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

DCO46/2017/R/tlr - Regolazione della qualità contrattuale del servizio di telecalore (teleriscaldamento e teleraffrescamento). Inquadramento e primi orientamenti

Con il documento di consultazione 46/2017/R/tlr, e il successivo documento 438/2017/R/tlr del 15 giugno 2017, l’ARERA ha illustrato gli orientamenti per la regolazione di alcuni profili di qualità contrattuale del servizio di telecalore, connessi all’avvio, alla gestione e alla chiusura del rapporto di utenza. La regolazione che si intende avviare avrebbe durata quadriennale e prevedrebbe l’applicazione di indennizzi automatici in

caso di mancato rispetto degli standard specifici stabiliti per il settore e con riferimento alle cause imputabili all’esercente; il valore di tali indennizzi dovrebbe essere commisurato alla potenza contrattualmente impegnata dall’utente, per tenere conto della dimensione dell’utente interessato dalla violazione.

Delibera 69/2017/R/eel - Servizio di maggior tutela: meccanismo di compensazione dei costi fissi sostenuti dagli esercenti il servizio

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.

Delibera 80/2017/C/eel - Appello avverso le sentenze del Tar Lombardia, Sezione II, 13 gennaio 2017, 75 e 76, 26 gennaio 2017, 201 e 31 gennaio 2017, 236, di annullamento parziale della deliberazione dell’Autorità 522/2014/R/eel

L’Autorità, con delibera 80/2017/C/eel del 23 febbraio 2017, 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 1° gennaio 2013 al 31 dicembre 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. La trattazione del ricorso è stata rinviata alla camera di consiglio del Consiglio di Stato del 20 settembre 2018.

Delibera 109/2017/C/eel - Avvio di procedimento per l’ottemperanza alle sentenze del Tar Lombardia, Sezione II, 31 gennaio 2017, 237, 238, 243 e 244, relative alla deliberazione dell’Autorità 268/2015/R/eel, in tema di garanzie per l’esazione degli oneri generali del sistema elettrico

La delibera 109/2017/R/eel del 3 marzo 2017 fa seguito alle sentenze del TAR del 31 gennaio 2017, nn. 237, 238, 243 e 244, che hanno annullato il Codice di rete (delibera 268/2015/R/eel) nella parte in cui prevedeva di considerare anche gli oneri generali non riscossi nel calcolo dell’importo della garanzia dovuta dal venditore al distributore.

L’Autorità ha impugnato tali sentenze al Consiglio di Stato con la delibera79/2017/C/eeldel 23 febbraio 2017, definendo con la delibera 109 una disciplina transitoria in base alla quale i distributori hanno l’obbligo di:

• ridurre l’importo delle garanzie del 5,6% (tale riduzione è stata motivata dall’accorciamento delle tempistiche di risoluzione contrattuale in caso di inadempimento del venditore, come previsto dalla delibera 553/16);
• applicare un’ulteriore riduzione del 4,9% alla quota parte degli importi delle garanzie (già ridotte) relativa ai soli oneri generali (tale riduzione è stata determinata sulla base della stima degli oneri normalmente riscossi);
• adeguare le garanzie entro il 14 aprile 2017.

Contestualmente la delibera avvia un procedimento per individuare, entro il 31 dicembre 2017, la disciplina definitiva delle garanzie del Codice di rete e adottare meccanismi di compensazione per i venditori e le imprese distributrici per l’eventuale mancato incasso degli oneri generali di sistema, applicabili a partire da gennaio 2016.

La delibera 109 è stata impugnata da parte di Gala S.p.A. con istanza di misura cautelare respinta dal TAR il 24 marzo 2017, mentre in data 25 maggio, il Consiglio di Stato ha accolto l’appello della stessa società sull’ordinanza del TAR, sospendendo temporaneamente le riduzioni degli importi della garanzia a favore del distributore.

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 non riscossi nel calcolo delle garanzie che i venditori devono prestare ai distributori per la conclusione del contratto di trasporto. A seguito di ciò, con il comunicato del 29 dicembre 2017, l’Autorità ha ribadito che la disciplina transitoria definita con la delibera 109 trova piena applicazione in tutte le sue parti.

DCO 112/2017/R/tlr - Disposizioni in materia di contributi di allacciamento e modalità per l’esercizio da parte dell’utenza del diritto di disattivazione e di scollegamento nel servizio di telecalore (teleriscaldamento e teleraffrescamento)

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.

