Attività dell’ARERA (già AEEGSI) in materia di servizi elettrici

In data 16 febbraio 2017 l’Autorità ha pubblicato la delibera 69/2017/R/eel con cui ha definito il meccanismo di compensazione dei costi fissi dell’esercente la maggior tutela per la fuoriuscita dei clienti dal relativo servizio, introducendo l’art. 16 quater nel TIV (“Testo integrato vendita”).

Il meccanismo si applica a partire dall’anno 2016 e prevede:

• una compensazione differenziata per tenere conto sia dei casi di uscita dei clienti verso il mercato libero dello stesso esercente la maggior tutela, che dei casi di uscita verso altri trader, riconoscendo il 35% dei costi riconosciuti (RCVsm), se il cliente è passato sul mercato libero con il medesimo esercente, oppure il 60% se il cliente è passato con un altro trader;
• un tasso di uscita soglia per la partecipazione al meccanismo distinto tra clienti domestici e non domestici e differenziato in funzione del passaggio al mercato libero del medesimo esercente la maggior tutela o di un diverso trader.

Acea Energia, il 20 aprile 2017, ha notificato il ricorso per motivi aggiunti avverso la delibera 69/2017/R/eel al fine di ottenere un innalzamento del valore del costo riconosciuto oltre all’applicazione del meccanismo anche agli anni 2014 e 2015. In data 24 maggio, Acea Energia ha inviato a CSEA l’istanza di partecipazione al meccanismo, rettificata in data 25 luglio a seguito di una richiesta di informazioni pervenuta dall’Autorità.

Con il documento di consultazione 112/2017/R/tlr, e il successivo documento378/2017/R/tlrdel 25 maggio 2017, l’Autorità illustra gli orientamenti in relazione alla definizione dei criteri e delle modalità per l’allacciamento delle utenze alla rete e alle modalità per l’esercizio da parte dell’utente del diritto di disattivazione della fornitura e di scollegamento dalla rete di telecalore.

Il provvedimento determina in via definitiva le componenti T(ins) e T(rav) della tariffa di riferimento T(MIS) di cui all’articolo 15 del TIME, per le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo.

Nonostante il TIRV è entrato in vigore il 1° maggio 2017, l’Autorità ha comunque posto in consultazione le parti più innovative del testo, ossia le nuove tempistiche di presentazione dei reclami per contestare la conclusione del contratto da parte dei clienti domestici nonché le modalità e il termine di adesione alla proceduta di ripristino sempre per quest’ultimi e, infine, anche le disposizioni inerenti ai clienti non domestici.

Il TIRV, che ha abrogato la delibera 153/2012, si applica ai contratti negoziati fuori dai locali commerciali o a distanza e prevede:

• che in caso di reclamo del cliente domestico sull’irregolarità nella conferma del contratto:
• la disciplina ripristinatoria si possa attivare solo a seguito di adesione per iscritto da parte del cliente stesso entro un termine perentorio (20 giorni dalla data di consegna della risposta al reclamo al vettore postale/invio posta elettronica);
• un nuovo termine ultimo per la presentazione dei reclami (40 giorni dall’emissione della prima bolletta);
• ulteriori obblighi informativi nella risposta al reclamo in capo ai venditori;
• qualora il cliente domestico non aderisca alla procedura ripristinatoria potrà attivare la procedura conciliativa presso il Servizio di conciliazione dell’Autorità o presso altri organismi;
• di rimuovere come richiesto dalla Commissione Europea ogni riferimento “ai contratti o attivazioni non richiesti” al fine di eliminare qualsiasi equivoco circa l’applicazione della deliberazione in parola alle forniture non richieste di cui al Codice del consumo (art. 66 quinquies);
• una disciplina differenziata applicabile ai clienti non domestici (in tema di misure preventive e di presentazione del reclamo).

I venditori già aderenti alla procedura della 153/12 sono automaticamente iscritti nel nuovo elenco dei venditori aderenti al TIRV.

