Approfondimento sull'evoluzione di SEU e RIU verso incentivazioni ad hoc

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fotovoltaico
di Arcangelo Bimbo

Il decreto legislativo n. 115/08 di attuazione della direttiva europea 2006/32/CE relativa all’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici, la legge n. 99/09 recante disposizioni per lo sviluppo e l’internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia ed il conseguente decreto ministeriale 10 dicembre 2010 di attuazione dell’articolo 30, comma 27, della legge n. 99/09 e il decreto legislativo n. 93/11 di recepimento della direttiva europea 2009/72/CE relativa al mercato interno dell’energia elettrica definiscono, tra l’altro, nuove fattispecie quali i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) e i sistemi ad essi equiparati (SESEU), le Reti Interne di Utenza (RIU), i Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC), attribuendo all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (di seguito: l’Autorità) il compito di definire i criteri e le condizioni per l’erogazione dei servizi di connessione, trasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento, tenendo conto delle agevolazioni previste.
In particolare:
-) in relazione ai SEU, l’articolo 2, comma 1, lettera t), del decreto legislativo n. 115/08 prevede che il Sistema Efficiente di Utenza (SEU) sia un “sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, è direttamente connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’impianto per il consumo di un solo cliente finale ed è realizzato all’interno dell’area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente”;
-) in relazione ai SEU e ai Sistemi Equiparati ai SEU (SESEU), l’articolo 10 del decreto legislativo n. 115/08 prevede:
al comma 1 che “l’Autorità per l’energia elettrica e il gas definisce le modalità per la regolazione dei sistemi efficienti di utenza, nonché le modalità e i tempi per la gestione dei rapporti contrattuali ai fini dell’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento, tenendo conto dei principi di corretto funzionamento del mercato elettrico e assicurando che non si producano disparità di trattamento sul territorio nazionale”;
al comma 2 che “Nell’ambito dei provvedimenti di cui al comma 1, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas provvede inoltre affinché la regolazione dell’accesso al sistema elettrico sia effettuata in modo tale che i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonché quelli di dispacciamento e quelli a copertura degli oneri generali di sistema di cui all'articolo 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e degli oneri ai sensi dell'articolo 4, comma 1, del decreto-legge 14 novembre 2003, n. 314, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 dicembre 2003, n. 368, siano applicati esclusivamente all'energia elettrica prelevata sul punto di connessione. In tale ambito, l’Autorità prevede meccanismi di salvaguardia per le realizzazioni avviate in data antecedente alla data di entrata in vigore del presente decreto, in particolare estendendo il regime di regolazione dell’accesso al sistema elettrico di cui al precedente periodo almeno ai sistemi il cui assetto è conforme a tutte le seguenti condizioni [cd. SESEU]:
a) sono sistemi esistenti alla data di entrata in vigore del suddetto regime di regolazione, ovvero sono sistemi di cui, alla medesima data, sono stati avviati i lavori di realizzazione ovvero sono state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla normativa vigente;
b) hanno una configurazione conforme alla definizione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera t) o, in alternativa, connettono, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, esclusivamente unità di produzione e di consumo di energia elettrica nella titolarità del medesimo soggetto giuridico“;
-) in relazione alle RIU, l’articolo 33 della legge n. 99/09 prevede che l’Autorità:
individui le reti che rientrano in codesta fattispecie;
individui le modalità con le quali è assicurato il diritto dei soggetti connessi alla RIU di accedere direttamente alle reti con obbligo di connessione di terzi;
definisca le condizioni alle quali le singole unità di produzione e di consumo connesse nella RIU fruiscono del servizio di dispacciamento e le modalità con le quali il soggetto responsabile della RIU provvede alle attività di misura all’interno della medesima rete, in collaborazione con i gestori di rete con obbligo di connessione di terzi deputati alle medesime attività;
formuli proposte al Ministero dello Sviluppo Economico concernenti eventuali esigenze di aggiornamento delle vigenti concessioni di distribuzione, trasmissione e dispacciamento;
adegui le proprie determinazioni tariffarie per dare attuazione alle modalità di applicazione dei corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione e dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema previste dalla legge per le reti interne di utenza e per le altre reti private;
