L’applicazione degli oneri generali di sistema elettrico

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Oneri generali di sistema
di Felice Lucia

Il decreto – legge 91/14, in corso di conversione in legge, ha integrato la legge 99/09 e il decreto legislativo 115/08 in merito all’applicazione degli oneri generali di sistema. Le componenti fisse di tali oneri vengono applicate al punto di prelievo mentre le componenti variabili sono applicate:

a) nel caso dei SEU, dei SEESEU e delle RIU, all’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica in misura pari al 100% del loro valore unitario e all’energia elettrica consumata ma non prelevata dalla rete pubblica in misura pari al 5% del loro valore unitario. Nel caso di sistemi che entrano in esercizio dopo il 31 dicembre 2014, la quota del 5% potrebbe essere modificata a partire dal 2016;

b) in tutti gli altri casi, ivi inclusi i sistemi di autoproduzione diversi da SEU e SEESEU e i SDC diversi dalle RIU, al totale dell’energia elettrica consumata in misura pari al 100% del loro valore unitario. Ad esempio, rientrano in questi altri casi i sistemi di autoproduzione senza fonti rinnovabili né cogenerazione ad alto rendimento non ricompresi tra i SEESEU perché l’iter autorizzativo è iniziato dopo il 4 luglio 2008.

Si ricorda che anche nel caso delle cooperative storiche dotate di rete propria che rientrano nel novero degli autoproduttori di cui al decreto legislativo 79/99, seppur limitatamente ai propri clienti soci diretti, gli oneri generali di sistema trovano applicazione solo all’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica e non anche a quella prodotta e autoconsumata all’interno della cooperativa.

Rinviando alla memoria 3 luglio 2014, 322/2014/I/eel, per le considerazioni relative al solo decreto – legge 91/14, nel seguito vengono esposte alcune considerazioni di carattere più generale nell’ottica di una futura revisione globale, indipendente quindi dal medesimo decreto­legge, dei criteri di allocazione degli oneri generali di sistema, anche tenendo conto di quanto previsto dalla comunicazione della Commissione Europea 28 giugno 2014 recante “Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014­-2020” (2014/C 200/01).

Attualmente gli oneri generali di sistema assumono strutture e valori unitari differenziati per tipologia di cliente finale (soprattutto introducendo distinzioni sulla base del livello di tensione a cui ogni cliente è connesso alla rete pubblica). Tali oneri trovano applicazione per punto di prelievo e per unità di energia elettrica consumata, con le eccezioni sopra richiamate alla lettera a). Le eccezioni prevedono esoneri parziali dall’applicazione degli oneri generali di sistema che sono correlati alle tipologie delle configurazioni di rete adottate e agli assetti societari e, pertanto, non solo non consentono di tenere conto dei costi evitati e/o delle esternalità indotte ma neppure consentono un’applicazione selettiva che tenga conto delle diverse tipologie di attività produttive svolte dai beneficiari. 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, mentre dal punto di vista operativo non è cambiato nulla.

Inoltre, i volumi di energia prodotta e consumata da soggetti, anche diversi tra loro, interni alla RIU o al SEU o SEESEU 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. Un’attività industriale esercita all’interno di una RIU avrebbe un indubbio vantaggio rispetto alla medesima attività svolta in un altro contesto.

In aggiunta ai citati problemi, le frequenti e non coordinate richieste di inclusione di nuovi soggetti all’interno delle RIU o di sistemi di autoproduzione nel novero dei SEESEU, nonché la realizzazione di nuovi SEU determina un quadro di progressiva antieconomicità dei prelievi dalla rete pubblica di ciascun soggetto, oltre ad incertezze nella previsione del gettito inerente i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema.

Le esenzioni e i benefici tariffari comportano un effetto redistributivo, sempre più rilevante nel tempo, 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/oneri 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 complessivamente ancora in aumento.

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 gli oneri di sistema e, quindi, un ulteriore aumento del loro valore unitario per gli altri clienti finali.