Con la delibera543/2017/R/comdel 20 luglio, l’Autorità ha apportato delle modifiche al TIRV prevedendo che il venditore, in fase di accoglimento del reclamo di un cliente domestico, informi anche in merito alle misure che saranno adottate nel caso in cui lo stesso cliente non abbia espresso la propria adesione alla procedura ripristinatoria (che possono anche coincidere con le procedure disciplinate dal TIRV).

Con la delibera 279/2017/R/com del 21 aprile, l’Autorità ha introdotto un meccanismo, a partire dal 2016, volto a favorire la diffusione delle bollette elettroniche presso i clienti finali, anche attraverso specifiche modalità incentivanti, a beneficio degli esercenti la tutela, che prevedono la reintegrazione del differenziale tra il livello dello sconto applicato ai clienti serviti (con bolletta in formato elettronico e domiciliazione bancaria, come previsto dalla Bolletta 2.0) e il costo evitato dall’esercente in conseguenza dell’emissione della fattura in un formato non cartaceo. Per accedere a tale meccanismo è previsto come requisito minimo aver fatturato lo sconto per la bolletta elettronica almeno al 7% dei clienti serviti in tutela; per il 2016 Acea Energia non soddisfa tale requisito minimo e non farà, pertanto, istanza di partecipazione al citato meccanismo.

L’Autorità stabilisce le modalità di ripartizione del contributo forfetario a copertura degli oneri sostenuti per l'addebito del canone televisivo in bolletta. L’intero contributo è pari a € 14 milioni per il 2016 ed € 14 milioni per il 2017, a cui va sottratto un importo da destinare all’Acquirente Unico, stimato in circa € 250.000 (ossia 0,0054 euro per numero medio di POD con Canone TV riscosso).

L’Autorità ha stabilito che il contributo verrà calcolato direttamente dall’Agenzia delle Entrate sulla base delle informazioni che saranno trasmesse dall’Acquirente Unico relativamente al numero medio di punti di prelievo domestici serviti ed al numero medio di punti di prelievo per cui l’impresa di vendita riscuote il canone, nei rispettivi anni, senza richiedere agli operatori l’invio di ulteriori dati.

La formula per il calcolo del contributo, pur differenziandosi da quanto suggerito dagli operatori (euro/pod a scaglioni dimensionali) ripropone la differenziazione tra i costi di investimento e i costi operativi: i primi sono suddivisi in una quota parte fissa (€ una tantum) e quota parte in funzione del numero di clienti domestici serviti (€/POD servito), mentre i secondi sono definiti come soli costi variabili in funzione del numero medio di POD con Canone TV riscosso (€/POD con Canone TV).

L’Autorità ha precisato, inoltre, che eventuali possibili differenze, positive o negative, tra il contributo annuo totale erogabile e la somma dei contributi spettanti a seguito del predetto calcolo, saranno ripartite tra le imprese di vendita proporzionalmente al numero medio di punti di prelievo per cui l’impresa di vendita ha riscosso il canone. Come previsto con provvedimento n. 189448/2017, nel mese dinovembre 2017l’Agenzia dell’Entrate ha comunicato ad Acea Energia che il contributo forfettario spettante per l’anno 2016 risulta essere pari a € 536.615,80 e nel mese di dicembre ha provveduto a corrispondere una quota parte di tale contributo pari a € 514.975,01. Il saldo sarà effettuato all’esito della rideterminazione del contributo che l’Agenzia delle Entrate effettuerà a seguito dell’eventuale accoglimento da parte dell’Acquirente Unico delle osservazioni presentate da alcuni operatori relativamente ai dati forniti dallo stesso Acquirente Unico per l’effettuazione del calcolo.

