R/com avente ad oggetto la definizione dell’attribuzione delle responsabilità (tra distributore e cliente finale) in merito alla fatturazione di importi con consumi superiori a due anni. In tale occasione sia le associazioni di categoria che Acea hanno riaffermato l’esigenza di un quadro normativo certo e completo.

Infine, con la delibera 683/2018/R/com, l’Autorità, sebbene abbia rigettato l’istanza, presentata dalle associazioni, per il riesame della delibera 569/18, ha comunque concesso agli operatori di poter implementare la delibera con modalità specifiche e differenziate pur salvaguardando il diritto di tutela del cliente relativamente ad informazioni e possibilità di eccepire la prescrizione. Nella delibera inoltre l’Autorità ha previsto che i distributori possano restituire ai venditori le somme da questi versate, nei casi di mancata rilevazione dei consumi per responsabilità del distributore, tramite compensazione con i successivi pagamenti delle fatture di trasporto , anziché tramite un’attività di storno ed ha confermato il criterio del pro-die ai fini della determinazione dei consumi prescrivibili. Vengono quindi rinviati a un successivo provvedimento:

le modalità per richiedere a Terna o a Snam Rete Gas la revisione delle corrispondenti partite economiche relative al servizio di dispacciamento o bilanciamento, in caso di prescrizione applicata per colpa distributore;
la definizione delle modalità secondo cui le somme derivanti dai mancati incassi dovuti a eccezioni di prescrizione siano attribuite ai soggetti responsabili.

Fatturazione elettronica

Con la delibera 712/2018/R/com, l’Autorità ha dettato le prime disposizioni funzionali al fine di coordinare la regolazione, in tema di bolletta sintetica per i clienti finali e di fatture di trasporto di energia elettrica e di gas naturale emesse dai distributori, con le innovazioni legislative in vigore dal I° gennaio 2019 in tema di fatturazione elettronica come previsto dalla legge di bilancio 2018.

Ottemperanza alle sentenze del Tar Lombardia e del Consiglio di Stato in tema di garanzie per l’esazione degli oneri generali del sistema elettrico nel codice di rete

Il Consiglio di Stato, il 30 novembre 2017, ha respinto i ricorsi in appello, presentati da E-Distribuzione e dall’Autorità, avverso le sentenze del Tar di gennaio 2017, confermando, pertanto, l’annullamento delle disposizioni del Codice di Rete che prevedono l’inclusione degli oneri generali di sistema nel calcolo delle garanzie che i venditori devono prestare ai distributori per la conclusione del contratto di trasporto, ma ha sancito che le garanzie possono essere richieste per le somme incassate dai venditori presso i clienti finali.. A seguito di ciò, con il comunicato del 29 dicembre 2017, l’Autorità ha ribadito che la disciplina transitoria in merito alle riduzioni degli importi della garanzia a favore del distributore, definita con la delibera 109 tenendo conto del più alto livello di unpaid ratio dichiarato dagli stessi venditori all’Autorità, trova piena applicazione in tutte le sue parti.

Al fine di definire l’intera vicenda, con il documento di consultazione 52/2018/R/eel, l’Autorità ha raccolto le osservazioni degli operatori di istituire un meccanismo che dal 2019 permetta il recupero da parte dei venditori degli oneri generali di sistema (con competenza dal 2016) da questi versati alle imprese di distribuzione ma non riscossi dal cliente finale e degli eventuali costi di cessione e costi legali connessi agli stessi oneri; il documento ha previsto inoltre che, in casi di particolare criticità del venditore, questo possa inoltrare istanza di recupero già nel 2018. Il Gruppo Acea con un proprio documento ha proposto precisazioni e miglioramenti al meccanismo in consultazione. In data 2 febbraio l’Autorità ha richiesto alla società di quantificare, con la miglior stima possibile, gli importi recuperabili attraverso il meccanismo proposto nel documento di consultazione per il biennio 2016-2017. Acea Energia ha quindi stimato in circa 8,5 milioni di euro tali importi.

Visto l’esito della consultazione, che ha evidenziato l’impossibilità di conciliare i diversi interessi coinvolti e vista l’assenza del legislatore nazionale nel definire il tema a livello di normativa primaria, con la delibera 430/2018/R/eel l’Autorità ha sospeso la definizione dello specifico meccanismo di recupero ritenendo più opportuno realizzare, entro il 30 giugno 2019, una riforma organica dell’intera regolazione di settore.