Delibera 188/2017/R/eel – Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica, per l’anno 2016

La delibera approva i valori delle tariffe di riferimento definitive, per l’anno 2016 per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica. Perareti i corrispettivi in quota fissa risultano di poco inferiori rispetto a quelli determinati dall’ARERA in via provvisoria e resi noti con la delibera 233/2016/R/eel.

Delibera 199/2017/R/eel – Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per il servizio di misura dell’energia elettrica, per l’anno 2016

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.

Delibera 206/2017/R/tlr – Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per il servizio di misura dell’energia elettrica, per l’anno 2016

Con la delibera 206/2017/R/tlr, l’Autorità ha avviato un procedimento per il monitoraggio dei prezzi del servizio di telecalore, al fine di esercitare i poteri di regolazione in materia di trasparenza delle condizioni economiche di fornitura del servizio, di qualità del servizio e di tariffe, nonché i poteri di controllo attribuiti dal decreto legislativo n. 102/14 e, più in generale, al fine di monitorare l'impatto degli interventi di regolamentazione del settore sui prezzi praticati dai gestori all'utenza. Il procedimento doveva concludersi entro il 31 dicembre 2017.

Delibera 228/2017/R/com - Adozione del Testo integrato in materia di misure propedeutiche per la conferma del contratto di fornitura di energia elettrica e/o di gas naturale e procedura ripristinatoria volontaria - TIRV

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).

Delibera 275/2017/R/gas - Avvio di procedimento per l’ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016, di annullamento della deliberazione dell’Autorità ARG/gas 89/10, in materia di determinazione del valore della materia prima gas per il periodo da ottobre 2010 fino alla riforma gas dell’Autorità. Misure a tutela dei clienti finali

Con tale delibera, l’Autorità ha disposto l'avvio di un procedimento per l'ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016 con cui viene definitivamente annullata la delibera ARG/gas 89/10 sul valore della materia prima gas per i clienti in tutela. Nello specifico, è stato annullato il coefficiente di demoltiplicazione k che, introdotto nel corrispettivo QEt, determinava una riduzione dell’ammontare dei costi di approvvigionamento riconosciuti in tariffa a favore clienti per la materia prima gas; tale coefficiente era valido per l'anno termico 1° ottobre 2010 - 30 settembre 2011, ma, a seguito di aggiornamenti, è stato applicato anche per il periodo 1° ottobre 2011 sino al 30 settembre 2012.

L’Autorità, per ottemperare alla citata sentenza, con la delibera737/2017/R/gasdel 2 novembre 2017, ha stabilito di alzare il valore del coefficiente k della componente QE a 0,952 rispetto ai precedenti valori di 0,925 e 0,935 (a valere per l’intero periodo 1 ottobre 2010 – settembre 2012); relativamente alle modalità di regolazione degli ammontari da fatturare ai clienti finali verrà pubblicato un apposito DCO in modo da poter concludere il procedimento entro luglio 2018.

Delibera 279/2017/R/com - Bolletta 2.0: meccanismo incentivante per una maggiore diffusione delle bollette in formato elettronico dirette ai clienti serviti in regimi di tutela e modifiche alla Bolletta 2.0

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.

Delibera 286/2017/R/eel – Determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica, per l’anno 2017

La delibera rende note le tariffe di riferimento provvisorie 2017 per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica, comprensive del valore di pre-consuntivo degli incrementi patrimoniali entrati in esercizio e delle immobilizzazioni in corso relativi all’anno 2016.

Delibera 291/2017/R/eel - Criteri di ripartizione del contributo forfetario a carico dell’Agenzia delle entrate, a copertura degli oneri sostenuti dai venditori di energia elettrica per l’addebito del canone (televisivo) contestuale alle fatture, per gli anni 2016 e 2017

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.

DCO 307/2017/R/com – Criteri per il riconoscimento dei costi sostenuti dalle imprese distributrici di energia elettrica e di gas naturale per il cambio del marchio e delle relative politiche di comunicazione

Il documento fa seguito alla delibera 237/2017/R/com del 13 aprile 2017 con la quale l’ARERA ha avviato il procedimento per il riconoscimento specifico dei costi sostenuti dalle imprese distributrici per il cambio del marchio e delle relative politiche di comunicazione, a seguito dell'introduzione delle disposizioni del Testo integrato diunbundlingfunzionale (TIUF).

