Attività dell’ARERA in materia di servizi elettrici: Area Industriale Infrastrutture Energetiche

Resilienza del sistema elettrico nei piani di sviluppo delle imprese distributrici

La resilienza è la capacità di un sistema di ritornare velocemente nella situazione iniziale dopo aver subito una perturbazione. Sono componenti essenziali della resilienza sia la tenuta alle sollecitazioni, sia la capacità di ripristinare il servizio anche in condizioni di emergenza. Nel V periodo di regolazione 2016-2023 (vedi Testo Integrato della regolazione output-based dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica (TIQE)), l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) sta dando seguito a diverse iniziative per promuovere l’incremento della resilienza del sistema elettrico e ha posto le basi per ulteriori sviluppi.

La Delibera 31/2018/R/eel del 25 Gennaio 2018, infatti, aggiorna il suddetto TIQE , introducendo obblighi di predisposizione dei Piani per la Resilienza per le imprese distributrici. Il Piano Resilienza, a cui va dedicata apposita sezione nell’ambito del Piano di Sviluppo, deve:

avere un orizzonte almeno triennale;
essere elaborato in modo coordinato con Terna e con le imprese distributrici interconnesse e sottese;
includere gli interventi finalizzati a contenere il rischio di disalimentazione a fronte di fattori critici di rischio quali, ad esempio, allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense, ondate di calore e prolungati periodi di siccità.

Mentre con la delibera 668/2018/R/eel del 18 Dicembre 2018, l’Autorità introduce un meccanismo incentivante degli investimenti finalizzati all'incremento della resilienza, sotto il profilo della tenuta delle reti di distribuzione alle sollecitazioni derivanti da eventi meteorologici estremi.

Come anticipato dall’Autorità in consultazione, risultano eleggibili a premio gli interventi con benefici superiori ai costi, mentre sono sottoponibili a penalità tutti gli interventi presenti nel Piano Resilienza del DSO.

Più in dettaglio, il premio per ciascun intervento, quantificabile nel 20% del beneficio netto dell’intervento medesimo, verrà ridotto del 50% nel caso in cui la data di effettivo completamento dell’intervento venga posticipata di un semestre rispetto a quanto inizialmente previsto nel Piano; parallelamente, la penalità associata a ciascun intervento, sarà pari al 10% dei costi realmente sostenuti per l’intervento, nel caso in cui la data di effettivo completamento venga posticipata di 2 semestri rispetto a quella inizialmente indicata nel Piano, e al 25% nel caso in cui il ritardo riguardi 3 o più semestri. In quest’ultimo caso, il DSO dovrà motivare le cause del ritardo, descrivere le azioni intraprese per il recupero del ritardo e dare indicazione degli eventuali extracosti derivanti dal ritardo.

Quanto alle modalità di funzionamento del meccanismo premi/penali, la delibera prevede che entro il 30 Novembre ogni anno dal 2019 al 2024, l’Autorità aggiorni e pubblichi l’elenco degli interventi di ogni principale DSO eleggibili a premio e/o penalità, ed entro il 31 Dicembre di ogni anno dal 2020 al 2025 determini, invece, per ogni DSO i premi e le penalità relativi agli interventi con data di effettivo completamento nell’anno precedente.

Oneri generali di sistema

Gli oneri generali di sistema sono specifiche voci di costo applicate alle fatture dell’energia elettrica e del gas naturale, al fine di raccogliere le somme necessarie al finanziamento di varie forme di incentivazione, come ad esempio quella a sostegno delle Fonti Energetiche Rinnovabili (settore elettrico) e del c.d. Conto Termico (settore gas). Dal momento che tali oneri nascono come componenti accessorie ai corrispettivi di trasporto, essi vengono fatturati ed incassati dai distributori che li devono fatturare ai venditori, i quali – a loro volta – sono incaricati di fatturarli e riscuoterli dai clienti finali. Il versamento ai soggetti del sistema, in particolare Cassa per i Servizi Energetici ed Ambientali (CSEA) e Gestore Servizi Energetici (GSE), avviene ad opera dei distributori. In caso di mancato incasso, da parte dei venditori nei confronti dei clienti finali, ovvero da parte dei distributori nei confronti dei venditori, ciascun soggetto è comunque obbligato a versare quanto dovuto al “soggetto a monte”. Nel rapporto commerciale tra distributori e venditori, l’obbligo di versamento da parte di questi ultimi è assistito da apposite garanzie che devono essere rilasciate al distributore.

