INDICE

Il presente documento ha l’obiettivo di fornire una guida sintetica ad uso degli operatori interessati alla realizzazione dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC) in generale e dei Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) in particolare, che analizzi i seguenti aspetti:

• Profili contrattuali consentiti

• Connessione alla rete elettrica

• Valorizzazione dell’energia elettrica

• Misura dell’energia elettrica

• Aspetti fiscali

• Gestione di eventuale morosità

• Valutazioni economiche

Considerata la complessità dell’argomento affrontato e la finalità di sintesi del presente documento, sono stati inseriti specifici collegamenti ipertestuali che consentiranno al lettore di effettuare maggiori approfondimenti al fine di chiarire eventuali dubbi e disporre di tutti gli elementi necessari per realizzare questa tipologia di impianti.

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2. SSPC: COSA SONO E COME SONO REGOLATI

La tipologia impiantistica denominata “Sistema Efficiente di Utenza” è stata introdotta dal Decreto Legislativo 115/08

s.m.i. stabilendo l’obbligo per l’ Autorità di definire le modalità operative per la relativa regolamentazione.

Dopo tre procedimenti di consultazione pubblica (DCO 33/11, DCO 183/2013/E/eel, DCO 209/2013/R/eel), nel Dicembre 2013 è stata emesso il provvedimento Deliberazione 12 Dicembre 2013 578/2013/R/EEL - Allegato A, recante “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per la regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo” (di seguito TISSPC), con il quale sono stati normati i relativi servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita. L’Autorità, in particolare, ha ricompreso i SEU all’interno dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (di seguito SSPC), come si evince dalla figura schematizzata sotto.

Figura 1. Schematizzazione dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo

• Sistemi di Autoproduzione (SAP): includono le cooperative storiche dotate di rete propria, i consorzi storici dotati di rete propria e gli altri sistemi di autoproduzione (ASAP). Le disposizioni in merito alle cooperative storiche e ai consorzi storici non verranno trattati nel dettaglio perché non sono oggetto del presente documento.

• Altro sistema di autoproduzione (ASAP) è un sistema in cui una persona fisica o giuridica produce energia elettrica e, tramite collegamenti privati, la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla medesima controllante.

• Sistema efficiente di utenza (SEU) è un sistema in cui uno o più impianti di produzione di energia elettrica, con potenza complessivamente non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, gestiti dal medesimo

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produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica) e sono realizzati all’interno di un’area, senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei proprietari dei relativi impianti di produzione.

• Altri sistemi esistenti (ASE) sono sistemi, non già rientranti nelle altre configurazioni definite nel provvedimento nell’ambito degli SSPC, in cui una linea elettrica di trasporto collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, ad una unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario. In sostanza, gli ASE vengono definiti al fine di attribuire una qualifica a tutti i sistemi esistenti, non classificabili tra le reti elettriche, che non possono rientrare nelle altre tipologie espressamente previste dalle leggi vigenti.

• Sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU) sono realizzazioni che soddisfano tutti i requisiti di cui ai punti a) e b) e almeno uno dei requisiti di cui ai punti c), d) ed e):

a) sono realizzazioni per le quali l’iter autorizzativo, relativo alla realizzazione di tutti gli elementi principali (unità di consumo e di produzione, relativi collegamenti privati e alla rete pubblica) che la caratterizzano è stato avviato in data antecedente al 4 luglio 2008;

b) sono sistemi esistenti al 1 gennaio 2014, ovvero sono sistemi per cui, alla predetta data, sono stati avviati i lavori di realizzazione ovvero sono state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla normativa vigente;

c) sono sistemi che rispettano i requisiti previsti per i SEU;

d) sono sistemi che connettono, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, esclusivamente unità di produzione e di consumo di energia elettrica gestite dal medesimo soggetto giuridico che riveste, quindi, il ruolo di produttore e di unico cliente finale all’interno di tale sistema. L’univocità del soggetto giuridico deve essere verificata all’1 gennaio 2014 ovvero, qualora successiva, alla data di entrata in esercizio del predetto sistema;

e) sono SSPC già in esercizio alla data di entrata in vigore del presente provvedimento.

Vantaggi tariffari per i SEU

Il Decreto Legislativo 115/08, come modificato dal Decreto Legislativo 56/10, ha stabilito che i corrispettivi tariffari di trasmissione e distribuzione, nonché quelli di dispacciamento e quelli a copertura degli oneri generali di sistema (componenti A e UC) […] siano applicati all’energia elettrica prelevata sul punto di connessione. In particolare, nel caso di impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore, il trattamento tariffario è annualmente subordinato al possesso della qualifica di impianto di cogenerazione ad alto rendimento. Sulla base delle definizioni introdotte dalla norma e delle modalità di applicazione dei corrispettivi sopramenzionate, la qualifica di SEU

dovrà essere subordinata al rispetto di tutte le seguenti condizioni:

- la presenza di un Cliente finale, titolare del punto di connessione e dell’unità di consumo ricadente in un area di sua proprietà o nella sua piena disponibilità;

- la presenza del Produttore ovvero del titolare dell'officina elettrica e delle autorizzazioni alla realizzazione e

all'esercizio dell'impianto alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, con

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potenza complessivamente non superiore a 20 MWe complessivamente installata sul sito di proprietà o nella piena disponibilità del cliente finale;

- l’impianto o gli impianti di produzione devono essere direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’unità di consumo del cliente finale (persona fisica o giuridica).

e potrà garantire l’accesso alle seguenti esenzioni:

- l’energia elettrica autoconsumata non sarà sottoposta ai corrispettivi tariffari di trasmissione e distribuzione, a quelli di dispacciamento e a quelli a copertura degli oneri generali di sistema, che saranno applicati solo all’energia elettrica prelevata dalla rete;

- i rapporti intercorrenti fra il produttore e il cliente finale presenti all’interno di un sistema semplice di produzione e consumo e aventi ad oggetto l’energia elettrica prodotta e consumata che non transita attraverso la rete pubblica, non sono oggetto di regolazione da parte dell’Autorità e vengono lasciati alla libera contrattazione fra le parti.

Un esempio pratico

Si schematizza di seguito un esempio di un sistema di produzione classificabile come SEU, nel quale A e B sono rispettivamente il cliente finale - titolare del punto di connessione - e il produttore, mentre i quadratini in rosso e in verde rappresentano i due misuratori di produzione e di scambio con la rete.

Figura 2. Schematizzazione di un SEU

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Si ipotizzano i seguenti parametri:

• impianto di produzione che produce 250 MWh/anno;

• fabbisogno elettrico del cliente finale: 300 MWh/anno;

• prelievi dalla rete elettrica: 100 MWh/anno relativi all’energia elettrica che è servita all’utenza quando l’impianto di produzione non produceva contestualmente energia elettrica;

• immissioni: 50 MWh/anno relativi all’energia elettrica che l’impianto di B ha prodotto in momenti nei quali non erano presenti carichi di A in grado di assorbirla;

• autoconsumo: 200 MWh relativi all’energia elettrica prodotta dall’impianto di B e istantaneamente consumata dall’utenza di A.

Trattandosi di una configurazione impiantistica ricadente nella categoria dei SEU, l’energia elettrica autoconsumata (200 MWh) non sarà sottoposta ai corrispettivi tariffari di trasmissione e distribuzione, a quelli di dispacciamento e a quelli a copertura degli oneri generali di sistema (componenti A e UC). Tali componenti saranno applicate solo all’energia elettrica prelevata dalla rete (100 MWh).

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3. PROFILI CONTRATTUALI CONSENTITI E POSSIBILI APPLICAZIONI

Le configurazioni impiantistiche sinteticamente descritte nel paragrafo precedente, in base a quanto previsto dalla norma, possono essere inquadrate secondo cinque diversi profili contrattuali:

• Profilo contrattuale 1 – Il cliente finale e il produttore coincidono;

• Profilo contrattuale 2 – Il cliente finale e il produttore non coincidono;

• Profilo contrattuale 2a - Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono di gestire separatamente i contratti relativi ai prelievi e alle immissioni;

• Profilo contrattuale 2b - Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia il cliente finale a gestire i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni;

• Profilo contrattuale 2c - Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia il produttore a gestire i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni;

• Profilo contrattuale 2d - Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia un soggetto terzo a gestire i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni.

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Profilo contrattuale 1

Il cliente finale e il produttore coincidono.

Figura 3. Schematizzazione del profilo contrattuale 1

	GESTIONE OPERATIVA IN SINTESI
Gestione degli incentivi (ove presenti)	• Il produttore (coincidente con il cliente finale) potrà accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica (certificati verdi1, conto energia fotovoltaico2, conto energia solare termodinamico3, tariffa omnicomprensiva4).
Gestione dell’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata	• Il soggetto è il medesimo. L’energia autoconsumata non necessita di contratto.
Gestione dell’energia elettrica immessa	• Il produttore (coincidente con il cliente finale) potrà richiedere il ritiro dedicato al GSE (se compatibile con l’incentivo) o vendere la propria energia elettrica ad un grossista. • Sarà consentito accedere anche allo scambio sul posto (se compatibile con l’incentivo).
Gestione dell’energia elettrica prelevata	• Il cliente finale gestirà i contratti relativi ai prelievi di energia elettrica. • Il cliente finale potrà accedere al servizio di Xxxxxxx Tutela o di salvaguardia. • Il cliente finale potrà usufruire del bonus sociale.

Tabella 1. Gestione contrattuale del profilo 1

1 Per Certificati Xxxxx si intende lo strumento incentivante previsto dall’articolo 11 del decreto legislativo 79/99.

2 Per conto energia fotovoltaico si intende lo strumento incentivante denominato “Conto Energia” previsto per gli impianti fotovoltaici.

3 Per conto energia solare termodinamico si intende lo strumento incentivante regolamentato dal DM 11/04/2008.

4 Per tariffa onnicomprensiva si intendono gli strumenti incentivanti previsti:

- per gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili diverse dalla fonte solare entrati in esercizio dall’1 gennaio 2008 al 31 dicembre 2012, dalle leggi 244/07 e 222/07 e dal decreto interministeriale 18 dicembre 2008, fatte salve le deroghe consentite;

- per gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili diverse dalla fonte solare entrati in esercizio dall’1 gennaio 2013, dal decreto interministeriale 6 luglio 2012;

- per gli impianti fotovoltaici entrati in esercizio dall’1 gennaio 2013 che accedono agli incentivi previsti dal decreto interministeriale 5 maggio 2011;

- per gli impianti fotovoltaici entrati in esercizio dal 27 agosto 2012 che accedono agli incentivi previsti dal decreto interministeriale 5 luglio 2012.

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Profilo contrattuale 2a

Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono di gestire separatamente i contratti relativi ai prelievi e alle immissioni.