-) in relazione alle RIU, l’articolo 33 della legge n. 99/09 prevede inoltre:
al comma 2 che “Ai fini della qualità del servizio elettrico e dell’erogazione dei servizi di trasmissione e di distribuzione, la responsabilità del gestore di rete con obbligo di connessione di terzi è limitata, nei confronti delle unità di produzione e di consumo connesse alle RIU, al punto di connessione con la rete con obbligo di connessione di terzi, ferma restando l’erogazione, da parte della società Terna Spa, del servizio di dispacciamento alle singole unità di produzione e di consumo connesse alla RIU. Resta in capo al soggetto responsabile della RIU il compito di assicurare la sicurezza di persone e cose, in relazione all’attività svolta”;
al comma 5 che “a decorrere dalla data di entrata in vigore della presente legge (15 agosto 2009, n.d.r.) i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonchè quelli a copertura degli oneri generali di sistema di cui all’articolo 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e degli oneri ai sensi dell'articolo 4, comma 1, del decreto-legge 14 novembre 2003, n. 314, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 dicembre 2003, n. 368, sono determinati facendo esclusivo riferimento al consumo di energia elettrica dei clienti finali o a parametri relativi al punto di connessione dei medesimi clienti finali”;
al comma 6 che “Limitatamente alle RIU […], i corrispettivi tariffari di cui al comma 5 si applicano esclusivamente all’energia elettrica prelevata nei punti di connessione”;
-) in relazione alle RIU, l’articolo 7, comma 4, del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede che “l’Autorità per l’energia elettrica e il gas individua apposite misure per monitorare l’aggiornamento dei soggetti appartenenti ad una Rete interna di utenza, prevedendo opportuni accorgimenti atti a contenere l’estensione territoriale di tali reti”;
-) in relazione alle reti private, l’articolo 4, comma 2, del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede che “l’Autorità per l’energia elettrica e il gas individua le modalità per l’esercizio del diritto di libero accesso al sistema elettrico da parte dei soggetti connessi alle reti con obbligo di libero accesso al sistema elettrico”;
-) in relazione alle reti private, ivi incluse le RIU, l’articolo 5 del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede che:
“l’Autorità per l’energia elettrica e il gas determina i criteri e le condizioni in base ai quali un gestore di rete titolare di una concessione di distribuzione o di trasmissione dell’energia elettrica può disporre delle infrastrutture di un gestore di rete sottoposto all’obbligo di libero accesso al sistema elettrico, per l’esecuzione di attività legate all’erogazione del servizio di distribuzione o di trasmissione, ivi inclusa l’erogazione del servizio di connessione”;
e che, a tal fine, l’Autorità definisce disposizioni volte a disciplinare “i rapporti, ivi incluse le condizioni economiche, tra un gestore di rete sottoposto all’obbligo di libero accesso al sistema e il gestore titolare di una concessione di distribuzione o di trasmissione dell’energia elettrica, con l’obiettivo di garantire condizioni efficienti per l’accesso alla rete pubblica da parte dei soggetti che ne fanno richiesta, siano essi già connessi ad un rete privata ovvero richiedenti una nuova connessione”;
-) in relazione ai Sistemi di Distribuzione Chiusi, il decreto legislativo 1 giugno 2011 n. 93/11, nel recepire la direttiva 2009/72/CE, all’articolo 38, comma 5, ha previsto che “Ferma restando la disciplina relativa ai sistemi efficienti di utenza di cui all’articolo 2, comma 1, lettera t), del decreto legislativo n. 115 del 2008, i sistemi di distribuzione chiusi sono le reti interne d’utenza così come definite dall’articolo 33 della legge 23 luglio 2009, n. 99 nonché le altre reti elettriche private definite ai sensi dell’articolo 30, comma 27, della legge n. 99 del 2009, cui si applica l’articolo 33, comma 5, della legge 23 luglio 2009, n. 99.”.
Con la deliberazione ARG/elt 52/10 e sue successive modifiche ed integrazioni,1 l’Autorità ha provveduto ad attuare quanto disposto dal primo alinea della lettera c), pubblicando un primo elenco delle reti private che, nel rispetto di quanto previsto dall’articolo 33, comma 1, della legge n. 99/09, possono essere classificate come reti interne di utenza e prevedendo la possibilità di aggiornare il predetto elenco a seguito della valutazione positiva di eventuali future richieste di inserimento.
Con il documento per la consultazione 4 agosto 2011, n. 33 (di seguito DCO 33/11), sono stati sottoposti ad una prima consultazione pubblica gli orientamenti dell’Autorità in relazione all’attuazione dei compiti di cui alle lettere da a) ad f), nonché alcuni spunti e considerazioni propedeutiche all’avvio di una ulteriore consultazione che abbia ad oggetto gli orientamenti per l’attuazione di quanto previsto alla precedente lettera g).