Con la Delibera 50/2018/R/eel del 1 febbraio 2018 (Disposizioni relative al riconoscimento degli oneri altrimenti non recuperabili per il mancato incasso degli oneri generali di Sistema,) l’Autorità introduce un meccanismo di reintegro degli oneri generali di sistema versati ma non riscossi dai distributori e stabilisce:

le condizioni di accesso: al riguardo, si prevede che abbia accesso al meccanismo ogni distributore che ne faccia richiesta e che risulti adempiente agli obblighi di versamento degli oneri generali di sistema a partire dai crediti maturati dal 1° gennaio 2016, in relazione a contratti di trasporto risolti per inadempimento da almeno da 6 mesi;
l’ammontare di reintegro: è individuato dall’ARERA il perimetro degli importi da includere sia con riferimento agli oneri sostenuti per eventuali azioni volte al recupero del credito sia con riferimento ai crediti non incassati, nonché gli importi da escludere o da considerare ridotti.

Vengono, quindi, definiti gli aspetti procedurali e gli obblighi posti in capo alla Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) per la quantificazione e la liquidazione degli importi da riconoscere alle imprese.

Infine si segnala la delibera 626/2018/R/eel del 5 dicembre 2018 in cui l’Autorità differisce al 2020 il completamento della riforma degli oneri generali di sistema per le utenze domestiche, rinviando di un ulteriore anno l’eliminazione della progressività residua dalle aliquote. Resta, quindi, in vigore anche per il 2019 la struttura a 2 scaglioni (fino a 1.800 kWh/anno e oltre 1.800 kWh/anno).

Fatturazione e misura nel mercato al dettaglio dell’energia elettrica

Per la completa attuazione della previsioni contenute nella legge di bilancio 2018 (legge n. 205/2017) sul fenomeno maxibollette, (prescrizione biennale dei consumi), ed in considerazione dei rilevanti impatti del dettato di legge sulla regolazione vigente, l’ARERA ha avviato un articolato procedimento che avrebbe dovuto concludersi entro il 31 dicembre 2018, ma che ad oggi non risulta completato.

La Delibera 97/2018/R/com del 22 febbraio 2018 introduce i primi interventi necessari per l’attuazione della Legge di Bilancio 2018 finalizzati alla riduzione del fenomeno. In particolare, stabilisce che:

il venditore è obbligato ad emettere il documento di fatturazione relativo a conguagli operati sulla base di rettifiche dei dati di misura, entro 45 giorni dal momento in cui la rettifica è resa disponibile nell'ambito del Sistema Informativo Integrato (SII);
l'ambito di applicazione della normativa è, in sede di prima applicazione, circoscritto ai clienti finali domestici e non domestici connessi in bassa tensione;
contestualmente all'emissione della fattura e comunque almeno 10 giorni in anticipo rispetto alla scadenza dei termini di pagamento, il venditore è tenuto a informare il cliente della possibilità di eccepire la prescrizione del credito.

Il 13 Aprile 2018, con delibera 264/2018/R/com, l’Autorità è intervenuta nuovamente in materia stabilendo, in via transitoria, che il venditore, in caso di mancato incasso dovuto ad eccezione di prescrizione sollevata dal cliente finale, per i casi relativi a conguagli derivanti da rettifiche imputabili all’impresa distributrice, abbia titolo a richiedere la rideterminazione degli importi, lo storno delle fatture di trasporto e la restituzione delle somme eventualmente versate in eccesso.

Infine, in data 13 Novembre 2018 con la consultazione 570/2018/R/com, l’ARERA ha avviato la definizione delle responsabilità nei casi in cui il ritardo di fatturazione sia attribuibile all’operatore (venditore/distributore) ovvero sia conseguente a mancata o erronea rilevazione dei dati di consumo per responsabilità del cliente finale.