Figura 4. Schematizzazione del profilo contrattuale 2a

	GESTIONE OPERATIVA IN SINTESI
Gestione degli incentivi (ove presenti)	• Il produttore potrà accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica (certificati verdi 1 , conto energia fotovoltaico 2 , conto energia solare termodinamico 3 , tariffa omnicomprensiva4).
Gestione dell’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata	• Sarà oggetto di un contratto privato tra il cliente finale e il produttore.
Gestione dell’energia elettrica immessa	• Il produttore potrà richiedere il ritiro dedicato al GSE (se compatibile con l’incentivo) o vendere la propria energia elettrica ad un grossista. • Il cliente dovrà formalizzare il permesso riconosciuto al produttore per l’utilizzo del proprio punto di connessione mediante mandato senza rappresentanza. • Non sarà consentito accedere allo scambio sul posto perché non c’è un unico soggetto che gestisce sia le immissioni che i prelievi.
Gestione dell’energia elettrica prelevata	• Il cliente finale gestirà i contratti relativi ai prelievi di energia elettrica. • Il cliente finale potrà accedere al servizio di Xxxxxxx Tutela o di salvaguardia. • Il cliente finale potrà usufruire del bonus sociale.

Tabella 2. Gestione contrattuale del profilo 2a

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Profilo contrattuale 2b

Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia il cliente finale a gestire i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni.

Figura 5. Schematizzazione del profilo contrattuale 2b

GESTIONE OPERATIVA IN SINTESI

Gestione degli incentivi (ove presenti)

• Il produttore potrà accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta (certificati verdi1, conto energia fotovoltaico2, conto energia solare termodinamico3).

• Non sarà consentito accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica immessa (tariffa omnicomprensiva4).

Gestione dell’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata

• Sarà oggetto di un contratto privato tra il cliente finale e il produttore.

Gestione dell’energia elettrica immessa

• Il produttore dovrà rilasciare un mandato senza rappresentanza al cliente finale per consentire a quest’ultimo di immettere l’energia elettrica prodotta dall’impianto.

• Il cliente finale potrà vendere l’energia elettrica immessa ad un grossista o usufruire del regime di scambio sul posto se rispettati i requisiti previsti.

• Non sarà possibile cedere l’energia elettrica immessa al GSE nell’ambito del ritiro dedicato.

Gestione dell’energia elettrica prelevata

• Il cliente finale gestirà i contratti relativi ai prelievi di energia elettrica.

• Il cliente finale potrà accedere al servizio di Xxxxxxx Tutela o di salvaguardia.

• Il cliente finale potrà usufruire del bonus sociale.

Tabella 3. Gestione contrattuale del profilo 2b

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Profilo contrattuale 2c

Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia il produttore a gestire i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni.

Figura 6. Schematizzazione del profilo contrattuale 2c

	GESTIONE OPERATIVA IN SINTESI
Gestione degli incentivi (ove presenti)	• Il produttore potrà accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica (certificati verdi 1 , conto energia fotovoltaico 2 , conto energia solare termodinamico 3 , tariffa omnicomprensiva4).
Gestione dell’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata	• Sarà oggetto di un contratto privato tra il cliente finale e il produttore.
Gestione dell’energia elettrica immessa	• Il produttore potrà richiedere il ritiro dedicato al GSE (se compatibile con l’incentivo) o vendere la propria energia elettrica ad un grossista.
Gestione dell’energia elettrica prelevata	• Il cliente finale dovrà rilasciare mandato senza rappresentanza al produttore per la stipula dei contratti di approvvigionamento dell’energia elettrica. • Il produttore eserciterà l’attività di vendita al dettaglio e sarà utente del dispacciamento e del trasporto. Potrà a sua volta demandare, previo mandato senza rappresentanza, un grossista a partecipare ai mercati. • Il cliente finale non potrà accedere al servizio di Xxxxxxx Tutela o di salvaguardia, avendo già stipulato un contratto di fornitura con il produttore/venditore. • Il cliente finale potrà usufruire del bonus sociale.

Tabella 4. Gestione contrattuale del profilo 2c

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Profilo contrattuale 2d

Il cliente finale e il produttore non coincidono ed un soggetto terzo gestisce i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni.

Figura 7. Schematizzazione del profilo contrattuale 2d

GESTIONE OPERATIVA IN SINTESI

Gestione degli incentivi (ove presenti)

• Il produttore potrà accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica (certificati verdi 1, conto energia fotovoltaico 2 , conto energia solare termodinamico3).

• Non sarà consentito accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica immessa (tariffa omnicomprensiva4).

Gestione dell’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata

• Sarà oggetto di un contratto privato tra il cliente finale e il produttore.

Gestione dell’energia elettrica immessa

• Il produttore dovrà rilasciare mandato senza rappresentanza al soggetto terzo per la stipula dei contratti di trasporto e dispacciamento dell’energia elettrica immessa.

• Il produttore non potrà richiedere l’accesso ai regimi di ritiro dedicato e tariffa omnicomprensiva, in quanto ha già provveduto a dare mandato ad un soggetto terzo per la commercializzazione dell’energia elettrica immessa in rete.

• Il soggetto terzo, essendo diverso dal produttore e non avendo quindi la disponibilità dell’impianto di produzione, non potrà richiedere l’accesso al regime di scambio sul posto.

• Il soggetto terzo potrà vendere l’energia elettrica immessa ad un grossista.

Gestione dell’energia elettrica prelevata

• Il cliente finale dovrà rilasciare mandato senza rappresentanza al soggetto terzo per la stipula dei contratti di approvvigionamento dell’energia elettrica.

• Il cliente finale potrà usufruire del bonus sociale.

Tabella 5. Gestione contrattuale del profilo 2d

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4. COME QUALIFICARE UN SISTEMA EFFICIENTE DI UTENZA

Per ottenere la qualifica di SEU, entro 60 giorni solari dalla data di entrata in esercizio dell’impianto o degli impianti nell’ultima configurazione, al termine dell’iter di connessione, il produttore e il cliente finale dovranno inoltrare una richiesta congiunta al GSE indicando un referente unico.

Entro il 31 dicembre 2014 il GSE dovrà rendere operativo un apposito portale informatico per la qualifica dei sistemi semplici di produzione e consumo e in relazione all’anno 2014 verranno definite delle specifiche modalità transitorie.

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5. CONNESSIONE ALLA RETE ELETTRICA DI UN SISTEMA EFFICIENTE DI UTENZA

Nuova connessione

Nel caso in cui si presenti una richiesta di connessione alla rete pubblica in immissione e in prelievo, con richiesta in prelievo destinata all’alimentazione di utenze diverse dagli ausiliari di centrale, il servizio di connessione sarà erogato secondo le procedure previste dal TICA – Deliberazione ARG/elt 99/08 e s.m.i.

Richiesta di adeguamento di una connessione esistente

• Si applicheranno le procedure del TIC – Deliberazione ARG/elt 199/11 e s.m.i. - Allegato C se la richiesta di connessione si configura come una richiesta di connessione in prelievo;

• Si applicheranno le procedure del TICA – Deliberazione ARG/elt 99/08 e s.m.i. qualora la richiesta di connessione si configurasse come una richiesta di connessione in immissione.

Particolarità per le connessioni dei sistemi semplici di produzione e consumo

• La titolarità del punto di connessione alla rete pubblica rimarrà in capo al cliente finale;

• Nel caso in cui vengano apportate modifiche ad un sistema esistente, il richiedente dovrà allegare una dichiarazione di atto notorio in cui si attesti che le modifiche apportate non determinano il venir meno delle condizioni che hanno consentito la qualifica di SEU;

• Il richiedente dovrà inviare apposita comunicazione al GSE entro 60 giorni dalla data di conclusione dell’iter di adeguamento della connessione esistente, secondo modalità definite dallo stesso GSE;

• Ogni gestore di rete dovrà aggiornare le proprie modalità e condizioni contrattuali per l’erogazione del servizio di connessione (di seguito MCC) tenendo conto di quanto previsto dalla Deliberazione 578/2013/E/eel per i sistemi semplici di produzione e consumo;

• In attesa dell’aggiornamento delle MCC di cui al punto sopra, oltre ai documenti e alle informazioni previste dalla normativa vigente, occorrerà trasmettere:

1. evidenza nello schema unifilare (redatto ai sensi delle Norme CE) degli ulteriori punti di connessione (se presenti) con altre reti, del relativo livello di tensione e POD e dell’eventuale presenza di dispositivi che impediscono di mettere in parallelo anche transitoriamente, le reti su cui insistono i predetti punti, nonché il punto di connessione oggetto di adeguamento;

2. le informazioni necessarie ad identificare chi sia il cliente finale a cui dovrà essere intestata la titolarità della connessione ed il relativo POD;

3. evidenza della tipologia di sistema semplice di produzione e consumo che si intende realizzare;

• Il regolamento di esercizio dovrà essere sottoscritto sia dal produttore che dal cliente finale;

• Il produttore, all’atto della richiesta di connessione o in qualsiasi momento successivo, potrà inoltrare al gestore di rete una richiesta di realizzazione di una connessione di emergenza contro il rischio di morosità.

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6. MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA, IMMESSA, PRELEVATA E CONSUMATA

Per erogare correttamente i servizi di trasmissione, distribuzione e vendita e dispacciamento relativamente ai sistemi semplici di produzione e consumo, sarà necessario disporre delle seguenti misure:

• energia elettrica immessa nelle rete pubblica (misuratore M1);

• energia elettrica prelevata dalla rete pubblica (misuratore M1);

• energia elettrica prodotta dalle singole unità di produzione (misuratore M2).

Rete

Figura 8. Schematizzazione dei misuratori da installare

Misura dell’energia elettrica	Riferimento Normativo
Misura energia elettrica immessa e prelevata	TIME -Delibera ARG/elt 199/11 – Allegato B
Misura dell’energia elettrica prodotta	Deliberazione 88/07 – Allegato A bis

Tabella 6. Riferimenti normativi per la misura dell’energia elettrica

Di seguito si riporta uno schema che sintetizza chi sono i soggetti ad oggi responsabili dell’installazione e manutenzione dei misuratori e i soggetti responsabili della raccolta, validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica immessa e prelevata.