In particolare, gli obblighi didebrandingdovevano essere assolti entro il 30 giugno 2016 (cambio denominazione sociale, marchio, insegne ed altri elementi distintivi) ed entro il 1° gennaio 2017 (canali informativi, spazi fisici e personale distinti).

Nel testo vengono declinati i costi ammissibili (capex e opex) relativi al triennio 2015-2017 che saranno riconosciuti solo ai distributori che ne hanno dato separata evidenza contabile, con corretta imputazione nei conti annuali separati.

Delibera 419/2017/R/eel - Valorizzazione transitoria degli sbilanciamenti effettivi nelle more della definizione della disciplina di regime basata su prezzi nodali

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.

Delibera 435/2017/R/efr – Definizione del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti dai distributori di energia elettrica e gas naturale soggetti agli obblighi nell’ambito del meccanismo dei titoli di efficienza energetica

La delibera rivede le regole di determinazione del contributo tariffario riconosciuto ai distributori di energia elettrica adempienti agli obblighi di risparmio energetico nell'ambito del meccanismo dei titoli di efficienza energetica (TEE), per gli anni d'obbligo a partire dal 2017. Più in dettaglio:

• viene introdotto, per la determinazione del contributo, il c.d. prezzo di riferimento rilevante di sessione determinato dal prezzo medio, ponderato per le quantità, delle transazioni eseguite in ciascuna sessione e concluse a un prezzo compreso entro un intervallo del ±12% rispetto al prezzo di riferimento rilevante della sessione precedente;
• viene definito il contributo di riferimento (ex contributo preventivo) tenendo conto della media pesata (sui volumi delle transazioni di mercato e concluse tramite accordi bilaterali) degli ultimi due contributi definitivi, prevedendo un transitorio per l'anno d'obbligo 2017 per il quale è dato un peso maggiore al contributo definitivo 2016 rispetto a quello del 2015;
• vengono modificati i parametri costituenti il coefficiente k, applicato alla differenza tra il contributo di riferimento e i prezzi di scambio sul mercato;
• viene definito il contributo tariffario da erogare in occasione della nuova scadenza annuale per il raggiungimento degli obiettivi entro il 30 novembre di ciascun anno, procedendo con l'erogazione in acconto sulla base del contributo definitivo dell'anno precedente, a valere su una quantità limitata di obiettivo in capo a ciascun distributore (40% dell'obiettivo specifico dell'anno d'obbligo e 75% delle quote residue degli obiettivi degli anni d'obbligo precedenti);
• si conferma l'assenza di limiti al trattenimento dei TEE sui conti proprietà, non prevedendo una data di scadenza degli stessi.

Quanto all’applicazione del criterio di competenza, inizialmente introdotto a partire dall’anno d’obbligo 2017, con successivo provvedimento634/2017/R/efrdel 15 settembre 2017 ne è stato disposto lo slittamento:

• per quanto riguarda i titoli afferenti il residuo degli obiettivi dell'anno d'obbligo 2017, si applica il previgente criterio di cassa;
• per quanto riguarda, invece, i titoli afferenti i residui degli obiettivi degli anni d'obbligo compresi tra il 2018 e il 2020, si applicherà il criterio di competenza solo a porzioni di essi, in modo progressivo e uniformemente crescente nel tempo. Le quantità di titoli cui applicare il criterio di competenza verranno quantificate mediante l'applicazione di parametro (rispettivamente pari a 0,25, 0,5 e 0,75) ai titoli consegnati da parte dei distributori soggetti agli obblighi a valere sulle compensazioni degli anni d'obbligo precedenti. Ai titoli afferenti le porzioni restanti di ciascun residuo si applicherà invece il criterio di cassa.

L'applicazione completa del criterio di competenza si raggiungerà solo con riferimento agli obiettivi residui degli anni d'obbligo successivi al 2020.

Dato che e-distribuzione ha proposto ricorso straordinario al Presidente della Repubblica avverso la delibera 435/2017/R/efr, notificato in data 11 ottobre 2017 ad ARERA, con la delibera707/2017/C/efrdel 26 ottobre 2017 l’Autorità, quindi, ha deliberato di proporre opposizione a detto ricorso.

Delibera 474/2017/E/com - Avvio di un’indagine pilota in tema di soddisfazione dei clienti finali per le risposte a reclami scritti o richieste di informazioni ricevute dalle imprese di vendita di energia elettrica e di gas naturale

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.