Aggiornamento Tariffe Distribuzione e Misura, Connessione e Trasporto

Con le delibere 150/2018/R/eel del 15 Marzo 2018 e 174/2018/R/eel del 29 Marzo 2018

l’Autorità ha determinato le tariffe di riferimento definitive per l’anno 2017, rispettivamente, per il servizio di Distribuzione e per quello di Misura dell’energia elettrica. Per areti i corrispettivi in quota fissa risultano superiori rispetto a quelli determinati in via provvisoria e resi noti con la delibera 286/2017/R/eel.

Con le delibere del 29 Marzo 2018 175/2018/R/eel e 176/2018/R/eel, l’Autorità ha invece determinato le tariffe di riferimento provvisorie per l’anno 2018, rispettivamente per il servizio di Distribuzione e per quello di Misura dell’energia elettrica.

Con , la – Delibera 670/2018/R/eel del 18 Dicembre 2018 - Aggiornamento delle tariffe per l’erogazione del servizio di trasmissione dell’energia elettrica, per l’anno 2019 e decisioni in merito alle istanze per incentivi a specifici progetti con rischi elevati - aggiorna per l’anno 2019 i corrispettivi per il servizio di trasmissione dell’energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione nazionale di cui all’art. 14 del TIT.

Invece con la delibera 671/2018/R/eel del 18 Dicembre 2018 sono state aggiornate, per l’anno 2019, le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti non domestici e delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione. Il provvedimento, inoltre:

dispone la proroga al 31 Dicembre 2019 del termine per la definizione di criteri di regolazione tariffaria di prelievi e immissioni di potenza ed energia reattiva nei punti di prelievo in alta e altissima tensione;
proroga al 31 Dicembre 2019 la riduzione degli oneri a carico dei clienti domestici che vogliano modificare il livello della potenza contrattualmente impegnata prevista dall'articolo 8-bis del TIC.

Infine con la Delibera 673/2018/R/eel del 18 Dicembre 2018, l’Autorità ha aggiornato, per l’anno 2019, le tariffe relative all’erogazione dei servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) dell’energia elettrica, per i clienti domestici in bassa tensione, nello specifico la tariffa obbligatoria TD a loro riservata.

Smart Meter 2g

Continua l’attenzione dell’Autorità sul tema degli Smart Meter 2g con la pubblicazione del documento di consultazione 245/2018/R/eel del 11 aprile 2018 che illustra gli orientamenti dell'Autorità in merito alla definizione delle specifiche funzionali caratterizzanti la versione "2.1" dei contatori di seconda generazione. Gli orientamenti riguardano in particolare: l’eventuale definizione di un canale complementare su chain 2 dedicato all’invio di informazione all’utente finale, la possibilità di riarmo a distanza in caso di supero di potenza, la possibilità di visualizzare le letture di rimozione, la possibilità di valutare il raggiungimento di determinati valori di soglia impostati dal venditore, le modalità di implementazione delle offerte di tipo pre-pagato.

Inoltre con la delibera 419/2018/R/eel del 2 agosto 2018, l’Autorità provvede alla definizione di criteri di riconoscimento dei costi di misura dell'energia elettrica in bassa tensione legati all'installazione di misuratori 2G prima dell'avvio del piano di installazione massiva previsto ai sensi del provvedimento 646/2016/R/eel.

In particolare, l’ARERA:

conferma le regole di riconoscimento della spesa di capitale vigenti anche per gli investimenti 1G che entreranno in esercizio nel 2019, prevedendo che il valore massimo riconoscibile per contatore sarà sempre pari al 105% del corrispondente valore riferito al 2015;
introduce un nuovo meccanismo transitorio per gli investimenti in 2G installati dalle imprese negli anni 2018 e 2019, prima dell’avvio del piano di sostituzione massiva, tale per cui la spesa massima riconoscibile per contatore 2G sarà pari alla somma:
del 125% della spesa media unitaria sostenuta nel 2015 per l’approvvigionamento dei contatori 1G,
del 105% dell’investimento per misuratore al netto della spesa media per l’approvvigionamento dei misuratori installati sostenuta sempre nel 2015.

Le modifiche rispondono alle difficoltà di alcuni DSO a reperire sul mercato contatori 1G ormai fuori produzione e alla contestuale necessità di avviare l’approvvigionamento dei 2G prima di aver presentato la richiesta di ammissione al riconoscimento degli investimenti in regime specifico (RARI) all’Autorità.