Integrazione del codice di rete tipo per il servizio di trasporto in tema di adeguamento delle garanzie

Con la delibera 655/2018/R/eel, l’Autorità ha integrato il Codice di rete elettrico (Allegato B della delibera 268/2015) relativamente alla disciplina delle garanzie; in particolare si prevede che il contratto di trasporto si risolva anche nei casi in cui il venditore, nonostante il sollecito e la diffida da parte dell’impresa di distribuzione, non proceda tempestivamente all’adeguamento della garanzia.

Sistemi di smart metering 2G e smart meter gas

Con la delibera 700/2017/R/eel che fa seguito al DCO 466/2017/R/eel, l’Autorità ha disposto le modifiche del TIS finalizzate all'applicazione del trattamento orario per tutti i punti prelievo dotati di sistemi di smart metering 2G. In particolare la delibera ha previsto che il SII effettui la prima aggregazione ai fini del settlement delle curve di misura quartorarie giornaliere relative a punti di prelievo via via dotati di smart meter 2G con riferimento ai dati di misura di competenza agosto 2018 (prevendendo il passaggio al trattamento orario a partire dal tredicesimo mese dalla messa in servizio, garantendo agli utenti del dispacciamento almeno 12 mesi di dati di misura orari per una corretta programmazione dei prelievi). La data di entrata in vigore dei nuovi tracciati standard relativi ai dati di misura provenienti dai sistemi 2G è stata posticipata al 1° gennaio 2019 dal precedente 1° ottobre 2018.

Con la delibera 88/2018/R/eel, l’Autorità ha pubblicato le modalità e le tempistiche di valorizzazione e di visualizzazione, mediante il SII, delle informazioni configurabili per i punti di prelievo 2G a regime, con applicazione a partire dal1° ottobre 2018.

Con la delibera 669/2018/R/gas l’Autorità ha confermato l’esigenza di proseguire il percorso di messa in servizio degli smart meter gas di classe G4-G6 (tipici dell’uso domestico), aggiornando la delibera 631/2013.

In particolare, si prevede che le imprese di distribuzione con più di 100.000 clienti mettano in servizio almeno l’85% dei nuovi PDR entro il 2021.

Corrispettivi di sbilanciamento per le fonti rinnovabili non programmabili

L’Autorità, con delibera 80/2017/C/eel, ha stabilito di proporre appello avverso le sentenze del Tar Lombardia di annullamento parziale della delibera 522/2014/R/eel. Tale delibera, nella parte annullata, prevedeva che per il periodo di vigenza della delibera 281/2012/R/efr (annullata dal giudice amministrativo), ossia dal 01/01/2013 al 31/12/2014, relativamente agli sbilanciamenti per le fonti rinnovabili non programmabili, trovasse applicazione la disciplina originaria contenuta nella deliberazione n. 111 del 2006. In base a tale disciplina, per le unità di produzione alimentate da fonti non programmabili, era prevista l'esenzione dai costi di sbilanciamento, ad eccezione del caso in cui le suddette unità avessero partecipato al mercato infragiornaliero. Con la sentenza del 31 dicembre 2018, n. 7317, il Consiglio di Stato ha ribaltato le sentenze del Tar ed ha dichiarato legittimo quanto stabilito dalla delibera 522/2014/R/EEL per il pregresso, ovvero che "relativamente al periodo tra l'1° gennaio 2013 (data di entrata in vigore della deliberazione 281/2012/R/efr) e il 31 dicembre 2014, Terna applicherà i corrispettivi di sbilanciamento, come inizialmente definiti dalla delibera n. 111/06, ossia nella loro versione antecedente alla deliberazione 281/2012/R/efr successivamente annullata". In seguito a tale pronunciamento di legittimità, il procedimento avviato con la delibera 593/2018/R/eel, finalizzato all’esecuzione delle sentenze del Tar Lombardia, è stato dunque archiviato con la delibera 15/2019/R/EEL.

Indicatori e pubblicazione comparativa del rapporto annuale sul trattamento dei reclami e la risoluzione delle controversie

Facendo seguito al DCO 493/2018/R/com, l’Autorità ha pubblicato la delibera 623/2018/R/com con la quale modifica il TIQV relativamente all’Indagine annuale sulla soddisfazione delle risposte ai reclami (art.38) ed al Rapporto sul trattamento dei reclami e la risoluzione delle controversie (art.39). In particolare, l’Autorità ha confermato i 4 indicatori quantitativi già oggetto di consultazione, ossia:

l’indicatore di reclamosità (ICR);
l’indicatore di capacità di risposta reclami (ICRC);
l’indicatore di richiesta di informazioni (IINFO);
l’indicatore di risposta richieste di informazione (ICINFO).