Delibera 481/2017/R/eel - Struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per il settore elettrico applicabile dal 1 gennaio 2018. Definizione dei raggruppamenti degli oneri generali di sistema

L’Autorità ha definito la nuova struttura tariffaria degli oneri generali da applicare dal 1° gennaio 2018 ai clienti non domestici relativamente alle componenti A2, A3,A4, A5, As, MCT, UC4 e UC7 prevedendo, in particolare:

• due raggruppamenti: i) oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione (ASOS) e ii) rimanenti oneri (ARIM);
• he tali raggruppamenti abbiano una forma trinomia, caratterizzata da tre aliquote (una quota fissa espressa in centesimi di euro per punto di prelievo per anno; una quota potenza espressa in centesimi di euro/kW per anno; e una quota variabile espressa in centesimi di euro/kWh);
• che la struttura del raggruppamento ASOS debba essere differenziata per classi di agevolazioni previste per le imprese a forte consumo di energia elettrica (“energivori”), definite con la delibera 921/2017/R/eel del 28 dicembre 2017;
• che per semplicità la predetta struttura tariffaria sia applicata anche ai clienti domestici e riguardi pure le componenti tariffarie UC3 e UC6, che non sono afferenti agli oneri generali.

Delibera 491/2017/R/eel - Determinazioni in merito all’istanza di ammissione al regime di reintegrazione dei costi ex deliberazione dell’Autorità 111/06, per l’impianto centrale elettrica di Capri. Modifiche e integrazioni alla deliberazione 111/06

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.

Delibera 491/2017/R/eel - Determinazioni in merito all’istanza di ammissione al regime di reintegrazione dei costi ex deliberazione dell’Autorità 111/06, per l’impianto centrale elettrica di Capri. Modifiche e integrazioni alla deliberazione 111/06

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.

DCO 544/2017/R/com - Riforma del processo diswitchingnel mercatoretaildel gas naturale

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.

Delibera 555/2017/R/com - Offerte “A Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela” (offerte P.L.A.C.E.T.) e condizioni contrattuali minime per le forniture ai clienti finali domestici e alle piccole imprese nei mercati liberi dell’energia elettrica e del gas naturale

Con la delibera 555/2017/R/com del 27 luglio, l’Autorità, facendo seguito al DCO 204/2017/R/com, ha approvato la disciplina delle offerte PLACET (Offerte “A Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela”) unitamente alle condizioni contrattuali minime per tutte le altre offerte del mercato libero diverse dalle offerte PLACET; tali disposizioni entreranno in vigore il 1° gennaio 2018. In particolare la delibera prevede che le offerte PLACET dovranno essere 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 potrà 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).

Con la delibera848/2017/R/comdel 5 dicembre, 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.

DCO 592/2017/R/eel - Mercato italiano della capacità. Ultimi parametri tecnico-economici

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

Delibera 593/2017/R/com - Evoluzione del sistema indennitario: implementazione nel SII e disciplina della sua applicazione al settore del gas naturale

Con la delibera 593/2017/R/com del 3 agosto, l’Autorità ha approvato il TISIND (Testo integrato del sistema indennitario a carico del cliente finale moroso nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale), ossia la rivisitazione della disciplina del sistema indennitario già in vigore dal 2010 nel settore dell’energia elettrica: si prevede l’implementazione della disciplina nel Sistema Informativo Integrato (SII) e l’estensione della stessa

anche al settore del gas naturale. Nel nuovo testo i criteri di quantificazione dell'indennizzo sono confermati per il settore elettrico ed estesi anche a quello del gas, prevedendo solo un aggiornamento del calcolo dell’indennizzo che sarà pari al minimo tra il credito relativo ai consumi degli ultimi 4 mesi e il valore medio di 3 mesi di erogazione della fornitura, riconoscendo l’allungamento del periodo dello scoperto potenziale dei venditori in seguito ad alcune modifiche regolatorie sulla costituzione in mora e loswitching. Inoltre il TISIND semplifica le modalità operative e razionalizza l'insieme dei testi che compongono l'attuale disciplina transitoria. Il Gestore del SII, entro il 31/05/2018, provvederà all’implementazione delle specifiche tecniche (in consultazione fino al 16/10/2017) e al relativo collaudo funzionale. Sulla base degli esiti di tali attività, l'Autorità individuerà con successivo provvedimento la data di entrata in vigore del TISIND, eventualmente anche distinta per settore, elettrico e gas.