Installazione e manutenzione dei misuratori

Corrispettivo tariffario

Raccolta, validazione e registrazione delle misure

Corrispettivo tariffario

Punto di immissione relativi a soli impianti di produzione fino a 20 kW. Punto di immissione in BT (*)

Gestore di rete

Tabella 1 del TIME

Gestore di rete

Tabella 3+

Tabella 4 del TIME

Punto di immissione diverso da quelli di cui sopra

Soggetto titolare dell’impianto di produzione

Gestore di rete

Tabella 3+

Tabella 4 del TIME

Punto di prelievo

Impresa distributrice

Tabella 1 del TIME

Gestore di rete

Tabella 3 +

Tabella 4 del TIME

(*) ad eccezione di quelli relativi a impianti già connessi alla data del 26 agosto 2012 o i cui titolari hanno inviato entro la medesima data la richiesta di connessione

Tabella 7. Responsabili del servizio di misura (Fonte : Testo Unico Ricognitivo della Produzione Elettrica )

Particolarità dei sistemi semplici di produzione e consumo

Per quanto riguarda l’energia elettrica prodotta, in deroga a quanto previsto dalla Deliberazione 88/07, il responsabile della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica prodotta coincide con il responsabile

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della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica immessa e prelevata ai sensi del TIME.

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7. GESTIONE DI EVENTUALE MOROSITA’

Una delle questioni più rilevanti nei rapporti tra il cliente finale e il produttore riguarda la gestione di eventuali casi di morosità. Il caso più frequente che potrebbe verificarsi è relativo ai clienti finali morosi nei confronti del venditore che provvede pertanto a richiedere la sospensione della fornitura di energia elettrica all’impresa distributrice, secondo quanto disposto dalla Deliberazione ARG/elt 4/08 .

Il TISSPC prevede in particolare che:

• prima di effettuare l’intervento di sospensione della fornitura, l’impresa distributrice dovrà inoltrare una comunicazione al produttore al fine di evidenziargli la data a seguito della quale non potrà più immettere energia elettrica in rete a causa della condizione di morosità in cui si trova il cliente finale. Analoga comunicazione verrà inviata dall’impresa distributrice al produttore anche prima dell’intervento di riduzione della potenza;

• per evitare che, a seguito di una condizione di morosità del cliente finale, l’impianto di produzione non possa più immettere energia elettrica nella rete pubblica, il produttore potrà usufruire della connessione di emergenza richiesta al gestore di rete all’atto della richiesta di connessione o che potrà richiedere in qualsiasi momento;

• in corrispondenza del punto di emergenza, il produttore dovrà installare un dispositivo che possa permettere l’apertura del collegamento fra l’impianto di produzione e l’utenza del cliente finale a seguito della chiusura del collegamento fra l’impianto di produzione e il punto di emergenza. I gestori di rete, entro il 30 aprile 2014, dovranno definire una specifica tecnica finalizzata ad individuare le caratteristiche tecniche di tale dispositivo.

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8. ASPETTI FISCALI

Principale normativa comunitaria e nazionale

• Decreto Legislativo 26 ottobre 1995, n.504 e s.m.i. – Testo Unico delle Accise (di seguito T.U.A.)

• Decreto Legislativo 26 marzo 2010, n.48 – Attuazione della Direttiva 2008/118/CE

• Legge 44 del 26 aprile 2012 che ha apportato modifiche al T.U.A.

Accise sull’energia elettrica

L’energia elettrica è sottoposta ad accisa:

• al momento della fornitura ai consumatori finali; oppure

• al momento del consumo, per l’energia elettrica prodotta per uso proprio.

Di seguito si riporta una tabella che riassume l’aliquota di accisa che viene applicata all’energia elettrica, in funzione del relativo uso e del luogo presso il quale avviene il consumo.

ENERGIA ELETTRICA		ALIQUOTA APPLICATA
Per le abitazioni		0,0227 [€/kWh]
	Per consumi mensili fino a 200.000 kWh	0,0125 [€/kWh]
	Per consumi mensili tra 200.000 kWh e 1.200.000 kWh	0,0075 [€/kWh]
Nei locali e luoghi diversi dalle abitazioni	Per consumi mensili tra 200.000 kWh e 1.200.000 kWh
Nei locali e luoghi diversi dalle abitazioni		▪ 0,0125 [€/kWh] per i primi 200.000 kWh; ▪ 4.820 [€] in misura fissa sui consumi che eccedono i primi 200.000 kWh
	Per consumi mensili superiori a 1.200.000 kWh

Tabella 8. Aliquote applicate all’energia elettrica (Fonte: Agenzia delle Dogane e dei Monopoli – 1 Gennaio 2014)

Esenzioni previste (ai fini delle applicazioni dei SSPC)

Non è sottoposta ad accisa l’energia elettrica:

• prodotta con impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza non superiore a 20 kW;

• utilizzata per l’attività di produzione di elettricità e per mantenere la capacità di produrre elettricità;

• prodotta con impianti a fonti rinnovabili, con potenza disponibile superiore a 20 kW, consumata dalle imprese di autoproduzione in locali e luoghi diversi dalle abitazioni.

Soggetti obbligati

Ai sensi di quanto stabilito dall’art.53 del T.U.A., i soggetti obbligati al pagamento dell’accisa sull’energia elettrica sono:

• coloro che procedono alla fatturazione dell’energia elettrica ai consumatori finali, cioè i venditori;

• coloro che eserciscono officine di produzione di energia elettrica utilizzata per uso proprio (ad esempio gli esercenti le officine di produzione da fonti rinnovabili di potenza superiore a 20 kW utilizzata per uso proprio, in tutta o in parte);

• coloro che utilizzano l’energia elettrica per uso proprio con impiego promiscuo (ovvero per impieghi soggetti a diversa tassazione) con potenza disponibile superiore a 200 kW;

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• i soggetti che acquistano, per uso proprio, energia elettrica sul mercato, limitatamente al consumo di detta energia.

Su richiesta possono essere considerati soggetti obbligati:

• coloro che acquistano, per uso proprio, energia elettrica utilizzata con impiego unico previa trasformazione o conversione comunque effettuata, con potenza disponibile superiore a 200 kW;

• coloro che acquistano, per uso proprio, energia elettrica da due o più fornitori, qualora abbiano consumi mensili superiori a 200.000 kWh.

Adempimenti dei soggetti obbligati

• Presentare denuncia di attività all’Agenzia delle Dogane competente per il territorio;

• Dotarsi, nel caso in cui venga esercita un’officina elettrica, di una licenza di esercizio, soggetta al pagamento annuale dei diritti di licenza;

• Dotarsi, nel caso in cui l’impianto non sia un’officina elettrica, di semplice autorizzazione (non soggetta a pagamento di diritti annui);

• Presentare la dichiarazione di consumo annuale (entro il mese di marzo dell’anno successivo a quello cui si riferisce), contenente tutti gli elementi necessari per l’accertamento del debito d’imposta;

• Effettuare il versamento a conguaglio dell’accisa entro il 16 marzo dell’anno successivo a quello a cui si riferisce;

• Dichiarare ogni variazione, relativa agli impianti di pertinenza e alle modifiche societarie, nonché la cessazione dell’attività, entro trenta giorni dalla data in cui tali eventi si sono verificati;

• Compilare, con cadenza giornaliera, il registro di produzione (letture di contatori di produzione, acquisto, cessione) preventivamente vidimato dall’Ufficio delle Dogane competente.

Adempimenti di carattere fiscale nel caso di installazioni SEU

Alla data di stesura del presente documento è in corso un tavolo di confronto tra l’Autorità e l’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli al fine di inquadrare tutti gli adempimenti fiscali necessari per i Sistemi Semplici di Produzione e Consumo. In attesa di ufficiali chiarimenti da parte delle autorità competenti, nella tabella successiva vengono sintetizzati gli indirizzi che l’associazione ha ricevuto ad oggi dall’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli in merito all’applicazione dell’accisa sull’energia elettrica nei SEU.

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Profilo Contrattuale Schema Applicazione delle accise

Profilo contrattuale 1

Il cliente finale e il produttore coincidono.

L’energia elettrica autoconsumata non sarà soggetta ad accisa rientrando nella casistica di autoproduzione.

Profilo contrattuale 2a

Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono di gestire separatamente i contratti relativi ai prelievi e alle immissioni.

Il produttore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) all’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata dal cliente finale.

Il venditore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) all’energia elettrica prelevata dalla rete.

Profilo contrattuale 2b

Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia il cliente finale a gestire i contratti relativi ai prelievi che alle immissioni.

Il produttore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) a tutta l’energia elettrica ceduta al cliente finale, ovvero sia all’energia elettrica che viene istantaneamente consumata sia all’energia elettrica immessa 5.

Il venditore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) all’energia elettrica prelevata dalla rete.

Profilo contrattuale 2c

Il cliente finale e il produttore non coincidono e decidono che sia il produttore a gestire i contratti relativi ai prelievi che alle immissioni.

Il produttore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) sia all’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata dal cliente finale, sia all’energia elettrica prelevata dalla rete.

Il produttore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) all’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata dal cliente finale.

Profilo contrattuale 2d

Il cliente finale e il produttore non coincidono ed un soggetto terzo gestisce i contratti relativi sia ai prelievi che alle immissioni

Il venditore applicherà l’accisa (di cui alla Tabella 8) all’energia elettrica prelevata dalla rete. A differenza del profilo contrattuale 2a, il soggetto terzo provvederà al pagamento relativo alla bolletta energetica (comprensiva di accise) per conto del cliente finale.

Le modalità di restituzione degli importi anticipati dal soggetto terzo nella gestione dei prelievi di energia elettrica, verranno gestite secondo accordi privati con il cliente finale.

Tabella 9. Schema di sintesi adempimenti fiscali

5 L’applicazione dell’accisa all’intera quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto avviene nel caso in cui consumatore finale non fosse classificabile come soggetto obbligato ai sensi dell’art.53 del T.U.A.

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9. VALUTAZIONI ECONOMICHE

Come per qualsiasi tipologia di investimento, anche nel caso dei SEU è necessaria una serie di analisi preventive da parte del potenziale produttore, il cui esito incide in misura determinante sulla redditività futura: commettere errori in questa fase può compromettere seriamente la possibilità di ottenere un reddito soddisfacente. Nello specifico sono principalmente tre i fattori che dovranno essere indagati:

• Fattore economico (Fe) che comprende:

o i costi, ovvero l’investimento iniziale per l’installazione dell’impianto e i costi di gestione operativa sostenuti nel corso della vita dell’impianto;

o i ricavi sono essenzialmente quelli generati dalla vendita di energia elettrica da parte del produttore al cliente finale, quelli derivanti dalla valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete e quelli derivanti dall’ottenimento di eventuali incentivi nazionali e/o attività crosselling;

• Fattore di producibilità (Fp) ovvero la previsione annua di energia elettrica che produrrà l’impianto in funzione della tipologia di installazione e della specifica ubicazione. Ad una maggiore producibilità corrisponde un maggiore ricavo annuo dell’investitore;

• Fattore di contemporaneità (Fc) ovvero il rapporto tra l’energia elettrica prodotta dall’impianto e istantaneamente consumata dall’utente e la produzione totale dell’impianto. All’aumentare di questo valore, aumenta la percentuale di energia prodotta che l’operatore venderà direttamente al cliente.