L’Autorità ha quindi stabilito che il Rapporto che sarà pubblicato a maggio 2019, relativamente all’anno 2017 non conterrà la pubblicazione comparativa di indicatori individuali, ma solo un’analisi per gruppi omogenei di imprese non nominativi, mentre a partire dai dati riferiti all’anno 2018, conterrà la pubblicazione comparativa dei singoli indicatori, ciascuno dei quali conterrà una graduatoria, non individuale, ma in forma di cluster non anonimi che raggruppano operatori con performance simili.

In un’apposita sezione del rapporto saranno invece riportati gli indicatori di soddisfazione ICS, ossia gli indicatori relativi all’indagine di customer satisfaction, per i quali è prevista la pubblicazione relativa alle risposte ai reclami a partire dalle interviste effettuate nel 2018 con una pubblicazione, per gli anni 2018-2020, attraverso cluster non anonimi che raggruppano operatori con performance e caratteristiche. Solo partire dal 2021, la graduatoria comparativa degli ICS sarà effettuata per singolo operatore.

Offerta PLACET e condizioni contrattuali minime per le altre offerte del mercato libero

Con la delibera 555/2017/R/com, l’Autorità ha approvato la disciplina delle offerte PLACET unitamente alle condizioni contrattuali minime per tutte le altre offerte del mercato libero diverse dalle offerte PLACET; tali disposizioni sono entrate in vigore il 1° gennaio 2018. In particolare la delibera ha previsto che le offerte PLACET siano obbligatoriamente inserite da ciascun operatore del mercato libero tra le proprie offerte commerciali sia per il settore elettrico (per i POD domestici e non domestici connessi in bassa tensione), sia per il settore gas (per i PDR domestici e non domestici, inclusi i condomini per uso domestico per i punti con consumi annui inferiori a 200.000 smc). Relativamente alle condizioni generali di fornitura, il venditore ha avuto la possibilità di scegliere di utilizzare, alternativamente, o il modulo predisposto dall’Autorità oppure redigere proprie condizioni generali di contratto conformi alla delibera, al modulo e alle normative vigenti che non contengano condizioni contrattuali aggiuntive. Relativamente alle condizioni economiche, per la parte a copertura dei costi tipici dell’approvvigionamento e la commercializzazione della commodity, le offerte PLACET prevedono una quota fissa €/punto/anno e una quota energia €/kWh o €/Smc; è previsto che la quota energia abbia due distinte formule di prezzo, una a prezzo fisso e una a prezzo variabile (sulla base del PUN per il settore elettrico e sulla base del TTF per il settore gas). I prezzi sono determinati liberamente dai singoli fornitori.

Con la delibera 848/2017/R/com, l’Autorità ha prorogato l’entrata in vigore dell’offerta PLACET fino alla data di approvazione da parte dell’Autorità stessa del modulo delle condizioni generali di fornitura. Con la delibera 89/2018/R/com, l’Autorità ha quindi deliberato che a partire dal 1° marzo 2018 tutti i venditori fossero tenuti a rendere disponibili sul mercato retail le offerte PLACET. Il provvedimento ha contestualmente approvato i moduli delle condizioni generali di fornitura delle offerte PLACET. In conformità con le date indicate dall’Autorità, Acea Energia ha reso disponibile l’offerta attraverso lo shop presso lo sportello e tramite il sito internet.

Con la delibera 288/2018/R/com, l’Autorità ha stabilito gli obblighi in capo ai venditori di trasmissione dei dati strumentali al monitoraggio delle offerte PLACET prevedendo che questi trasmettano entro il mese successivo il termine di ciascun trimestre, con competenza a partire dal 1° marzo 2018, il numero di contratti con offerta PLACET attivati e risolti.

Approvazione del 3° livello decisorio per la risoluzione delle controversie

Con la delibera 639/2017/E/com, l’Autorità ha approvato la disciplina del 3° livello decisorio per la risoluzione delle controversie tra clienti e operatori, da attivare in alternativa al ricorso al giudice e qualora tali controversie non siano state risolte né attraverso il reclamo scritto né in sede conciliativa. La nuova disciplina è entrata in vigore dal 1° gennaio 2018.