Delibera 594/2017/R/eel - Disposizioni in merito alla gestione dei dati di misura nell’ambito del Sistema Informativo Integrato (SII), con riferimento al settore elettrico

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.

Delibera 629/2017/R/eel - Disposizioni alle imprese distributrici e ai venditori per le imprese a forte consumo di energia elettrica in ordine a fatturazione e rateizzazione dei conguagli relativi agli anni 2014 e 2015 e misure per la riduzione degli oneri finanziari dei venditori

Con la delibera 629/2017/R/eel del 14 settembre l’Autorità ha disposto che i venditori provvedano a fatturare e rateizzare i conguagli di competenza degli anni 2014 e 2015 relativi all’applicazione delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica. Inoltre, al fine di ridurre le potenziali criticità finanziarie ed economiche a carico dei venditori interessati, la delibera prevede la possibilità di ottenere l’anticipazione degli importi rateizzati (a partire da febbraio 2018), nonché di partecipare ad un apposito meccanismo di riconoscimento dei crediti non riscossi a partire dal 30 aprile 2019.

Delibera 683/2017/R/eel - Applicazione dell’approcciototexnel settore elettrico. Primi orientamenti per l’introduzione di schemi di regolazione incentivante fondati sul controllo complessivo della spesa

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.

Delibera 716/2017/R/eel - Disposizioni in materia di remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati, realizzati negli anni 2012-2013 dall’impresaareti S.p.a., per gli anni tariffari dal 2014 al 2017

Il provvedimento dispone a CSEA l’erogazione degli importi riferiti alla maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale (WACC) per gli investimenti entrati in esercizio negli anni 2012 e 2013, per importi pari a circa € 530.000.

DCO 725/2017/R/tlr - Disposizioni in materia di obblighi di separazione contabile per gli esercenti il servizio di telecalore (teleriscaldamento e teleraffrescamento) - Primi orientamenti

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.

Delibera 762/2017/I/eel - Proposta al Ministro dello Sviluppo Economico in merito all’Elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica ai clienti finali

Il provvedimento approva la proposta dell’Autorità al Ministero dello Sviluppo Economico (MISE) sui criteri, i requisiti e le modalità per l'ammissione dei soggetti esercenti la vendita nell'Elenco previsto dalla Legge Concorrenza (legge n. 124 del 4 agosto 2017) con la quale è stato stabilito di sottoporre a regime di autorizzazione l’attività di vendita di energia ai clienti finali.

Di seguito i punti di attenzione:

• la disciplina dell’Elenco riguarda esclusivamente le c.d. controparti commerciali, ossia le imprese che vendono energia direttamente ai clienti finali. Sono, quindi, esclusi gli utenti di trasporto che servono clienti grossisti;
• ai fini dell’iscrizione all’Elenco, i venditori, nonché le società che svolgono nei loro confronti attività di direzione e coordinamento (tipicamente la capogruppo):a)non devono trovarsi in stato di
• fallimento o di liquidazione coatta,b)non devono trovarsi in concordato preventivo, anche se in condizioni di continuità aziendale. Per i venditori che già operano nel mercato alla data di entrata in vigore dell’Elenco (e per le società che svolgono nei loro confronti attività di direzione e coordinamento), rileva invece soltanto il rispetto del requisito di cui al punto a). Tali imprese, già accreditate al SII, saranno inserite d’ufficio nella prima versione dell’Elenco stesso. Anche con riferimento all’esclusione dall’Elenco, rileva soltanto il mancato rispetto del requisito di cui al punto a): diversamente, può continuare la propria attività il venditore che si trova, in un momento successivo all’iscrizione, in concordato preventivo con continuità aziendale;
• requisisti di natura finanziaria richiesti ai venditori: soglia minima del capitale sociale (€ 50.000) e puntualità dei pagamenti verso Terna e i distributori: in merito ai distributori, coerentemente con quanto già previsto nel Codice di rete, tale requisito è soddisfatto qualora non si verifichino due o più ritardi di pagamento da parte del venditore, anche non consecutivi, nell’ambito di un semestre;
• requisiti tecnici dei venditori: puntuale trasmissione delle offerte di vendita nel portale di confrontabilità istituito sul sito del MISE e ulteriori indicatori da definire successivamente relativi alla qualità commerciale, alla fatturazione e alla morosità;
• individuazione di “classi affidabilità” in cui i venditori saranno inseriti in funzione del grado di rispetto dei predetti requisiti; in particolare, l’inserimento nella “classe di osservazione” comporta l’avvio di un’analisi specifica da parte del Ministero a seguito della quale può avvenire l’esclusione dall’elenco con risoluzione immediata dei contratti con i clienti finali.