Per esemplificare come questi tre fattori interagiscono nel determinare il rendimento economico dell’investimento, si è considerato il caso di un impianto fotovoltaico di potenza pari a 100 kW e installato sulla copertura di un fabbricato di un ipotetico utente finale. Ognuno dei tre fattori è stato declinato sulla base di alcune ipotesi.

In primo luogo, il fattore economico è stato tenuto fisso, assumendo i seguenti valori:

• Costo investimento per il produttore: 1.000 euro/kWp (tale valore può risultare inferiore rispetto agli attuali costi di mercato ma si ipotizza che l’investitore sia in grado di acquisire volumi tali da giustificare un’ottimizzazione dei costi stessi);

• Costi operativi annui (stima): 4% del costo iniziale di investimento per il produttore;

• Prezzo di vendita dell’energia prodotta dall’impianto al cliente finale: 150 €/MWh (pari a circa il 20% di sconto rispetto al prezzo che l’utente considerato paga per l’energia elettrica prelevata dalla rete quantificabile in circa 187 €/MWh);

• Prezzo di vendita dell’energia elettrica immessa in rete: 55 €/MWh (stima che riflette l’attuale tendenza al ribasso nei prezzi sui mercati dell’energia elettrica).

• Nessun ricavo ottenuto da incentivi nazionali in quanto non è più in vigore il regime di Conto Energia.

Si è ipotizzato, inoltre, di mantenere fisso negli anni il prezzo applicato all’energia elettrica prodotta dall’impianto e venduta al cliente finale e non è stato pensato di strutturare contratti take or pay, ipotesi che ovviamente possono migliorare l’investimento del produttore. Allo stesso modo, non è stato applicato alcun tasso di sconto, pertanto i valori dei costi e dei ricavi saranno da intendersi nominali per ciascun anno.

Per quanto riguarda il fattore di producibilità, sono state fatte tre ipotesi:

1. Installazione in Nord Italia: 1.100 ore equivalenti;

2. Installazione in Centro Italia: 1.300 ore equivalenti;

3. Installazione in Sud Italia: 1.500 ore equivalenti.

Infine, vista la difficoltà di determinare a priori il fattore di contemporaneità, che può dipendere da numerose variabili relative alla curva dei consumi dell’utente (es. volume dell’attività nei giorni festivi e nei mesi estivi; regolarità dell’attività ecc.) si è tenuto in considerazione un ampio ventaglio di opzioni, dal 20% al 100%, con intervalli del 10%. In altre

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parole nel primo caso solamente il 20% dell’energia prodotta dall’impianto viene istantaneamente consumata dall’utente, mentre nell’ultimo caso l’intera energia prodotta viene utilizzata dal cliente.

Figura 9. I fattori che incidono sulla redditività dell’investimento in un SEU

Fattore di producibilità

1100 ore (nord)

1300 ore (centro)

1500 ore (sud)

10 11

Anni di recupero investimento

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Fattore di contemporaneità

Figura 10. Ritorno economico dell'investimento in impianto fotovoltaico in SEU da 100 kW

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La figura appena riportata visualizza i risultati ottenuti dalla modellizzazione delle ipotesi descritte e attesta come all’aumentare del fattore di producibilità e del fattore di contemporaneità i tempi di ritorno diminuiscano sensibilmente, raggiungendo anche valori prossimi a 5 anni. Risulta evidente inoltre come nelle aree meridionali del Paese si possano avere tempi di ritorno interessanti – e pari a quelli che al nord si ottengono con la percentuale massima del 100% – già con fattori di contemporaneità del 60-70%.

Si segnala che esistono due opzioni che permettono di innalzare il fattore di contemporaneità:

• l’accumulo virtuale dell’energia attraverso il meccanismo di scambio sul posto, opzione che si potrà concretizzare scegliendo il profilo contrattuale 2b (si veda al paragrafo 3) e rispettando quanto previsto dalla normativa di riferimento (Deliberazione 570/2012/R/efr e s.m.i.);

• l’utilizzo di sistemi di accumulo come ad esempio le batterie, ma in questo caso aumenterebbe il costo di investimento rendendo necessaria un’ulteriore modellizzazione.

Occorre però osservare che, vista la notevole rilevanza del fattore di contemporaneità, al produttore non basterà stabilire il profilo di domanda nel breve periodo, ma dovrà anche definire aspettative verosimili (e “bancabili”) sulle quali possa essere prevista l’evoluzione della domanda nell’utenza considerata. Nel caso in cui l’utente finale modifichi le sue curve di consumo, riducendo ad esempio il fabbisogno nelle ore a maggior irradiazione solare, ci potrebbero essere importanti ripercussioni sul reddito del produttore che sarebbe costretto a immettere in rete, ad un prezzo meno remunerativo, una quantità maggiore di energia prodotta.

Un altro fattore rilevante riguarda, infine, il prezzo che il produttore potrà praticare nei confronti del cliente del SEU. Nella breve analisi proposta questo valore è stato mantenuto costante, basandosi su uno sconto del 20% al prezzo pagato per l’energia prelevata dalla rete da una piccola impresa manifatturiera. Tuttavia ci potrebbero essere situazioni più favorevoli da questo punto di vista: ad esempio un consumatore domestico con alti consumi di energia può pagare fino al doppio di un’utenza industriale per l’energia prelevata dalla rete elettrica, offrendo di conseguenza al produttore la possibilità di essere competitivo nei suoi confronti ad un prezzo più elevato rispetto alla prima fattispecie.

In definitiva, la breve e non esaustiva analisi economica descritta mette in luce come la sfida dei Sistemi Efficienti di Utenza consisterà proprio nell’individuazione del miglior equilibrio tra i tre fattori incidenti: fattore economico, di producibilità e di contemporaneità.

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10. CONCLUSIONI

Le considerazioni fatte in questo studio, sebbene con le semplificazioni adottate, mettono in luce le grandi potenzialità dei Sistemi Efficienti di Utenza, la cui applicazione dipenderà da un’attenta analisi relativa al profilo di consumo del cliente finale, al fine di massimizzarne la coincidenza con il profilo di produzione dell’impianto di generazione. Infatti, maggiore sarà la quota di autoconsumo (cioè il fattore di contemporaneità) rispetto al fabbisogno elettrico e minore sarà l’energia elettrica prodotta dall’impianto e immessa in rete, con un incremento del beneficio sia per il produttore che per il cliente finale.

Le opportunità di questi investimenti non escludono i rischi connessi, primo fra tutti quello relativo alla morosità del cliente finale che, incidendo sulla percentuale di autoconsumo, diminuirebbe sensibilmente i ricavi del produttore. Nei casi più negativi, infatti, il produttore potrebbe essere costretto ad immettere tutta l’energia elettrica in rete attraverso il punto di connessione di emergenza previsto dalla normativa, modificando nettamente le previsioni iniziali di business plan.

In generale, queste applicazioni potranno diventare una nuova opportunità di crescita delle energie rinnovabili in generazione distribuita e del fotovoltaico in particolare poiché presumibilmente saranno tetti e coperture delle unità di consumo (residenziali, commerciali e industriali) ad essere maggiormente coinvolti da queste installazioni. Per quanto riguarda le destinazioni ottimali di questi interventi in termini di ritorno economico dell’investimento, allo stato attuale le applicazioni più vantaggiose sembrano le piccole/medie imprese o le unità commerciali, senza escludere la possibilità che queste soluzioni possano risultare interessanti anche per aziende più grandi. Sicuramente, la convenienza di questi sistemi sarà direttamente proporzionale alla capacità dell’operatore di offrire al cliente servizi di gestione dell’energia ad ampio raggio, come interventi di efficienza energetica e ottimizzazione delle condizioni contrattuali di fornitura. Parallelamente, si auspica che in tempi brevi si sviluppi il mercato dei sistemi di accumulo che consentiranno la massimizzazione della principale variabile che regge questi sistemi ovvero la quota di autoconsumo rispetto alla produzione totale dell’impianto.

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Indice delle Figure

Figura 1. Schematizzazione dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo 4

Figura 2. Schematizzazione di un SEU 6

Figura 3. Schematizzazione del profilo contrattuale 1 9

Figura 4. Schematizzazione del profilo contrattuale 2a 10

Figura 5. Schematizzazione del profilo contrattuale 2b 11

Figura 6. Schematizzazione del profilo contrattuale 2c 12

Figura 7. Schematizzazione del profilo contrattuale 2d 13

Figura 8. Schematizzazione dei misuratori da installare 16

Figura 9. I fattori che incidono sulla redditività dell’investimento in un SEU 23

Figura 10. Ritorno economico dell'investimento in impianto fotovoltaico in SEU da 100 kW 23

Indice delle Tabelle

Tabella 1. Gestione contrattuale del profilo 1 9

Tabella 2. Gestione contrattuale del profilo 2a 10

Tabella 3. Gestione contrattuale del profilo 2b 11

Tabella 4. Gestione contrattuale del profilo 2c 12

Tabella 5. Gestione contrattuale del profilo 2d 13

Tabella 6. Riferimenti normativi per la misura dell’energia elettrica 16

Tabella 7. Responsabili del servizio di misura (Fonte: Testo Unico Ricognitivo della Produzione Elettrica ) 16

Tabella 8. Aliquote applicate all’energia elettrica (Fonte: Agenzia delle Dogane e dei Monopoli – 1 Gennaio 2014) 19

Tabella 9. Schema di sintesi adempimenti fiscali 21

Protocollo: 78308 RU

Rif.:

Allegati:

CIRCOLARE 12/D

Roma, 25 luglio 2014

Alle Direzioni interregionali e regionali

Alla Direzione interprovinciale di Bolzano e Trento

LORO SEDI

e, per conoscenza:

All’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico

MILANO

Al Dipartimento delle finanze

ROMA

Alla Direzione centrale antifrode e controlli

SEDE

Oggetto: Energia elettrica - Sistemi efficienti di utenza (SEU) - Modalità di applicazione della disciplina delle accise.

L’articolo 2, comma 1, lettera t), del decreto legislativo 30 maggio 2008, n.115 1 ha definito il Sistema efficiente di utenza (SEU), mentre l’articolo 10, comma 12, del medesimo decreto legislativo ha demandato all’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (Autorità) la definizione delle 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.

1 t) "sistema efficiente di utenza": sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza non superiore a 10 Mwe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili o 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, 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;

2 1. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, 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. Salvo che il fatto costituisca reato, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, nel caso di inosservanza dei propri provvedimenti, applica l'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge 14 novembre 1995, n. 481.