Viene ridefinito il regime transitorio della valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, rinviando la disciplina definitiva a gennaio del 2019. In particolare viene previsto che:

• siano introdotti fin da subito (1° luglio 2017) i corrispettivi di non arbitraggio macrozonale, al fine di neutralizzare i vantaggi economici che gli utenti del dispacciamento potrebbero trarre dalla differenza dei prezzi zonali all’interno della medesima macrozona;
• la nuova metodologia di calcolo del segno dello sbilanciamento aggregato zonale proposta da Terna sia applicata a decorrere dall’1 settembre 2017, utilizzando in via definitiva il valore del segno determinato nel giorno “D+1” (con pubblicazione preliminare entro 30 minuti dal periodo di consegna non appena possibile e comunque a decorrere da gennaio 2018), senza effettuare rettifiche nel mese “M+1”;
• il ripristino del meccanismo “single pricing” per i punti di dispacciamento per unità non abilitate avvenga anch’esso a partire dal 1° settembre 2017, mantenendo nel frattempo in essere i meccanismi attualmente vigenti di contrasto (quali il sistema mistosingle-dual pricing) delle strategie di programmazione non diligente nei confronti del sistema previsti dalla delibera 800/2016.

Le contestuali innovazioni relative alle modalità di calcolo del segno dello sbilanciamento aggregato zonale e all’introduzione dei corrispettivi di non arbitraggio macrozonale consentono di ridurre notevolmente il rischio che gli utenti del dispacciamento possano trarre benefici economici anche significativi a danno del sistema elettrico, consentendo in tal maniera il ritorno, per tutte le unità non abilitate, ad una valorizzazione di tiposingle pricing, pienamente in linea con il regolamento europeo in materia di bilanciamento elettrico, che raccomanda ilsingle pricingcome regola generale per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi.

Delibera 425/2017/I/com - Rapporto annuale sulla qualità dei servizi telefonici delle aziende di vendita di elettricità e gas 2016

Pubblicato il “Rapporto annuale sulla qualità dei servizi telefonici delle aziende di vendita di elettricità e gas” con riferimento all’anno 2016.

Relativamente ad Acea Energia, risultano soddisfatti tutti e 3 gli standard generali pur evidenziando delle flessioni dovute prevalentemente alle performance del mese di dicembre: l’indicatore AS “Accesso al servizio” (standard ≥95 %) si attesta al 99,96 %, in leggera flessione rispetto al 100% del 2015; l’indicatore TMA “Tempo medio di attesa” (standard ≤200 secondi) si attesta a 194,25 secondi, in aumento rispetto ai 161,17 secondi del 2015 ed infine l’indicatore LS “Livello di servizio” (standard ≥80 %) si attesta all’85,19%, in leggera flessione rispetto all’86,33% del 2015. Nel 2016 risulta invece in miglioramento la percentuale del numero di chiamate telefoniche per clienti serviti, che, pur attestandosi sopra la media nazionale (1,25%), scende a 2,71% dal 3,25% del 2015.

Nel Rapporto è evidenziato inoltre che, a seguito dell’approvazione del nuovo TIQV (delibera 413/2016/R/com), a partire dal 1° gennaio 2017 è prevista una variazione degli standard TMA e LS che risulteranno essere più restrittivi attestandosi rispettivamente a ≤180 e ≥85 %.

In ultimo si ricorda che gli indicatori misurano e monitorano la possibilità di fruire del servizio telefonico, ma non permettono di misurare la qualità della risposta fornita al cliente che ha utilizzato il servizio.

Con la delibera 474/2017/E/com del 28 giugno 2017 l’Autorità ha stabilito di realizzare un’indagine pilota sulla soddisfazione dei clienti finali per le risposte ai reclami scritti o richieste scritte di informazione; tale indagine, effettuata attraverso la metodologia del call-back, si concluderà entro il 30 novembre 2017. Nel progetto sono coinvolti i venditori che hanno ricevuto in media al mese almeno 1.500 reclami scritti nel secondo semestre 2016 e, su base volontaria, i venditori che nello stesso periodo hanno ricevuto in media almeno 300 reclami al mese. Acea Energia, sulla base dei dati rendicontati per la raccolta semestrale sulla qualità commerciale, non è rientrata nel perimetro coinvolto in automatico nell’indagine pilota.

Con la delibera 491/2017/R/eel l’Autorità ha apportato modifiche alla disciplina generale della reintegrazione dei costi degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico, nella parte che attiene alla metodologia di determinazione degli acconti del corrispettivo di reintegrazione ed al processo di riconoscimento degli stessi rendendolo più tempestivo: l’acconto, infatti, può ora essere richiesto per il medesimo anno della richiesta e non più solo per l’anno precedente.