Tenuto conto degli esiti della predetta consultazione pubblica e dei pronunciamenti della giustizia amministrativa, si è ritenuto opportuno suddividere le tematiche trattate nel DCO 33/11 in tre successivi documenti per la consultazione che presenteranno gli orientamenti finali dell’Autorità in relazione, rispettivamente:
1) al completamento del quadro definitorio in materia di Reti Elettriche Pubbliche, Sistemi di Distribuzione Chiusi e Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (lettere b) ed e), e primo alinea della lettera g));
2) alla regolazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita nel caso di SSPC (lettere b) ed e));
3) alla regolazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita nel caso delle Reti Interne di Utenza e delle Altre Reti Private (secondo, terzo, quarto e quinto alinea della lettera c), lettera f) e secondo alinea della lettera g)).
Si sottolinea sin d’ora l’intenzione dell’Autorità di orientare la propria regolazione a un principio di non discriminazione, con riguardo all’erogazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita nonché all’applicazione degli oneri generali di sistema nel caso dei SSPC e nel caso di reti in assetto di SDC. Inoltre, si evidenzia che la normativa primaria prevede benefici tariffari per i SEU, i sistemi ad essi equiparati (SESEU) e le RIU: tali benefici sono correlati alle configurazioni di rete adottate e agli assetti societari e, pertanto non consentono un’applicazione selettiva che tenga conto delle diverse tipologie di attività produttive svolte dai beneficiari.
L’articolo 33 della legge n. 99/09 e l’articolo 10 del decreto legislativo n. 115/08, infatti dispongono che, limitatamente alle RIU, ai SEU e ai SESEU, i corrispettivi tariffari di trasmissione e distribuzione, nonché quelli a copertura degli oneri generali e di compensazione territoriale, siano determinati facendo esclusivo riferimento all’energia elettrica prelevata nei punti di connessione alla rete pubblica. In tal modo, i volumi di energia prodotta e consumata da soggetti, anche diversi tra loro, interni alla Rete Interna d’Utenza o al SEU o SESEU si compensano, ancorché parzialmente, ai fini dell’applicazione dei predetti corrispettivi determinando un indubbio vantaggio sul costo dell’energia elettrica rispetto ad altri soggetti, anche a parità di attività produttiva svolta.
In aggiunta ai citati problemi, inoltre, le frequenti e non coordinate richieste di inclusione di reti elettriche nel novero delle Reti Interne d’Utenza o di sistemi di autoproduzione nel novero dei SESEU, nonché la realizzazione di nuovi SEU determina incertezze nella previsione del gettito inerente i corrispettivi tariffari di trasmissione e distribuzione, nonché quelli a copertura degli oneri generali di sistema e degli oneri relativi alle misure di compensazione territoriale.
Le esenzioni e i benefici tariffari comportano un effetto redistributivo, sempre più rilevante nel tempo, dei costi correlati all’utilizzo delle reti e degli oneri generali di sistema con un conseguente aumento del valore unitario per gli utenti che non beneficiano di tali agevolazioni. Infatti, al crescere dell’energia elettrica esente non corrisponde un’equivalente riduzione dei costi e degli oneri da coprire. A parità di costi da recuperare, la diminuzione della quantità di energia elettrica su cui far gravare detti costi comporta, da un lato, un incremento del corrispettivo unitario variabile e, dall’altro, un sempre minor numero di clienti assoggettati ai corrispettivi. Tale effetto è ancora più evidente se si pensa che alcuni oneri, quali quelli necessari per l’incentivazione delle fonti rinnovabili, sono ancora in aumento.
Quanto appena affermato trova conferma con alcuni dati numerici. Attualmente la quantità di energia elettrica consumata in Italia (dati 2011) è pari a circa 314 TWh. Di questa, la quantità di energia elettrica non soggetta al pagamento delle tariffe di trasmissione, di distribuzione e agli oneri generali di sistema (con l’eccezione delle componenti fisse, che vengono applicate in tutti i casi in cui vi è una connessione con la rete pubblica) è pari a circa 29 TWh. Tale quantità di energia elettrica è, in particolare, quella:
− prodotta e istantaneamente consumata nell’ambito delle Reti Interne d’Utenza (RIU), dei Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU) e dei Sistemi Equiparati ai Sistemi Efficienti d’Utenza (SESEU);
− prodotta, immessa in rete e ri-prelevata nell’ambito dello scambio sul posto.
In più, circa altri 17 TWh non sono soggetti al pagamento delle componenti tariffarie A (è la quantità di energia elettrica che eccede i 12 GWh/mese nel caso di clienti connessi alle reti di alta e altissima tensione), a cui si sommano ulteriori 4 TWh relativi ai consumi delle Ferrovie dello Stato. La parte rimanente di energia elettrica, a cui si applicano tutti gli oneri generali (ivi inclusa la componente A3), oltre che le tariffe di trasmissione e di distribuzione, è pari ad oggi a circa 264 TWh. Inevitabilmente, al diminuire della quantità di energia elettrica per cui trovano applicazione le già richiamate componenti tariffarie, a parità di gettito complessivamente necessario aumenta il loro valore medio unitario, fino a raggiungere livelli di potenziale insostenibilità.