Aggiornamento delle componenti RCV e DISPbt

Con la delibera 927/2017/R/eel, l’Autorità ha pubblicato le componenti RCV e DISPBT aggiornate per il 2018, seguendo criteri e metodologie già applicati l’anno precedente.

Relativamente alla RCV (zona territoriale Centro Sud) si evidenzia una diminuzione per il valore riconosciuto per i punti domestici (da 4.345,30 a 4.076,76 c€/pdp) ed un aumento per il valore riconosciuto per i punti relativi agli altri usi (da 12.536,55 a 14.623,02 c€/pdp) sulla base di un unpaid ratio Centro Sud che risulta, rispetto allo scorso anno, in diminuzione per i clienti domestici dal 1,0893% al 1,0762% ed in aumento per gli altri usi dal 3,1250% al 3,8664%.

Relativamente al meccanismo di compensazione della morosità (zona territoriale Centro Sud) si riscontra un valore in diminuzione per i punti domestici (da 884,17 a 825,06 c€/pdp) ed un valore in aumento per i punti relativi agli altri usi (da 5.873,78 a 8.082,69 c€/pdp); ai fini dell’ammissione a tale meccanismo il valore minimo di unpaid ratio per i punti domestici scende al 1,12% mentre per i punti relativi agli altri usi sale al 5,13%.

Rispetto al 2017, la DISPBT passa da -2.314,50 e -2.298,86 c€/pdp per i punti domestici residenti e da -1.484,30 a -1.468,70 c€/pdp per i punti domestici non residenti, mentre passa da -434,37 a -187,55 c€/pdp per i punti relativi agli altri usi; per i soli clienti domestici residenti la componente DISPBT è applicata anche in quota energia con valori differenziati per scaglioni di consumo ossia 0,269 €/kWh (dai 0,272 del 2017) per lo scaglione di consumo entro i 1.800 kWh/anno ed a 0,619 €/kWh (dai 0,583 del 2017) per lo scaglione di consumo oltre i 1.800 kWh/anno. Relativamente al meccanismo incentivante per una maggiore diffusione della bolletta elettronica, l’Autorità ha invece confermato i valori dello scorso anno.

Con delibera 188/2018/R/eel, l’Autorità, oltre ad aggiornare le condizioni economiche del servizio di vendita dell'energia elettrica nell'ambito del servizio di maggior tutela per il trimestre 1 aprile - 30 giugno 2018, ha aggiornato anche la componente DISPBT, con effetto dal 1° aprile 2018 al fine di tenere conto, per i clienti domestici residenti, della struttura delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema in vigore dalla medesima data.

Con la successiva delibera 364/2018/R/eel, l’Autorità ha confermato, a decorrere dal1° luglio 2018, il valore del corrispettivo PCV già in vigore nel periodo dal 1° gennaio 2017 al 30 giugno 2018 (delibera 633/2016/R/eel) in attesa di effettuarne l’aggiornamento a valle del completamento delle raccolte dati relativi alla PCV che si renderanno disponibili a partire da settembre 2018.

Con la delibera 706/2018/R/eel, l’Autorità ha pubblicato le componenti PCV, RCV e DISPBT aggiornate per il 2019. Relativamente alla RCVsm (specifica per gli operatori diversi dall’incumbent) per la zona territoriale Centro Sud si evidenzia una particolare diminuzione per tutti le tipologie di clienti ed in particolar modo per gli altri usi, dove la componente scende a 11.629,87 c€/pdp dai 14.623,02 del 2018. Tale RCV è stata calcolata, principalmente, in funzione di:

un unpaid ratio medio Centro Sud su fatturato luglio 2015 e giugno 2016 che risulta, rispetto allo scorso anno, in diminuzione sia per i clienti domestici (dal 1,0762% al 0,85%) che per gli altri usi (dal 3,8664% al 2,83%) con una maggiore incidenza della morosità per i clienti cessati;
relativamente alla remunerazione del capitale investito netto tenendo in considerazione un’esposizione media tra l’attività di acquisto e vendita di energia elettrica pari a 38 gg. (contro i 41 gg. nel 2017) e di un livello di WACC pari a 6,5%.