Direzione centrale legislazione e procedure accise e altre imposte indirette

Ufficio accise sull'energia elettrica e sul gas naturale e tassazione a fini ambientali

00000 Xxxx, Xxx Xxxxx Xxxxxxx, 00 – Tel. x00 0000000000 – Fax x00 0000000000

e-mail: xxxxxx.xxxxxxxxxxxxxxxxxx.xxxxxxx@xxxxxxxxxxxxx.xx

L'Autorità, in attuazione di quanto previsto dal citato decreto legislativo 115/08, ha emanato la delibera 12 dicembre 2013, n. 578 3, con la quale vengono definite le modalità per la regolazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita nel caso di configurazioni impiantistiche rientranti nella categoria dei sistemi semplici di produzione e consumo (SSPC), ivi inclusi i sistemi efficienti d'utenza (SEU).

Nell’ambito del Memorandum d’intesa tra Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (Agenzia) e Autorità, sono stati effettuati alcuni incontri tecnici finalizzati a valutare l’impatto della regolazione dei SEU sulla normativa accise.

Si forniscono, di seguito, le direttive inerenti l’applicazione delle norme del testo unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative emanato con decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504 e successive modificazioni (TUA) ai SEU o, più in generale, a tutte le configurazioni impiantistiche costituite da un produttore e da un cliente finale sullo stesso sito (configurazioni 1:1).

1 - Quadro normativo

Al fine di poter applicare correttamente le disposizioni dettate dal TUA in materia di tassazione dell’energia elettrica a tutte le configurazioni impiantistiche costituite da un produttore e da un cliente finale sullo stesso sito (configurazioni 1:1), occorre riferirsi alla seguente definizione, stabilita dall’Autorità nel “Testo integrato dei sistemi semplici di produzione e consumo”, che costituisce l’Allegato A alla delibera 578/2013:

sistema efficiente di utenza (SEU): sistema in cui uno o più impianti di produzione di energia elettrica, con potenza complessivamente non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, gestiti dal medesimo produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica) e sono realizzati all’interno di un’area, senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità del

3 Reperibile sul sito web dell’Autorità: xxx.xxxxxxxx.xxxxxxx.xx

medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei proprietari dei relativi impianti di produzione.

Le configurazioni di approvvigionamento energetico 1:1, e, in particolare, i SEU possono essere schematizzati graficamente nel seguente modo:

Schema 1

dove, all’interno di un determinato sito di proprietà o nella piena disponibilità di un consumatore finale, è presente un’officina elettrica di produzione che alimenta direttamente l’unità di consumo del medesimo consumatore finale mediante connessione interna (senza che l’elettricità prodotta e direttamente consumata nel sito transiti per la rete), non escludendo la cessione degli esuberi e la possibilità dell’acquisto di energia elettrica d’integrazione.

A fronte del sopra riportato schema, possono presentarsi diverse realtà operative.

L’inquadramento ai fini fiscali delle diverse configurazioni deve essere condotto mediante l’analisi delle seguenti disposizioni del TUA:

- articolo 52, che definisce l’ambito di applicazione dell’accisa sull’energia elettrica, distinguendo la fornitura al consumatore finale dall’autoproduzione (ovvero, dall’autoconsumo), con l’applicazione delle aliquote riportate nell’allegato I del TUA;

- articolo 53, che individua i soggetti obbligati al pagamento dell’accisa e i relativi adempimenti;

- articolo 53-bis, che esclude dal novero dei soggetti obbligati gli operatori del mercato elettrico che svolgono attività di produzione o di vettoriamento di energia elettrica non connessa alla diretta fornitura al consumo;

- articolo 54, che fornisce la definizione di officina elettrica;

- articolo 63, che regola le licenze di esercizio.

Il comma 1 dell’articolo 52 dispone: “L’energia elettrica è sottoposta ad accisa (…) al momento della fornitura ai consumatori finali ovvero al momento del consumo per l’energia elettrica prodotta per uso proprio”, e pertanto sottopone ad accisa il consumo di energia elettrica (con le esclusioni e le esenzioni di cui ai successivi commi), individuandone il momento generatore dell’obbligazione all’atto della fornitura al consumo, distinguendone due modalità: fornitura effettuata nei confronti di consumatori finali, oppure per autoconsumo.

La predetta disposizione è stata oggetto di esame nella circolare 17/D/2007, dove, al paragrafo 11, con riferimento a quanto disposto in merito dal comma 5 dell’art. 21 della direttiva 2003/96/CE del Consiglio, del 27 ottobre 2003, è stata riportata la previsione che “l’elettricità e il gas naturale sono soggetti ad imposizione e diventano imponibili al momento della fornitura da parte del distributore o del ridistributore.” e che “Un’entità che produce elettricità per uso proprio è considerata un distributore”, con ciò intendendo che la produzione di energia elettrica per uso proprio assume rilevanza in quanto funzionale a fornire l’elettricità al medesimo produttore.

Gli articoli 53 e 53-bis operano la distinzione degli operatori del settore elettrico in relazione al momento in cui l’elettricità diventa imponibile, che può non essere legato alla produzione o distribuzione fisica dell’energia elettrica, definendone gli obblighi e gli adempimenti.

Quindi, la produzione o la distribuzione di energia elettrica non sono, in quanto tali, attività soggette ad autorizzazione o al rilascio di licenza fiscale, ma lo diventano solo quando sono effettuate per fornirsi autonomamente l’energia elettrica (uso proprio –autoproduzione - autofornitura) o per fornire direttamente l’elettricità a soggetti terzi consumatori finali.

Conseguentemente, mentre l’art. 53-bis riguarda quegli operatori che, pur esercendo un’officina elettrica per la produzione ovvero una rete per il trasporto o la distribuzione di energia elettrica, non la forniscono direttamente ai consumatori finali, né la consumano per uso proprio, l’art. 53 individua i Soggetti obbligati al pagamento delle accise e li distingue tra quelli che forniscono l’energia elettrica ai

consumatori finali e quelli che la utilizzano per uso proprio assoggettando le loro attività all’obbligo di una preventiva denuncia finalizzata all’ottenimento di un’autorizzazione, ovvero, qualora esercitino officine di energia elettrica, al rilascio di una licenza (art. 53, comma 7).

Riguardo alle officine di energia elettrica, l’articolo 54 distingue quando più apparati di produzione (esercitati dalla medesima ditta) costituiscono un’unica officina oppure officine distinte e definisce altresì l’officina delle ditte acquirenti di energia elettrica, da queste esercitate per farne rivendita o per uso proprio.

L’articolo 63 stabilisce la misura del diritto di licenza per le officine elettriche distinguendone l’importo in relazione al fatto che l’attività di produzione o di acquisto sia per uso proprio o rivendita in blocco oppure per scopo commerciale.

Con riferimento alle disposizioni sopra richiamate, la generazione dell’energia elettrica può essere finalizzata:

- al soddisfacimento dei propri fabbisogni e, quindi, l’elettricità direttamente consumata configura un’attività di autoproduzione;

- alla cessione ad altro operatore del sistema elettrico e, quindi, l’elettricità ceduta configura un’attività di produzione dedicata alla cessione “in blocco” a soggetti diversi dai consumatori finali;

- alla fornitura a consumatori finali e, quindi, l’elettricità ceduta configura una produzione a scopo commerciale.

In tale ambito, la principale questione che è necessario esaminare riguarda l’applicabilità del concetto di autoproduzione ai SEU.

Al riguardo, si fa esplicito riferimento alla nota dell’allora Direzione centrale gestione tributi e rapporto con gli utenti prot. n. 130439 del 13.12.2013, avente ad oggetto “Trattamento tributario riservato all’energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile - Definizione di autoproduzione - Diritti di licenza” e, in particolare, si richiamano le indicazioni di carattere generale che seguono.

Dall’analisi delle disposizioni normative sopra riportate discende che l’autoproduttore non è altro che un consumatore finale che anziché acquistare energia elettrica di cui necessita per la propria attività, la produce, in tutto o in parte, da sé medesimo.

Nel settore tributario in questione, quindi, per “autoproduzione” si intende - in contrapposizione a “produzione” - quell’attività di generazione di energia elettrica (di per sé attività di “impresa”) svolta da un soggetto che esercita una officina di

produzione di energia elettrica non come attività economica a sé stante, ma in quanto funzionale ad altra attività del medesimo soggetto (ossia per uso proprio).

All’inverso, si intende per “produzione” - in contrapposizione a “autoproduzione” - quell’attività di generazione di energia elettrica svolta da un soggetto che esercita una officina di produzione di energia elettrica come attività economica a sé stante.

Ne deriva che l’autoproduttore è tale rispetto al consumo per uso proprio dell’energia elettrica che ha prodotto, mentre per l’energia elettrica prodotta in surplus rispetto ai propri fabbisogni e, quindi, ceduta a terzi, non può essere considerato autoproduttore, né l’energia elettrica ceduta può essere equiparata a quella auto-consumata.

In presenza di cessione, a qualunque titolo, dell’energia elettrica prodotta ad altri consumatori finali, l’esercente l’officina elettrica assume la veste di fornitore ed è obbligato ai conseguenti adempimenti fiscali e al pagamento dell’accisa in relazione agli usi cui la fornitura di elettricità è destinata presso tali consumatori.

Naturalmente, quando l’energia elettrica prodotta non viene consumata per uso proprio, né fornita al consumo finale, ma ceduta ad altro operatore del mercato elettrico, rispetto a tali cessioni non sorge l’obbligazione tributaria in capo al produttore, bensì in capo all’operatore che procederà alla fatturazione di quella elettricità fornita al consumatore finale, tenendo conto che il regime delle accise sull’energia elettrica ha le caratteristiche proprie dell’imposta di consumo: deve essere applicata per singola utenza in relazione alla tipologia d’uso ed entità del consumo mensile.

Oltre a quanto già evidenziato, l’art. 52, nel definire l’ambito applicativo dell’accisa, individua tipologie di consumo che, in relazione a caratteristiche specifiche (che possono riguardare sia particolari impieghi, sia l’origine dell’energia elettrica), sono escluse dal regime delle accise ed altre che, pur essendo sottoposte ad accisa, vengono esentate dal pagamento da espresse previsioni normative.

In particolare, la tipologia di consumo di energia elettrica originata da impianti alimentati da fonti rinnovabili costituenti officina di produzione di potenza superiore a 20kW, impiegata dal titolare dell’officina in usi propri diversi da quelli abitativi, è individuata, dalla lettera b) del comma 3 dell’art. 52, tra quelle esenti dal pagamento dell’accisa.

Tale tipologia di consumo è strettamente correlata alla figura dell’autoproduttore e al consumo dell’energia elettrica autoprodotta essendo delimitata dalle seguenti condizioni, che devono verificarsi contemporaneamente:

a) energia elettrica prodotta con impianti azionati da fonti rinnovabili;

b) potenza degli impianti superiore a 20 kW;

c) energia elettrica consumata dalle imprese di autoproduzione;

d) consumi effettuati in locali e luoghi diversi dalle abitazioni.