Relativamente agli impianti la cui essenzialità ha durata di un anno solare, l’importo dell’acconto è calcolato sul primo semestre dell’anno, per il 2017, e sul periodo gennaio – agosto, dal 2018 in poi.

Con delibere797/2017/R/eeldel 30 novembre 2017 e863/2017/R/eeldel 14 dicembre 2017 alla centrale Montemartini è stato riconosciuto, rispettivamente, il reintegro a conguaglio dei costi 2015 e il reintegro in acconto dei costi 2016.

Con il documento di consultazione 544/2017/R/com l’Autorità ha posto in consultazione i propri orientamenti in merito alla riforma del processo diswitchingnel mercatoretaildel gas naturale. In linea con quanto già implementato nel settore elettrico, l’Autorità ha in primo luogo intenzione di centralizzare e standardizzare il processo diswitchinggas attraverso il Sistema Informativo Integrato (SII) e, in un’ottica più generale, ha intenzione di far confluire sul SII anche altri processi quali ad esempio l'attivazione dei servizi di ultima istanza e le procedure di cessazione amministrativa. Acea Energia ha partecipato al processo di consultazione attraverso le associazioni di categoria, accogliendo positivamente le proposte dell’Autorità.

Nel 2017, è proseguita da parte dell’Autorità la fase consultiva in merito alla messa a punto del mercato della capacità, con il documento per la consultazione 592/2017. Il documento fa riferimento ai parametri tecnico-economici che andranno a caratterizzare il mercato della capacità italiano, in particolare il prezzo di esercizio, i parametri economici della nuova tipologia di curva di domanda di capacità (a seguito della consultazione di Terna) e le condizioni per le quali la domanda possa attivamente partecipare al mercato della capacità (la cosiddettaDemand Side Response). Il documento pone in consultazione quindi la metodologia per la determinazione del prezzo di esercizio ed i valori dei premi corrispondenti ai diversi punti notevoli della curva di domanda della capacità.

Si ricorda che la disciplina del mercato della capacità (“capacity market”) fa riferimento alle regole di funzionamento del mercato della capacità produttiva (potenza) di energia elettrica, adottate ai sensi del decreto legislativo n. 379/03 ed in conformità ai criteri e alle condizioni definite da ARERA con la delibera ARG/elt 98/11, così come modificata dalla delibera 375/2013/R/eel.

Il meccanismo del mercato della capacità italiano si pone l’obiettivo di fornire adeguati incentivi agli operatori affinché sia disponibile nel sistema una quantità di risorse almeno pari a quanto necessario perché il sistema sia “adeguato”, ovvero a quanto necessario per garantire la copertura della domanda di energia elettrica del sistema senza dover ricorrere a distacchi involontari del carico. A tal fine il sistema - attraverso Terna - acquisisce dagli operatori l’impegno ad offrire la propria potenza, nei limiti delle quantità contrattualizzate, nei mercati dell’energia e dei servizi di dispacciamento.

A gennaio 2017, Terna, ad integrazione delle precedenti consultazioni effettuate nel 2016, ha posto in consultazione una proposta di semplificazione della metodologia per la costruzione delle curve di domanda per Area previste nel mercato della capacità. La consultazione illustra i razionali sottostanti alla definizione delle coordinate dei punti su cui è costruita la curva di domanda e descrive la metodologia per la costruzione delle curve per Area. Si tratta di una esemplificazione metodologica in quanto gli specifici valori di adeguatezza a livello nazionale saranno definiti in sede di approvazione della Disciplina del Mercato della Capacità a cura del Ministero dello Sviluppo Economico.

A fine 2017 l’Autorità non ha ancora dato seguito con un provvedimento di delibera alla fase consultiva che si è tenuta negli anni 2016-2017

Il provvedimento assegna al SII il ruolo di interfaccia unica per la messa a disposizione dei dati di misura periodici e delle relative rettifiche tra distributori e venditori, nonché dei dati messi a disposizione dalle imprese distributrici nei casi di voltura eswitching.