Anche relativamente al meccanismo di compensazione della morosità (zona territoriale Centro Sud) i valori evidenziano una sensibile diminuzione: i domestici passano da 825,06 c€/pdp del 2018 a 383,56 e gli altri usi da 8.082,69 c€/pdp a 4.282,63 con nuovi valori minimi di unpaid ratio (riferimento al fine di poter partecipare al meccanismo) anch’essi in diminuzione: domestici dall’1,12% del 2018 all’1,06% e altri usi dal 5,13% al 3,56%.

Nella stessa delibera viene aggiornata anche la componente DISPBT con la nuova struttura monomia per i clienti domestici (del. 626/2018), che non comprende più, per i clienti domestici residenti, la quota energia con valori differenziati per scaglioni di consumo, ma solo la quota punto di prelievo.

Relativamente al corrispettivo PCV, applicato ai clienti in maggior tutela e definito in linea con i costi di commercializzazione sostenuti da un operatore efficiente del mercato libero, si evidenzia un leggero aumento rispetto al 2018, infatti il corrispettivo 2019 per i domestici risulta pari a 6.538,46 c€/pdp (dai precedenti 5.778,84) e per gli altri usi pari a 12.184,84 c€/pdp (dai precedenti 11.837,77). Tale PCV è stata calcolata, principalmente, in funzione di:

un unpaid ratio medio su fatturato luglio 2014 e giugno 2015 e su fatturato luglio 2015 e giugno 2016 che risulta pari a 1,68% per i clienti domestici ed a 1,99% per gli altri usi;
relativamente alla remunerazione del capitale investito netto tenendo in considerazione un’esposizione media tra l’attività di acquisto e vendita di energia elettrica pari a 53 gg. e di un livello di WACC pari a 6,7% in considerazione della maggiore rischiosità dell’attività di vendita sul mercato libero.

Procedimenti autorita’

Verifiche ARERA in tema di unbundling: Con la delibera 561/2018/E/eel l’Autorità ha approvato un programma di controlli in materia di separazione del marchio e delle politiche di comunicazione nei confronti di imprese operanti nelle attività di vendita di energia elettrica ai clienti liberi e ai clienti in maggior tutela.

Anche Acea Energia è stata coinvolta in tali controlli ed in data 14 gennaio 2019 ha risposto alle richieste di informazioni formulate da parte dell’Autorità in merito al rispetto degli obblighi di brandunbundling. La delibera prevede inoltre che, dopo questa prima fase di controlli documentali, sarà avviata una seconda fase di controlli tramite accessi presso gli spazi fisici dedicati alla vendita.

Procedimento sanzionatorio per l’addebito dei costi di spedizione per la fattura cartacea: Con la determina 66/2018/com del 15 Novembre 2018 l’Autorità ha disposto l'avvio di un procedimento sanzionatorio e

prescrittivo nei confronti di Acea Energia per l'applicazione di un sovrapprezzo al cliente finale domestico per la ricezione della fattura cartacea nell’ambito delle offerte del mercato libero denominate “Acea Viva” e “Acea Rapida” in violazione di quanto disposto del decreto legislativo 102/14 e dall’Allegato A alla deliberazione 555/2017/R/com.

In data 14 Dicembre, Acea Energia ha comunicato all’Autorità la cessazione della condotta con la modifica delle condizioni economiche delle offerte contestate ed ha presentato i seguenti impegni:

rimborso del quantum già versato dai clienti domestici;
predisposizione per i clienti di energia elettrica ancora attivi e che abbiano versato il sovrapprezzo contestato di un servizio gratuito di analisi dei consumi al fine di promuovere una maggiore efficienza nell’uso dell’energia;
rafforzamento, anche attraverso figure esterne alla Società, dell’attività di verifica sui contratti di fornitura di energia elettrica e gas sottoscrivibili dai clienti domestici in termini di rispetto della normativa di settore applicabile.

Il termine per la conclusione del procedimento è di 220 giorni decorrenti dalla comunicazione dell’avvio del procedimento, salvo ricorrano motivate esigenze procedimentali.

Altre tematiche

Adeguamento della struttura delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali per i clienti non domestici: In data 30 Dicembre 2016 è stato pubblicato il Decreto Legge n. 244 (c.d. Milleproroghe 2017) che all’articolo 6, comma 9, proroga al 1° Gennaio 2018 il termine entro il quale l’Autorità dovrà adeguare la struttura delle componenti tariffarie relative agli oneri generali di sistema elettrico applicate ai clienti dei servizi elettrici non domestici. Con la delibera 481/2017/R/eel, l’Autorità ha definito le caratteristiche principali della struttura tariffaria degli oneri di sistema valide a partire dal 1° Gennaio 2018. con l’introduzione di due raggruppamenti: oneri generali, quelli a sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione (Asos) e i rimanenti oneri (Arim), tutti caratterizzati da struttura trinomia (quota fissa annua, quota potenza annua e quota variabile sui consumi).