2 - Applicazione della normativa accise ai Sistemi efficienti di utenza

Nell’ambito della già riportata definizione di sistema efficiente di utenza (SEU), per quel che qui interessa, come già evidenziato, si è in presenza di configurazioni di approvvigionamento energetico 1:1 in quanto nel medesimo luogo sono presenti un’unità di produzione e un’unità di consumo direttamente connesse mediante un collegamento privato.

La delibera n. 578/2013 dell’Autorità, alla quale si rimanda per una compiuta conoscenza di quanto di seguito accennato, consentendo diversi casi di titolarità dell’impianto di produzione e dell’unità di consumo4, disciplina i vari aspetti del rapporto contrattuale intercorrente tra il consumatore finale (nella delibera coincide con il cliente finale) e l’esercente l’officina elettrica (nella delibera coincide con il produttore), anche in relazione alla cessione degli esuberi ed alla possibilità dell’acquisto di energia elettrica d’integrazione e, in particolare, tiene conto e regola i possibili diversi accordi per la ripartizione delle rispettive responsabilità riguardo:

- alla titolarità della connessione con la rete elettrica;

- alla titolarità dei contratti di trasporto e di dispacciamento in prelievo e immissione;

- alla titolarità dei contratti di acquisto e vendita dell’energia elettrica prelevata e immessa in rete;

4 Con il termine “titolare dell’impianto di produzione” si intende il produttore, cioè il soggetto responsabile della gestione dell’impianto per la produzione di energia elettrica e, in quanto tale, titolare della licenza fiscale di esercizio dell’officina elettrica di produzione, e non il proprietario degli asset di produzione. Analogamente, con il termine “titolare dell’unità di consumo” si intende il cliente finale, cioè il soggetto che effettivamente utilizza l’energia elettrica per il proprio consumo (uso finale) e non il proprietario degli asset di consumo.

- alla titolarità delle convenzioni per gli incentivi, per il ritiro dedicato e per lo scambio sul posto.

Per quanto riguarda l’applicazione del TUA ai SEU, alla luce del quadro normativo sopra delineato, si impartiscono le seguenti direttive riferite ai diversi casi di titolarità dell’impianto di produzione e dell’unità di consumo, nonché ai possibili diversi accordi per la ripartizione delle rispettive responsabilità.

Ovviamente, quando il produttore coincide con il consumatore finale (cioè quando nel SEU è presente un solo soggetto giuridico), l’assetto è quello classico della produzione per uso proprio e l’applicazione delle disposizioni del TUA prevede che:

- tranne nei casi di esclusione previsti dall’art 52, comma 2, lettere a), c) e d), l’autoproduttore (produttore-consumatore) è soggetto obbligato ai sensi dell’articolo 53, comma 1, lettera b) del TUA, ed è tenuto a richiedere la licenza di esercizio di officina elettrica al competente Ufficio dell’Agenzia;

- in presenza di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e consumi per qualsiasi uso in locali e luoghi diversi dall’abitazione, trova applicazione la disposizione di cui all’articolo 52, comma 3, lettera b), del TUA.

Inoltre, sull’energia eventualmente prelevata dalla rete, il consumatore finale – se ha le caratteristiche previste dall’articolo 53, comma 2, del TUA – può, a sua scelta:

a) fare denuncia anche di officina di acquisto e provvedere direttamente al versamento delle accise (se dovute) su tutta l’energia elettrica consumata (in questo caso deve segnalare la situazione al proprio venditore, affinché non sottoponga ad accisa l’energia elettrica da lui acquistata);

ovvero,

b) non richiedere di essere riconosciuto soggetto obbligato. In tal caso, il soggetto obbligato al pagamento delle accise, con diritto di rivalsa nei confronti del consumatore finale, è il Venditore dell’energia elettrica acquistata dalla rete.

Anche in caso di parziale cessione alla rete, l’officina elettrica di produzione, ai fini dell’applicazione dell’articolo 63, comma 3, del TUA, si configura come un’officina elettrica per uso proprio.

Diversamente, nel caso in cui il soggetto che gestisce l’impianto di produzione (il produttore) sia diverso dal consumatore finale, si osserva, in primo luogo, che le disposizioni tributarie sopra analizzate non consentono di poter applicare l’esenzione prevista dall’art. 52, comma 3, lettera b), del TUA sull’elettricità prodotta e consumata nel sito, in quanto:

1) il consumatore finale non è l’esercente l’officina di produzione di energia elettrica utilizzata per il proprio approvvigionamento e non può essere considerato autoproduttore;

2) il produttore fornisce l’energia elettrica ad un consumatore finale e non può essere considerato un autoproduttore, bensì esercente officina di produzione di energia elettrica a scopo commerciale; è un soggetto obbligato ai sensi dell’art. 53, comma 1, lettera a), che deve denunciare la propria attività, soggetta alla licenza di esercizio in luogo dell’autorizzazione, ai sensi del successivo comma 7 del medesimo articolo.

Le realtà operative che possono presentarsi nell’ambito di quanto previsto e regolato dalla normativa di settore in materia di SEU, quando l’impianto di produzione è nella titolarità di un soggetto diverso dal consumatore finale, sono riconducibili a tre principali casistiche, in funzione della responsabilità nei rapporti contrattuali con gli operatori esterni (venditore dell’energia elettrica prelevata dalla rete e acquirente dell’energia elettrica immessa in rete), stabiliti sul punto di connessione con la rete pubblica (POD), in relazione ai servizi di trasmissione, dispacciamento e vendita dell’energia in immissione e in prelievo, per il ritiro dedicato o lo scambio sul posto e con riferimento agli eventuali incentivi.

I soggetti che interagiscono nell’ambito del SEU, da tenere in considerazione ai fini dell’analisi delle differenti fattispecie realizzabili, sono:

🡪 il cliente finale, titolare dell’unità di consumo (ossia il soggetto, consumatore finale, che ha piena disponibilità del sito all’interno del quale è realizzato il SEU) e, in quanto tale, titolare del punto di connessione (POD);

🡪 il produttore, titolare della licenza di esercizio dell’impianto di produzione (ossia l’esercente l’officina elettrica istallata in una porzione del medesimo sito);

🡪 il fornitore dell’energia elettrica prelevata dalla rete;

🡪 l’acquirente dell’energia elettrica ceduta alla rete.

Nell’illustrare le differenti fattispecie di cui agli schemi nel seguito riportati, con il termine “Cliente” ci si riferirà al consumatore finale e, con il termine “Produttore” ci si riferirà all’esercente l’officina elettrica di produzione.

Per quanto riguarda il prelievo di energia elettrica dalla rete, il fornitore assume la veste di:

a) Venditore all’ingrosso (o grossista), se il contratto di fornitura è stipulato dal Produttore (soggetto obbligato);

b) Venditore al dettaglio (soggetto obbligato), se il contratto di fornitura è stipulato dal Cliente.

Inoltre, si individua come Acquirente il soggetto che acquista l’energia elettrica immessa in rete, che, a seconda delle scelte operate da chi vende, può essere il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) o un qualsiasi grossista che opera nel mercato dell’energia elettrica.

In ogni caso, indipendentemente dai rapporti contrattuali con gli operatori esterni (casistiche 2a, 2b e 2c), il POD resta sempre nella titolarità del Cliente.

2.a - il Produttore è titolare dei rapporti contrattuali per la vendita e l’acquisto dell’energia elettrica dalla rete - casistiche di cui all’articolo 11, comma 11.4, lettera c), dell’Allegato A alla delibera 578/2013

Si tratta dell’approvvigionamento di energia elettrica totalmente demandato, dove il Cliente acquista tutta l’energia elettrica necessaria al suo fabbisogno dal Produttore.

Schema 2

Parte di questa energia elettrica è prodotta in sito e parte è prelevata dalla rete.

Il Cliente, normalmente, non è considerato soggetto obbligato, in quanto acquista l’energia elettrica da un solo fornitore (il Produttore) che si occupa in prima persona degli aspetti commerciali e dell’accesso alla rete.

Pertanto il Produttore è il soggetto obbligato ai fini accise e, in quanto esercente un’officina di energia elettrica, deve ottenere la licenza di esercizio (art. 53, comma 7, del TUA), che riguarda sia la produzione che l’acquisto, per il combinato disposto dell’art. 53, commi 1 e 7 e dell’art. 54, commi 1 e 3 del TUA.

In questo caso l’officina elettrica, ai fini dell’applicazione dell’articolo 63, comma 3, del TUA, si configura come un’officina elettrica a scopo commerciale.

Il POD del punto di connessione con la rete rimane intestato al Cliente, ma è anche considerato il punto di scambio con la rete a partire dal quale viene costituita l’officina elettrica intestata al Produttore.

Ciò si rende possibile in quanto il Cliente, come indicato nella delibera n. 578/2013 dell’Autorità, ha conferito un mandato senza rappresentanza (art. 1705 del codice civile)5 al Produttore affinché questi concluda i contratti di dispacciamento, di trasporto, di acquisto della energia prelevata dalla rete, di vendita dell’energia immessa in rete attraverso il POD del Cliente.

Conseguentemente, la Società di vendita (indicata come venditore all’ingrosso nello Schema 2) che fattura l’energia elettrica prelevata dalla rete non applica l’accisa in quanto non fattura ad un consumatore finale, mentre è il Produttore il soggetto obbligato al versamento delle accise sull’energia venduta al Cliente (derivante sia dalla produzione che dall’acquisto), in qualità di “soggetto che procede alla fatturazione di energia elettrica a un consumatore finale” (articolo 53, comma 1, lettera a, del TUA).

5 Art. 1705 cc - Mandato senza rappresentanza - Il mandatario che agisce in proprio nome acquista i diritti e assume gli obblighi derivanti dagli atti compiuti con i terzi, anche se questi hanno avuto conoscenza del mandato. I terzi non hanno alcun rapporto col mandante. Tuttavia il mandante, sostituendosi al mandatario, può esercitare i diritti di credito derivanti dall'esecuzione del mandato, salvo che ciò possa pregiudicare i diritti attribuiti al mandatario dalle disposizioni degli articoli che seguono.

2.b - il Cliente è titolare dei rapporti contrattuali per la vendita e l’acquisto dell’energia elettrica dalla rete - casistiche di cui all’articolo 11, comma 11.4, lettera b), dell’Allegato A alla delibera 578/2013

Il Cliente si occupa degli aspetti commerciali e dell’accesso alla rete, pertanto si occupa in prima persona sia dei contratti di dispacciamento, di trasporto e di acquisto della energia prelevata dalla rete, sia del contratto di vendita della energia elettrica prodotta e immessa in rete, in forza di un mandato senza rappresentanza conferito dal Produttore (art. 1705 c.c.).