Di conseguenza, anche gli indennizzi previsti dalla regolazione vigente si applicheranno, a regime, con riferimento alla messa a disposizione dei dati di misura nei confronti del SII.

Quanto alle tempistiche di implementazione, la delibera:

• prevede che la fase sperimentale di test, verifiche e collaudi, trovi applicazione a partire dalla messa a disposizione dei dati di competenza ottobre 2017, in ragione delle tempistiche necessarie alla predisposizione degli strumenti informativi essenziali;
• conferma che i dati di misura messi a disposizione attraverso il processo centralizzato da parte del SII acquisiscano carattere di ufficialità a partire da:
• i dati messi a disposizione nel mese di febbraio 2018, con riferimento alle misure periodiche e di rettifica;
• i dati di misura relativi alle volture richieste nel mese di gennaio 2018;
• i dati di misura relativi agliswitchingaventi decorrenza 1° febbraio 2018.

Il documento illustra i primi orientamenti dell’Autorità sul nuovo approccio di regolazione incentivante basato sul controllo complessivo della spesa, c.d. approcciototex. Tale approccio presenta le seguenti principali caratteristiche:

• focalizzazione sulla spesa totale con il superamento dell'attuale regime che considera separatamente i costi operativi e gli investimenti;
• orientamentoforward-lookingcon contestuale potenziamento della capacità del regolatore di valutare criticamente le previsioni di spesa formulate dalle imprese, come sintetizzate nel
• business plan. In particolare, il regolatore deve individuare una propria ipotesi di evoluzione del sentiero di sviluppo non solo dei costi operativi, ma della spesa totale (c.d.baseline) comprendendo quindi anche valutazioni sulla spesa di capitale;
• applicazione di menu di regolazione (matrice IQI) che combina incentivi all'efficienza a incentivi a formulare previsioni veritiere al fine di affrontare il problema dell'asimmetria informativa tra regolatore e soggetti regolati.

Il documento individua quattro principali aree tematiche propedeutiche allo sviluppo dell’approcciototex:

• business plan: le imprese sottopongono al regolatore il proprio business plan (con orizzonte temporale pari a 5-10 anni), nel quale spiegano le proprie valutazioni sulla domanda del servizio (in termini di quantità e di livelli qualitativi attesi) e sulla base delle quali formulano le proprie scelte di investimento, precisando gli obiettivi perseguiti e dimostrando di adottare le soluzioni più efficienti per il loro raggiungimento. Tali attività sono integrate dal processo di discussione pubblica, in cui le imprese acquisiscono il punto di vista degli stakeholder;
• cost assessment: fa riferimento alla stima della baseline da parte del regolatore e alle attività di acquisizione e dei dati necessari per la gestione dell'approcciototex, sia nella fase previsiva, che in quella di consuntivazione e controllo;
• incentivi: si intende dare continuità al sistema di incentivi dell'attuale regolazione, oltre che all’implementazione degli incentivi della matrice IQI;
• gestione delle incertezze: si intende avviare un processo interattivo con le imprese per fornire al regolatore una certa qualità delle informazioni necessarie.

Con riferimento all'ambito di applicazione, nel documento si intende valutare la possibilità di prevedere, per il quinto periodo di regolazione, l'applicazione dell'approccio al gestore di trasmissione nazionale e, in relazione al servizio di distribuzione, di garantire un'ampia copertura del territorio nazionale pur limitando inizialmente il numero di soggetti interessati.

L’Autorità, con il documento per la consultazione 725/2017/R/tlr, ha presentato i primi orientamenti per gli esercenti il servizio di telecalore in merito agli obblighi di separazione contabile e amministrativa (unbundling contabile): tali obblighi sono articolati in relazione alla dimensione degli operatori. Sono anche individuate le attività e i comparti per il settore del telecalore a cui attribuire le poste del bilancio e viene, inoltre, prevista l'introduzione di uno specifico criterio per l'attribuzione delle poste contabili relative alla produzione combinata di energia elettrica e calore.