L’Autorità ha inoltre rinviato ad un successivo provvedimento la definizione di ulteriori requisiti imprescindibili, finalizzati ad individuare una modalità di verifica periodica della competenza in materia normativa e regolatoria delle figure di responsabilità delle imprese iscritte nell’Elenco.

Si resta in attesa dell’emanazione del decreto ministeriale che istituirà l’elenco dei venditori, previsto dalla Legge Concorrenza entro il 30 novembre 2017.

DCO 763/2017/R/com - Portale per la pubblicazione delle offerte rivolte ai clienti finali domestici e alle piccole imprese nei mercati al dettaglio dell’energia elettrica e del gas naturale. Orientamenti per la formulazione di disposizioni dell'Autorità per la realizzazione e la gestione del Portale (ai sensi dell'art. 1, comma 61 della Legge 124/2017)

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.

Delibera 771/2017/E/com - Intimazione ad adempiere agli obblighi di fornire riscontro alle richieste di informazioni dello Sportello per il consumatore di energia

Con la delibera 771/2017/E/com del 23 novembre, l’Autorità ha intimato ad Acea Energia SpA,areti SpA ed altri 36 esercenti di adempiere agli obblighi di risposta alle richieste di informazioni dello Sportello per il consumatore di energia, risultate inevase alla data del 31 ottobre 2017. In data 27 dicembre 2017, Acea Energia SpA eareti SpA hanno comunicato all’Autorità di aver adempiuto ai predetti obblighi.

Delibera 783/2017/R/com - Disposizioni in materia di revisione delle modalità implementative relative alla disciplina del recesso dai contratti di fornitura di energia elettrica e gas

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.

Delibera 793/2017/R/eel - Determinazione dei premi e delle penalità relativi alla regolazioneoutput-baseddel servizio di distribuzione dell’energia elettrica, per l’anno 2016

Il provvedimento determina, per l'anno 2016, i risultati relativi ai recuperi di continuità del servizio di distribuzione: perareti il saldo tra premi e penalità dà origine a un versamento di circa € 942.000.

Delibera 867/2017/R/eel - Differimento del completamento della riforma delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica, di cui alla deliberazione dell’Autorità 582/2015/R/eel

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.

Delibera 882/2017/R/eel - Aggiornamento, per l’anno 2018, delle 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

La delibera aggiorna le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura per l’anno 2018 ed estende le modalità parametriche di riconoscimento dei costi dei misuratori 1G anche per gli investimenti che entreranno in esercizio nel 2018 per i quali il valore massimo riconoscibile per misuratore installato sarà, come avvenuto per il 2017, pari al 105% del corrispondente valore relativo agli investimenti entrati in esercizio nel 2015.

Delibera 927/2017/R/eel - Aggiornamento delle componenti RCV e DISPbt relative alla commercializzazione dell’energia elettrica. Modifiche al TIV. Ulteriori disposizioni a favore delle popolazioni colpite dagli eventi sismici verificatisi nei giorni del 24 agosto 2016 e successivi

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.

Legge di bilancio 2018 (legge 205 del 27 dicembre 2017)

Relativamente al mercato dell’energia, la legge 205 del 27 dicembre 2017 ha 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.

Nella stessa legge di bilancio sono state inoltre inserite disposizioni a favore delle auto elettriche prescrivendo che il MISE individui, entro il 1° luglio 2018, criteri e modalità volti a favorire la diffusione della tecnologia di integrazione tra i veicoli e la rete elettrica (vehicle to grid), anche prevedendo la definizione delle regole per la partecipazione ai mercati elettrici e di specifiche misure di riequilibrio degli oneri di acquisto rispetto ai prezzi di rivendita dell'energia.

E’ stato, inoltre, modificato il nome dell’Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico, sostituendolo con Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), in virtù dell’attribuzione alla stessa, a partire dal 1° gennaio 2018, delle funzioni di regolazione e controllo in materia di rifiuti.