Schema 3

Il Produttore vende al Cliente tutta l’energia elettrica prodotta dall’impianto.

L’officina elettrica di produzione, ai fini dell’applicazione dell’articolo 63, comma 3, del TUA, si configura come un’officina elettrica a scopo commerciale, salvo che il Cliente sia a sua volta soggetto obbligato sull’acquisto dell’energia elettrica; in tal caso si configura una cessione in blocco ad altro soggetto obbligato e, laddove non vi siano autoconsumi del Produttore, l’inquadramento del medesimo tra i soggetti individuati dal comma 1 dell’art. 53-bis del TUA.

Il Cliente utilizza l’elettricità acquistata dal Produttore per i propri fabbisogni, vende eventuali eccedenze all’Acquirente e acquista eventuali integrazioni dal Venditore. E’ consentito lo scambio sul posto, in considerazione del fatto che il Cliente gestisce prelievo e immissione in forza di mandato senza rappresentanza.

Se il Cliente rientra nei casi di applicazione del comma 1, lettera c) o del comma 2, dell’articolo 53, del TUA, è o può essere riconosciuto su richiesta,

soggetto obbligato e, conseguentemente, adempiere direttamente ai relativi obblighi, richiedendo ai suoi fornitori (Produttore e Venditore) di fatturare senza applicazione dell’accisa.

Diversamente, nei casi in cui il Cliente non abbia acquisito la qualifica di soggetto obbligato, il Produttore, responsabile del pagamento dell’accisa sull’energia elettrica da lui fornita al consumo, onde evitare di dover quantificare il debito d’imposta su tutta l’energia ceduta al Cliente senza che questi possa recuperare l’accisa inerente la quota ceduta in rete, deve avere contezza anche delle letture del contatore di cessione, che è nella titolarità del Cliente, al fine di poter applicare l’accisa solo sulla quota di elettricità da lui fornita ed effettivamente consumata dal Cliente, ossia al netto delle cessioni. Tale aspetto attiene ai rapporti tra Cliente e Produttore in relazione all’energia prodotta in sito, regolati nel mandato senza rappresentanza.

Sempre nel caso in cui il Cliente non abbia acquisito la qualifica di soggetto obbligato, la Società di vendita (indicata come venditore al dettaglio nello Schema 3) che fattura l’energia elettrica prelevata dalla rete al cliente, applica l’accisa corrispondente in quanto fattura a un consumatore finale.

2.c - il Produttore è titolare dei rapporti contrattuali per la vendita dell’energia elettrica immessa in rete e il Cliente è titolare dei rapporti contrattuali per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata dalla rete - casistiche di cui all’articolo 11, comma 11.4, lettera a), dell’Allegato A alla delibera 578/2013

Si tratta di una gestione separata dell’unità di consumo e dell’impianto di produzione: ciascuna delle parti si occupa degli aspetti commerciali e dell’accesso alla rete dell’energia di propria competenza.

In tale assetto, il Cliente sottoscrive i contratti relativi al prelievo di energia dalla rete (contratto di fornitura dell’energia prelevata) e il Produttore gestisce parzialmente il punto di connessione alla rete in forza di un mandato senza rappresentanza (art. 1705 c.c.) conferito dal Cliente che gli consente di sottoscrivere i contratti relativi alla immissione in rete della energia prodotta.

Poiché immissioni e prelievi non sono gestiti da un solo soggetto, non è consentito concludere il contratto per lo scambio sul posto.

Schema 4

Il Cliente ha due fornitori: il Produttore e il Venditore al dettaglio e, se rientra nei casi di applicazione dell’articolo 53, comma 2, del TUA, ha facoltà di essere riconosciuto come soggetto obbligato al pagamento dell’accisa e, conseguentemente, adempiere direttamente ai relativi obblighi, richiedendo ai suoi fornitori di fatturare senza applicazione di accisa.

Il Produttore non vende al Cliente tutta l’energia elettrica prodotta. In questo caso il Produttore, essendo titolare dei rapporti contrattuali per la cessione dell’energia elettrica alla rete, vende direttamente al GSE o ad un altro grossista l’energia elettrica non acquistata dal Cliente per i propri usi.

Qualora il Cliente non abbia acquisito la qualifica di soggetto obbligato, ne consegue che:

- il Produttore è soggetto obbligato in qualità di “soggetto che procede alla fatturazione di energia elettrica a un consumatore finale” e deve ottenere la licenza di esercizio in quanto esercente un’officina di energia elettrica (art. 53, commi 1 e 7, del TUA) che, ai fini dell’applicazione dell’articolo 63, comma 3, del TUA, si configura come un’officina elettrica a scopo commerciale. Lo stesso deve applicare sull’elettricità venduta al Cliente la corrispondente accisa;

- la Società di vendita (indicata come venditore al dettaglio nella Schema 4), che fattura al consumatore finale l’energia elettrica prelevata dalla rete, è soggetto obbligato per l’energia elettrica fornita.

Se, invece, il Cliente si qualifica come soggetto obbligato esercente officina elettrica di acquisto per uso proprio, come nel caso della precedente casistica 2b, qualora non siano imputabili autoconsumi al Produttore, lo stesso è soggetto ai soli adempimenti previsti dai commi 1 e 3 dell’art. 53-bis del TUA e, comunque, viene meno l’obbligo da parte di entrambi i fornitori (Produttore e Venditore) di applicare l’accisa sull’energia elettrica fornita al Cliente, essendo quest’ultimo responsabile della corretta applicazione dell’accisa e dei conseguenti versamenti.

Il POD del punto di connessione con la rete rimane intestato al Cliente, ma è anche considerato il punto di connessione con la rete per le eventuali cessioni da parte del Produttore, essendo quest’ultimo titolare dei rapporti contrattuali per la cessione in rete dell’energia elettrica.

3 - Adempimenti

Trattandosi di officine elettriche direttamente connesse a un’unità di consumo, come specificato nelle singole casistiche, dovranno essere munite di licenza di esercizio ai sensi dell’art. 53, comma 7 del TUA.

Per quanto attiene gli adempimenti relativi alla tenuta dei registri e della documentazione inerente l’eventuale utilizzo di prodotti energetici nella produzione di energia elettrica, si terrà conto delle pertinenti indicazioni impartite in merito con le circolari 33/D/2006, 5/D/2010 e 25/D/2011 e con la nota RU 137972 del 26/11/2013.

Nelle more dell’emanazione delle norme di attuazione delle disposizioni dettate dal comma 1 dell’art. 3-bis del decreto legge 2 marzo 2012 n. 16, convertito con modificazioni dalla legge 26 aprile 2012 n. 44, per l’individuazione dei quantitativi di combustibile, soggetti alle aliquote di cui al punto 11 della Tabella A del TUA sulla produzione di energia elettrica, impiegati nelle officine elettriche operanti in

cogenerazione, si applica quanto disposto al comma 2 dell’art. 3-bis del medesimo d.l. 16/2012 6.

La riduzione prevista dal citato comma 2 non trova applicazione in caso di produzione di sola energia elettrica, ferma restando, in tal caso, la possibilità di ricorrere alla determinazione dei consumi specifici medi a seguito di apposite sperimentazioni in sito per mezzo di marce controllate, come già indicato nelle sopra citate circolari. In particolare, si precisa che il ricorso alla predetta determinazione trova attuazione anche riguardo all’utilizzo dei prodotti energetici rientranti nel novero delle fonti rinnovabili oggetto della nota RU 42337 del 19/05/2014.

Per gli impianti di produzione di energia elettrica azionati da fonti rinnovabili diverse dai prodotti energetici (ad esempio: solare, eolico, idroelettrico), non essendovi la necessità di accertare l’impiego del prodotto energetico ai fini dell’applicazione del punto 11 della tabella A del TUA, la rilevazione dei dati di produzione può essere operata allo scadere di ogni mese solare e la relativa registrazione effettuata entro il primo giorno non festivo del mese successivo, ferma restando la possibilità per le officine di potenza disponibile non superiore a 100 kW, di ricorrere all’accertamento dell’imposta dovuta tramite apposito atto di convenzione ai sensi dell’art. 55, comma 5 del TUA.

Si precisa, infine, che qualora il Produttore rientri tra i soggetti di cui all’art. 53- bis, il Cliente, soggetto obbligato titolare di licenza di officina di acquisto per uso proprio, assume la responsabilità fiscale sull’energia elettrica acquistata “a partire dalla presa dell’officina venditrice” (art. 54 comma 3 del TUA).

6 Art. 3-bis. Accisa sul carburante utilizzato nella produzione combinata di energia elettrica e calore. Modificato dall’art. 9 del decreto-legge del 30/12/2013 n. 150.

1. Al punto 11 della tabella A allegata al testo unico di cui al decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504, è aggiunto, in fine, il seguente capoverso: "In caso di produzione combinata di energia elettrica e calore, ai combustibili impiegati si applicano le aliquote previste per la produzione di energia elettrica rideterminate in relazione ai coefficienti individuati con apposito decreto del Ministero dello sviluppo economico, adottato di concerto con il Ministero dell'economia e delle finanze, con riferimento all'efficienza media del parco cogenerativo nazionale, alle diverse tipologie di impianto e anche alla normativa europea in materia di alto rendimento. I coefficienti sono rideterminati su base quinquennale entro il 30 novembre dell'anno precedente al quinquennio di riferimento".

2. Dal 1º gennaio al 30 giugno 2014 (*), alla produzione combinata di energia elettrica e calore, per l'individuazione dei quantitativi di combustibile soggetti alle aliquote sulla produzione di energia elettrica continuano ad applicarsi i coefficienti individuati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas con deliberazione n. 16/98 dell'11 marzo 1998, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 82 dell'8 aprile 1998, ridotti nella misura del 12 per cento. (*) E’ in corso di approvazione la proroga di tale termine fino al 31.12.2014.

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Le Direzioni in indirizzo avranno cura di vigilare affinché le presenti direttive siano scrupolosamente rispettate da parte dei dipendenti uffici, non mancando di segnalare alla scrivente eventuali criticità. Si richiama, al riguardo, la direttiva prot. 82790/RU del 15 luglio 2011 del Direttore dell’Agenzia.