Peraltro, l’esonero dall’applicazione di alcune componenti tariffarie costituisce un vero e proprio (e, come tale, difficilmente conteggiabile e adattabile alle reali esigenze). Tale incentivo, se raggiunge valori unitari sufficientemente elevati, può indurre la 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 distribuita 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. Tra l’altro, potrebbero diffondersi soluzioni con sistemi di accumulo, non necessariamente efficienti, con l’obiettivo, principale se non esclusivo, di massimizzare l’autoconsumo per ridurre il pagamento degli oneri generali di sistema (e non anche con l’obiettivo di prestare servizi di rete, come sarebbe più opportuno dal punto di vista sistemico).

In considerazione delle criticità sopra esposte, si ritiene preferibile che il Governo, nell’ambito delle proprie scelte di politica energetica, operi o dia indirizzi all’Autorità ai fini di una completa e omogenea ridistribuzione della copertura degli oneri generali di sistema, prevedendo (ove necessario) un’applicazione selettiva al fine di tenere conto delle diverse tipologie di clienti finali e non dei diversi assetti societari o configurazioni di rete. Tale revisione generale dell’applicazione degli oneri di sistema consentirebbe di tenere conto di quanto previsto dalla comunicazione della Commissione Europea 28 giugno 2014 recante “Guidelines on State aid forenvironmental protection and energy 2014­-2020” (2014/C 200/01).

Inoltre, 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), si 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, efficace e trasparente.

Per quanto riguarda la redistribuzione della copertura degli oneri generali di sistema, si evidenzia che l’applicazione della parte variabile degli oneri generali di sistema all’energia elettrica consumata, per tutte le configurazioni, richiederebbe la completa innovazione dei flussi informativi su cui si fonda il funzionamento del sistema elettrico e dei sistemi di fatturazione, aggiungendo diverse complessità. Infatti il sistema elettrico attualmente rileva ed utilizza come unici dati di riferimento quelli relativi all’energia elettrica prelevata da rete pubblica (e non anche quelli relativi all’energia elettrica consumata in sito).

Pertanto si ritiene che l’applicazione della parte variabile degli oneri generali di sistema all’energia elettrica consumata possa comportare benefici sistemici maggiori dei costi di implementazione solo nel momento in cui l’aliquota prevista non sia molto limitata (come attualmente previsto dal decreto – legge 91/14).

Tuttavia, si ritiene preferibile prevedere maggiorazioni delle parti fisse (per punto di connessione o per potenza impegnata) dei corrispettivi posti a copertura degli oneri generali di sistema, evitando di penalizzare eccessivamente i clienti finali con elevata potenza impegnata e consumi ridotti, poiché tale soluzione si pone come la più semplice e immediata.

In aggiunta a quanto fin qui esposto, si rileva che, qualora siano molto ridotti (o resi inesistenti) gli esoneri tariffari derivanti da particolari configurazioni16, diventerebbero superflue le definizioni delle diverse categorie di configurazioni nell’ambito di quelle realizzabili (sarebbe cioè sufficiente definire quali configurazioni possono essere realizzate privatamente, senza prevedere ulteriori distinzioni, con evidenti semplificazioni).

Nel caso in cui, invece, continuino ad esistere esoneri tariffari per particolari configurazioni impiantistiche, si ritiene opportuno prevedere che:

- sia definita una data limite (ad esempio l’1 gennaio 2015) oltre la quale, per i potenziali SEESEU e per le potenziali RIU, non sia più possibile presentare la richiesta della qualifica da cui deriva il diritto agli esoneri tariffari;

- sia definita una data a decorrere dalla quale a tutti i SEESEU che non rispettano anche i requisiti di SEU (e che, pertanto, hanno avuto accesso agli esoneri tariffari per effetto dei diritti acquisiti), nonché alle cooperative storiche, sia applicato il trattamento tariffario di cui all’articolo 24, comma 1, del decreto – legge 91/14, ovvero di cui all’articolo 33, comma 5, della legge 99/09 e richiamato alla lettera b) del presente paragrafo. Tale data potrebbe essere l’1 gennaio 2016, partendo dal presupposto che gli investimenti pregressi siano ormai pienamente ammortizzati;

- si specifichi se un sistema di autoapprovvigionamento qualificato come SEU (o eventualmente SEESEU) può mantenere tale qualifica a seguito dell’installazione di sistemi di accumulo.

fonte: Autorità per l'energia elettrica il gas ed il sistema idrico, DOCUMENTO PER LA CONSULTAZIONE 348/2014/R/EEL