Con il DCO 763/2017/R/com, l’Autorità ha esposto i propri orientamenti relativamente al portale confrontabilità delle offerte rivolte ai clienti domestici ed alle piccole imprese, così come stabilito dalla delibera 610/2017/R/com e dalla Legge Concorrenza. Il portale, gestito dal SII, raccoglierà e pubblicherà, a tendere, tutte le offerte presenti sul mercatoretaildegli operatori. Nella prima fase di operatività del portale saranno inserite le sole offerte PLACET, che potranno essere trasmesse da parte dei venditori al SII a partire dal 1° febbraio 2018. Acea Energia ha partecipato al processo di consultazione attraverso le associazioni di categoria.

Facendo seguito al DCO 544/2017/R/com, con la delibera 783/2017/R/com del 23 novembre l’Autorità ha rivisto la disciplina del recesso dai contratti di fornitura di energia elettrica e gas.

La delibera ha previsto l’entrata in vigore a partire dal 15 febbraio 2018 dell’Allegato 1 che dispone, per il solo settore elettrico, la gestione centralizzata da parte del SII del processo di recesso per cambio fornitore mentre ha posticipato all’approvazione della riforma delloswitchinggas tramite il SII l’entrata in vigore dell’Allegato 2, che prevede la gestione del recesso tramite il SII anche per il settore gas.

In particolare la delibera ha previsto che:

• l’invio della richiesta diswitchingcostituirà anche esercizio del recesso per cambio fornitore;
• sia eliminato l’obbligo di comunicazione al SII della risoluzione contrattuale per cambio fonditore;
• sia applicato a tutti i clienti finali elettrici (anche industrial) l’obbligo di conferimento della procura a recedere in occasione della conclusione del contratto per cambio fornitore.

La delibera differisce al 1° gennaio 2019 l’attuazione della riforma delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali ASOS e ARIM e della componente DispBT (commercializzazione della vendita) per i clienti domestici di energia elettrica, prevedendo di mantenere per tutto il 2018 le strutture tariffarie attualmente vigenti con aliquote differenziate per scaglioni di consumo (sopra e sotto i 1800 kWh/anno) e distinte tra residenti e non residenti.

La proroga si è resa necessaria per evitare il cumularsi degli effetti della revisione delle agevolazioni per le imprese energivore e dell’ultima fase della riforma tariffaria per i clienti domestici sulle bollette elettriche degli stessi clienti domestici.

Con la delibera 927/2017/R/eel del 28 dicembre 2017, 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 ununpaid ratioCentro 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 il 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.

Sbilanciamenti isole. Giudizio di ottemperanza contro le delibere 333 del 2015 e 333 del 2016

Con la delibera 333/2015/R/eel l’Autorità ha avviato un procedimento al fine di adottare una nuova disciplina degli sbilanciamenti per il periodo intercorrente tra luglio 2012 e febbraio 2015 in cui hanno trovato applicazione le deliberazioni dell’Autorità 342/12, 239/13, 285/13, annullate con Sentenza del TAR del giugno 2014, confermata in via definitiva dal Consiglio di Stato a marzo 2015 n° 1532.

Con la delibera 333/2016/R/eel del 24 giugno 2016 l’Autorità ha stabilito l’applicazione della disciplina tempo per tempo vigente nel momento in cui i partecipanti al mercato erano stati chiamati a programmare le proprie immissioni/prelievi fino al mese di settembre 2014, in quanto a tale data era già noto il ripristino della disciplina della delibera 111/06, e ha dato mandato a Terna di effettuare i relativi conguagli dei corrispettivi di sbilanciamento. Per Acea Energia, Terna ha fissato il conguaglio in € 3.625.371 versato dalla Società nel mese di gennaio 2017.

Successivamente Illumia S.p.A. ha presentato ricorso per ottemperanza alla sentenza del CdS n° 1532 del 2015 chiedendo l’annullamento delle delibere 333/2015/R/eel e 333/2016/R/eel. Il TAR, con sentenza 955 del 26/04/2017 ha confermato la validità delle delibere impugnate, tuttavia, poiché il ricorrente ha proposto anche alcuni motivi che non attengono alla violazione del giudicato, quali ad es. l’errore e/o difetto di motivazione, ha convertito il rito dell’ottemperanza in rito ordinario.