Con la delibera 921/2017/R/eel e con la successiva delibera 71/2018/R/eel, l’Autorità ha poi concluso il processo di riforma degli oneri generali definendo le nuove modalità di attuazione delle agevolazioni a favore delle imprese energivore. Con le delibere 285/2018/R/eel e 339/2018/R/EEL, l’Autorità ha approvato le norme attuative (modalità e tempistiche) per l’apertura del portale da parte di Cassa per la registrazione all’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica dell’anno 2018. Con la delibera 181/2018/R/eel, l’Autorità ha stabilito le norme attuative per consentire alla Cassa di procedere all'erogazione delle agevolazioni a favore delle imprese a forte consumo di energia di competenza degli anni 2016 e 2017 e agli altri adempimenti istruttori connessi.

Differimento completamento riforma oneri generali di sistema per i clienti domestici: Dopo il differimento al 1° Gennaio 2019 stabilito con la delibera 867/2017/R/eel, con la successiva delibera 626/2018/R/eel l’Autorità ha ulteriormente differito al 2020 l'ultima fase della riforma tariffaria per gli oneri generali dei clienti domestici; in particolare l’Autorità ha quindi stabilito:

oneri generali: per l’anno 2019 rimane in vigore la struttura a due scaglioni in vigore nel 2018 per i clienti domestici (fino a 1.800 kWh/anno e oltre 1.800 kWh/anno) che sarà superata definitivamente nel 2020;
DISPBT: dal 1° gennaio 2019, è eliminata la quota euro/kWh a scaglioni per i clienti domestici residenti (identica struttura monomia dei clienti non residenti);
ai clienti aderenti alla sperimentazione tariffaria per pompe di calore viene confermata la struttura tariffaria già in vigore nel 2018 (oneri generali senza scaglioni e DISTBT con struttura monomia per residenti e non);

Con tale intervento, l’Autorità ha voluto minimizzare gli effetti che deriveranno dalla riattivazione degli oneri generali, parzialmente ridotti negli ultimi 2 trimestri per limitare gli aumenti di spesa dell'energia elettrica.

Portale confrontabilità offerte (Legge annuale per il mercato e la concorrenza per l’anno 2017. L. n° 124 del 4 Agosto 2017): Con la delibera 51/2018/R/com (che fa seguito al DCO 763/2017/R/COM), l’Autorità ha definito la disciplina per la realizzazione e gestione del Portale Offerte, da parte del Gestore del SII, per la raccolta e la pubblicazione di tutte le offerte presenti nei mercati retail dell’energia e del gas rivolte ai clienti domestici e P.M.I. La pubblicazione è avvenuta e completata per step successivi entro dicembre 2018.

La delibera inoltre ha previsto future implementazioni graduali che consentiranno di offrire ulteriori servizi, per esempio mediante l’interazione con il SII, che permetterà al Portale di calcolare la spesa associata alle offerte visualizzate dall’utente sulla base del suo profilo di consumo storico effettivo.

Sospensione della compensazione economica della morosità per prelievi fraudolenti Ai sensi della delibera 26/2018/E/eel, in data 28 Febbraio 2018 e 1° Marzo 2018 è stata eseguita presso la sede operativa di Acea Energia una verifica ispettiva da parte dell’Autorità e di Cassa per i servizi energetici e ambientali relativamente all’istanza di compensazione economica della morosità per prelievi fraudolenti presentata nel 2014 relativamente al periodo Agosto 2010 - Luglio 2011.. La verifica non ha evidenziato alcuna criticità in merito all’istanza in oggetto. A seguito delle risultanze delle ispezioni effettuate presso Acea Energia e presso Enel, l’Autorità ha ritenuto opportuno avviare, con delibera 568/2018/R/eel, un processo di modifica del meccanismo in oggetto al fine di meglio incentivare il recupero del credito e disciplinare, efficientandole, alcune tempistiche ed ha quindi sospeso la norma che disciplina il meccanismo di recupero dell’intera morosità derivante dai prelievi fraudolenti (16bis del TIV). La conclusione di tale procedimento è prevista entro il 31 Marzo 2019.