Bonifica colonne montanti vetuste

Il documento di Consultazione 331/2018/R/eel del 14 giugno 2018 contiene gli orientamenti dell’Autorità volti a favorire le attività di bonifica delle colonne montanti vetuste e illustra meccanismi che possano agevolare l’acquisizione delle necessarie autorizzazioni da parte delle imprese distributrici per intervenire nelle proprietà private.

L’obiettivo dell’Autorità è definire un costo unitario standard per le opere edili connesse all’intervento, costruito, oltre che in funzione del pregio delle rifiniture dell’immobile, sulla base dei seguenti parametri:

quota per stabile (costi fissi dell’intervento);

quota variabile (costi variabili dell’intervento in relazione all’estensione dello stabile), da fissare in funzione del numero degli utenti interessati dalla bonifica;

eventuali altri parametri (come ad esempio l’esistenza di vincoli architettonici o storici).

TEE Titoli di Efficienza Energetica: determinazione del contributo tariffario

L’Autorità con il provvedimento 487/2018/R/efr del 27 Settembre 2018 aggiorna i criteri di determinazione del contributo tariffario riconosciuto ai distributori adempienti agli obblighi di risparmio energetico, in considerazione delle modifiche introdotte dal decreto interministeriale 10 Maggio 2018, di aggiornamento del previgente decreto interministeriale 11 Gennaio 2017, nonché delle evoluzioni del meccanismo riscontrate negli ultimi anni.

Conseguentemente alla delibera è stato approvato l'aggiornamento del Regolamento delle transazioni bilaterali e delle Regole del mercato di TEE, così come proposto dal GME (delibera 501/2018/R/efr).

Procedimenti sanzionatori conclusi

Il Consiglio di Stato, con sentenza del 22 Febbraio 2018, ha annullato del tutto la sanzione, con la motivazione che, come correttamente rilevato da areti, la regolazione allora vigente non prevedeva alcun obbligo di registrazione dei solleciti conseguenti ad una prima segnalazione già registrata di un medesimo cliente. Infatti, con la delibera

512/2013/S/eel, che fa seguito alla VIS 60/11, l’Autorità ha disposto l’irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria pari a Euro 517.000 nei confronti di areti per violazione in materia di registrazione delle interruzioni del servizio di distribuzione dell’energia elettrica. In particolare, la violazione riguardava gli obblighi, previsti nel precedente TIQE (2011-2015), di:

documentare l'inizio delle interruzioni senza preavviso lunghe originate sulla rete in bassa tensione mediante annotazione su apposito elenco della data, dell'ora e del minuto della prima segnalazione, anche attraverso chiamata telefonica, dell'interruzione;
annotare su appositi elenchi tutte le chiamate ricevute per segnalazioni guasti, anche in assenza di interruzione.

L'Autorità, rispetto a tali due contestazioni, ha ritenuto di voler procedere per la violazione relativa alla mancata registrazione di tutte le chiamate, compresi i solleciti.

In data 13 Gennaio 2014, areti ha presentato ricorso al TAR Lombardia, il quale ha accolto parzialmente la richiesta di annullamento del provvedimento, riducendo la sanzione per areti a 50.000 Euro. In sostanza, pur confermando l’esistenza dell'infrazione, i giudici rilevarono che l'ARERA si era limitata a indicare l'entità della sanzione senza addurre adeguate motivazioni circa le modalità di quantificazione della medesima.

Con successiva deliberazione 14/2016/C/eel l’Autorità ha dato mandato alla presentazione del ricorso al Consiglio di Stato contro la sentenza del TAR Lombardia, il quale si è espresso dando ragione ad areti.

Con altra delibera 300/2018/S/eel ARERA dispone l'irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria di Euro 906.000 nei confronti di areti per violazioni in materia di messa in servizio di misuratori elettronici. Il procedimento, avviato con delibera VIS 62/2014/S/eel, discende da una comunicazione trasmessa dalla società all’ARERA, in risposta ad una richiesta dati, dalla quale emergeva che, diversamente da quanto previsto dalla delibera 292/2006, alla data del 30 giugno 2013 la percentuale di misuratori messi in servizio, rispetto al totale dei POD in bassa tensione con potenza disponibile inferiore a 55 kW, era pari all’89,9%, diversamente da quanto previsto dalla regolazione (95%).