Un esercizio numerico può aiutare a capire meglio gli effetti che ne possono derivare. Supponiamo di considerare i soli costi relativi all’incentivazione delle fonti rinnovabili e assimilate, coperti tramite la componente tariffaria A3 (che rappresenta circa il 92% degli oneri generali di sistema). Considerando che la parte di tali costi mediamente coperta tramite le parti variabili della componente A3 è prossima a circa 11 miliardi di euro l’anno (come già evidenziato nella segnalazione 461/2012/I/com), qualora tali parti variabili si applichino, come già detto, a circa 264 TWh, consegue un valore medio unitario pari a circa 42 €/MWh. A titolo d’esempio, se la quantità di energia elettrica a cui si applica la parte variabile della componente A3 si riducesse da 264 TWh a 200 TWh, il suo valore medio unitario aumenterebbe più del 30% rispetto a quello attuale, cioè passerebbe da 42 €/MWh a circa 55 €/MWh (quindi, pur a parità di oneri totali da coprire tramite la componente A3, i clienti finali per i quali non trovano applicazione le agevolazioni tariffarie vedrebbero aumentare il valore unitario ad essi applicato).
Si osserva, inoltre, che l’esonero dall’applicazione di alcune componenti tariffarie può comportare un continuo aumento indotto della quantità di energia elettrica non soggetta alle medesime componenti. Infatti, più aumenta l’incidenza delle componenti tariffarie sul prezzo finale dell’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica e più altri clienti finali saranno indotti a realizzare configurazioni che consentano esoneri tariffari; dal che consegue un’ulteriore riduzione della quantità di energia elettrica a cui si applicano le tariffe di trasmissione, di distribuzione e gli oneri di sistema e, quindi, un ulteriore aumento del loro valore unitario.
Peraltro, l’esonero dall’applicazione di alcune componenti tariffarie costituisce un vero e proprio incentivo implicito per gli impianti di produzione di energia elettrica (e, come tale, difficilmente monitorabile e adattabile alle reali esigenze). Tale incentivo, se raggiunge valori unitari sufficientemente elevati, può indurre alla realizzazione di nuovi impianti di produzione particolarmente costosi rispetto ad altre soluzioni e scarsamente efficienti, che diversamente non verrebbero realizzati. Questa situazione comporterebbe un beneficio per chi realizza nuovi impianti di produzione (anche se potenzialmente inefficienti) ma il sistema elettrico nel suo complesso finirebbe con l’accollarsi oneri maggiori derivanti dalla promozione (implicita) di soluzioni poco efficienti.
L’Autorità valuterà l’opportunità di segnalare al Governo e al Parlamento la situazione sopra descritta affinché si valuti l’opportunità di introdurre modifiche normative.
In particolare, si ritiene preferibile che il Governo, nell’ambito delle proprie scelte di politica energetica debba valutare come ridistribuire la copertura degli oneri correlati all’utilizzo delle reti elettriche e gli oneri generali di sistema, prevedendo (ove necessario) un’applicazione selettiva al fine di tenere conto delle diverse tipologie di attività, non dei diversi assetti societari o configurazioni di rete. Le attuali definizioni di RIU, SEU e SESEU invece consentono di ottenere esenzioni tariffarie in relazione alla configurazione degli impianti di produzione e consumo presenti, nonché in base all’assetto societario. Sarebbe sufficiente, ad esempio, che un’unica realtà industriale nella titolarità di un’unica società venisse frammentata tra due distinte società per perdere l’esenzione tariffaria derivante, ad esempio, dalla qualifica di SEU. Si ritiene molto più proficuo prevedere che eventuali sgravi tariffari siano selettivi e correlati alla tipologia di attività svolta, implementando quindi il principio già contenuto nel decreto-legge n. 83/12 ed eliminando le distorsioni derivanti dall’esistenza di configurazioni “speciali” quali RIU, SEU e SESEU.
Anche se l’obiettivo degli sgravi tariffari fosse quello di promuovere implicitamente nuovi impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento (che consentono la costituzione di nuovi SEU), l'AEEG ritiene preferibile addivenire a forme esplicite di incentivazione qualora ancora necessarie per la promozione di soluzioni impiantistiche efficienti. Ciò perché un’incentivazione esplicita è sicuramente più selettiva, controllabile ed efficace.