Modalità di determinazione delle condizioni economiche del servizio di tutela del gas naturale a partire dal 1° gennaio 2018 L’Autorità con la delibera 108/2017/R/gas ha determinato le condizioni economiche del servizio di tutela del gas a partire dal 1° Gennaio 2018. Il provvedimento ripristina l'anno termico (1° ottobre – 30 settembre), ossia il riferimento temporale per la tutela gas, almeno fino alla data del superamento del regime di tutela, al momento stabilita al 1° Luglio 2020; in particolare si prevede che le modalità di determinazione siano definite al massimo fino alla fine dell’anno termico 2017-2018, avendo previsto che, qualora prima della fine dell’anno termico intervenisse l’eventuale superamento della tutela ad opera del DdL Concorrenza, tali disposizioni

cesserebbero di essere applicate. Inoltre, la delibera individua il mercato di riferimento per la determinazione della componente CMEM a partire dal 1° Gennaio 2018 e definisce i livelli e i criteri per la definizione della componente CCR. Infine, l'Autorità ha confermato dal 1° Gennaio 2018 la cessazione dell'applicazione della componente GRAD per la gradualità nell'applicazione della riforma della materia prima gas.

Modifica della disciplina del mercato del gas naturale Con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 13 Marzo 2017, previo parere dell’Autorità 98/2017/I/gas, è stata approvata la proposta di modifica della Disciplina del M-GAS (mercato del gas) predisposta dal GME. Con la nuova disciplina in vigore dal 1° Aprile 2017, i mercati MPL (mercato dei prodotti locational) e MGS (mercato del gas movimentato da stoccaggio), che costituivano il PB-GAS (la specifica piattaforma per il bilanciamento del gas naturale), sono confluiti nel rinnovato M-GAS in cui il GME svolge il ruolo di controparte centrale delle transazioni concluse dagli operatori. La disciplina indica modalità formali di partecipazione, illustra il funzionamento tecnico dei singoli mercati e disciplina infine aspetti amministrativi quali pagamenti, garanzie e controversie. Sempre in attuazione dello stesso DM, l’Autorità ha pubblicato la delibera 147/2017/R/gas che ha approvato la convenzione tra GME e Snam Rete Gas funzionale alla gestione di tali mercati secondo l’assetto da ultimo definito con il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 13 marzo 2017. Con la deliberazione 804/2017/I/gas, l’Autorità ha espresso parere positivo in merito alle proposte di modifica della Disciplina M-GAS, predisposte dal Gestore dei Mercati Energetici. Le modifiche, funzionali a migliorare l’efficienza e la liquidità dei mercati del gas naturale, nonché all’implementazione delle disposizioni in materia di neutralità, hanno acquistato efficacia a decorrere dal 10 Gennaio 2018.

Riforma del processo di switching nel mercato retail del gas naturale Con la delibera 850/2017/R/gas, l’Autorità ha ampliato il contenuto informativo del Registro Centrale Ufficiale (RCU) del Sistema Informativo Integrato (SII), nell’ottica di semplificare gli scambi informativi funzionali alla risoluzione contrattuale, alla messa a disposizione dei dati funzionali all’inizio della fornitura e all’attivazione dei servizi di ultima istanza che saranno gestiti nei processi di voltura e switching per il tramite del SII. Ai fini del popolamento del RCU, l’Autorità ha previsto che: a partire da Gennaio 2018, entro l’ultimo giorno lavorativo, le controparti commerciali devono comunicare al SII, per ciascun PDR, l’appartenenza al Servizio di Tutela o al Mercato Libero; a partire dal mese di Aprile 2018, sia le imprese di distribuzione che le controparti commerciali devono caricare massivamente la maggior parte dei dati previsti dalla presente delibera; a partire da Giugno 2018 sia le imprese di distribuzione che le controparti commerciali devono aggiornare on condition i dati costituenti RCU. Con la delibera 77/2018/R/com l’Autorità ha quindi definito la regolazione dello switching gas attraverso il SII a partire dal 1° novembre 2018, nonché la gestione della risoluzione contrattuale e l’attivazione dei servizi di ultima istanza. Il provvedimento ha confermato gli orientamenti illustrati dall’Autorità nel DCO 544/2017 e ricalca il modello attualmente in uso nel settore elettrico.