Il Direttore centrale

x.xx Xxxx. Xxxxxxxx Xx Xxxx Firma autografa sostituita a mezzo stampa ai sensi dell’art.3, comma 2, del D.Lgs. 39/93

DELIBERAZIONE 12 DICEMBRE 2013 578/2013/R/EEL

REGOLAZIONE DEI SERVIZI DI CONNESSIONE, MISURA, TRASMISSIONE, DISTRIBUZIONE, DISPACCIAMENTO E VENDITA NEL CASO DI SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO

L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 12 dicembre 2013

Visti:

• la direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 aprile 2006, concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e recante abrogazione della direttiva 93/76/CEE del Consiglio;

• la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (di seguito: direttiva 2009/72/CE);

• la legge 6 dicembre 1962, n. 1643;

• la legge 14 novembre 1995, n. 481;

• la legge 27 ottobre 2003, n. 290;

• la legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge 239/04);

• la legge 29 novembre 2007, n. 222 (di seguito: legge 222/07);

• la legge 24 dicembre 2007, n. 244 (di seguito: legge 244/07);

• la legge 23 luglio 2009, n. 99 (di seguito: legge 99/09);

• il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto legislativo 79/99);

• il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (di seguito: decreto legislativo 387/03);

• il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 (di seguito: decreto legislativo 20/07);

• il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115 (di seguito: decreto legislativo 115/08);

• il decreto legislativo 29 marzo 2010, n. 56 (di seguito: decreto legislativo 56/10);

• il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (di seguito: decreto legislativo 28/11);

• il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93 (di seguito: decreto legislativo 93/11);

• i decreti del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, aventi ad oggetto il rilascio delle concessioni per l’attività di distribuzione di energia elettrica emanati ai sensi dell’articolo 9 del decreto legislativo 79/99;

• il decreto del Ministero delle Attività Produttive 13 ottobre 2003, avente ad oggetto la conferma della concessione ad Enel Distribuzione S.p.A.(di seguito: Enel

Distribuzione) dell’attività di distribuzione di energia elettrica già attribuita all’Enel

S.p.A. (di seguito: Enel) con decreto del 28 dicembre 1995, e l’adeguamento della convenzione, stipulata il 28 dicembre 1995 tra il Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato e l’Enel, alle disposizioni di legge emanate dopo tale data;

• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 dicembre 2010 (di seguito: decreto ministeriale 10 dicembre 2010);

• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 4 agosto 2011 (di seguito: decreto ministeriale 4 agosto 2011);

• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 di seguito: decreto ministeriale 5 settembre 2011);

• la deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (di seguito: Autorità) 30 maggio 2006, n. 105/06 e il relativo Allegato A (di seguito: deliberazione 105/06);

• la deliberazione dell’Autorità 9 giugno 2006, n. 111/06 e il relativo Allegato A (di seguito: deliberazione 111/06);

• la deliberazione dell’Autorità 18 gennaio 2007, n. 11/07 e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Unbundling o TIU);

• la deliberazione dell’Autorità 11 aprile 2007, n. 88/07 e i relativi Allegato A e Allegato A bis (di seguito: deliberazione 88/07);

• la deliberazione dell’Autorità 11 aprile 2007, n. 90/07 e il relativo Allegato A (di seguito: deliberazione 90/07);

• la deliberazione dell’Autorità 27 giugno 2007, n. 156/07; e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Vendita o TIV)

• la deliberazione dell’Autorità 6 novembre 2007, n. 280/07 e il relativo Allegato A (di seguito: deliberazione 280/07);

• la deliberazione dell’Autorità 25 gennaio 2008, ARG/elt 4/08 e il relativo Allegato A (di seguito: deliberazione ARG/elt 4/08);

• la deliberazione dell’Autorità 23 luglio 2008, ARG/elt 99/08 e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Connessioni Attive o TICA);

• la deliberazione dell’Autorità 18 novembre 2008, ARG/com 164/08 e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato della Qualità della Vendita o TIQV 2012- 2015);

• la deliberazione dell’Autorità 30 luglio 2009, ARG/elt 107/09 e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Settlement o TIS);

• la deliberazione dell’Autorità 17 novembre 2009, ARG/elt 175/09;

• la deliberazione dell’Autorità 28 dicembre 2009, ARG/com 202/09 (di seguito: deliberazione ARG/com 202/09);

• la deliberazione dell’Autorità 12 aprile 2010, ARG/elt 52/10;

• la deliberazione dell’Autorità 6 maggio 2010, ARG/elt 66/10;

• la deliberazione dell’Autorità 20 ottobre 2010, ARG/elt 181/10 e il relativo Allegato A (di seguito: deliberazione ARG/elt 181/10);

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 198/11 e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato della Qualità Elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015 o XXXX 0000-0000);

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11 e i relativi Allegato A (di seguito: Testo Integrato Trasporto o TIT), Allegato B (di seguito: Testo Integrato Misura Elettrica o TIME) e Allegato C (di seguito: Testo Integrato Connessioni o TIC);

• la deliberazione dell’Autorità 16 febbraio 2012, 46/2012/R/eel e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Cooperative Elettriche o TICOOP);

• la deliberazione dell’Autorità 5 aprile 2012, 130/2012/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 14 giugno 2012, 245/2012/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 20 dicembre 2012, 570/2012/R/efr e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato dello Scambio sul Posto o TISP);

• la deliberazione dell’Autorità 7 febbraio 2013, 44/2013/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 26 settembre 2013, 402/2013/R/com, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Bonus Elettrico e Gas o TIBEG);

• il documento per la consultazione 4 agosto 2011, DCO 33/11 (di seguito: DCO 33/11);

• il documento per la consultazione 2 maggio 2013, 183/2013/R/eel (di seguito: documento per la consultazione 183/2013/R/eel);

• il documento per la consultazione 16 maggio 2013, 209/2013/R/eel (di seguito: documento per la consultazione 209/2013/R/eel);

• la sentenza 6407 del 13 luglio 2012 del TAR Lazio nell’ambito del contenzioso avverso il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 (di seguito: sentenza 6407/2012 del TAR Lazio);

• le osservazioni pervenute durante i processi di consultazione.

Considerato che:

• il decreto legislativo 115/08, come modificato dal decreto legislativo 56/10:

a) all’articolo 2, comma 1, lettera t), definisce il Sistema Efficiente di Utenza (SEU) come 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”;

b) all’articolo 10, comma 2, definisce i c.d. Sistemi Equiparati ai SEU (SESEU) come i sistemi “il cui assetto è conforme a tutte le seguenti condizioni:

− 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;

− 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.”;

c) in relazione ai SEU e ai SESEU, all’articolo 10 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, 79 [oneri generali afferenti al sistema elettrico, ivi inclusi gli oneri concernenti le attività di ricerca e le attività di smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, di chiusura del ciclo del combustibile e le attività connesse e conseguenti, NdR], e degli oneri ai sensi dell’articolo 4, comma 1, del decreto-legge 14 novembre 2003, 314, convertito, con

modificazioni, dalla legge 24 dicembre 2003, 368 [misure di compensazione territoriale, previste fino al definitivo smantellamento degli impianti, a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare, NdR], 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” SESEU;

• la legge 99/09:

a) all’articolo 33, comma 5, prevede che “[…] a decorrere dalla data di entrata in vigore della presente legge i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonché quelli a copertura degli oneri generali di sistema [...] 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.”;

b) all’articolo 33, comma 6, prevede che “Limitatamente alle RIU [Reti Interne d’Utenza, NdR] di cui al comma 1, i corrispettivi tariffari di cui al comma 5 si applicano esclusivamente all’energia elettrica prelevata nei punti di connessione.”;

c) all’articolo 33, comma 7, prevede che “Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente legge, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas adegua le proprie determinazioni tariffarie per dare attuazione a quanto disposto dai commi 5 e 6 del presente articolo.”;

d) all’articolo 30, comma 27, prevede che “Al fine di garantire e migliorare la qualità del servizio elettrico ai clienti finali collegati, attraverso reti private con eventuale produzione interna, al sistema elettrico nazionale di cui all’articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, 79, il Ministero dello sviluppo economico determina, entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore della presente legge, nuovi criteri per la definizione dei rapporti intercorrenti fra il gestore della rete, le società di distribuzione in concessione, il proprietario delle reti private ed il cliente finale collegato a tali reti. L’Autorità per l’energia elettrica e il gas è incaricata dell’attuazione dei suddetti criteri al fine del contemperamento e della salvaguardia dei diritti

acquisiti, anche con riferimento alla necessità di un razionale utilizzo delle risorse esistenti.”;

• il decreto ministeriale 10 dicembre 2010, emanato al fine di dare attuazione all’articolo 30, comma 27, della legge 99/09:

a) in relazione alle RIU, all’articolo 7, comma 4, 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.”;

b) in relazione alle reti private, all’articolo 4, comma 2, 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.”;

c) in relazione alle reti private, ivi incluse le RIU, all’articolo 5 prevede:

- al comma 1 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.”;

- al comma 2 che, al fine di disciplinare il caso di cui al precedente alinea, 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.”;

• il decreto legislativo 93/11, 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 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, 99 nonché le altre reti elettriche private definite ai sensi dell’articolo 30, comma 27, della legge 99 del 2009, cui si applica l’articolo 33, comma 5, della legge 23 luglio 2009, 99.”;

• con la sentenza 6407/2012, il Tar Lazio ha in parte accolto e in parte respinto un ricorso avverso il decreto ministeriale 10 dicembre 2010, fornendo utili chiarimenti, di natura sistematica, sull’impostazione di tale provvedimento;

• il quadro normativo in materia di SEU, SESEU, RIU e altre reti private è stato soggetto a continue innovazioni e cambiamenti ed appare ancora oggi piuttosto articolato e frammentario. La sua piena applicazione è stata possibile solo a seguito della sentenza 6407/2012 del TAR Lazio del 13 luglio 2012, che ha consentito di chiarire la portata del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 da cui non era possibile prescindere ai fini del completamento del quadro regolatorio;

• con i documenti per la consultazione 183/2013/R/eel e 209/2013/R/eel, l’Autorità ha presentato i propri orientamenti finali in relazione ai Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC), di cui le RIU sono un sottoinsieme, e ai Sistemi Semplici di

Produzione e Consumo (SSPC), di cui i SEU sono un sottoinsieme. Tali documenti hanno sostituito il precedente DCO 33/11, pubblicato nel 2011 sulle medesime tematiche, proprio al fine di tenere conto della sopravvenuta evoluzione del quadro normativo, incisa sia dal citato contenzioso promosso contro il decreto ministeriale

10 dicembre 2010, sia dal recepimento della direttiva 2009/72/CE, mediante l’articolo 38, comma 5, del decreto legislativo 93/11, in tema di sistemi di distribuzione chiusi;

• nella parte introduttiva dei documenti per la consultazione 183/2013/R/eel e 209/2013/R/eel l’Autorità ha altresì evidenziato:

- che la normativa primaria prevede benefici tariffari per i SEU, i sistemi ad essi equiparati (SESEU) e le RIU, correlati alle configurazioni di rete adottate e agli assetti societari. Pertanto, tali benefici non consentono un’applicazione selettiva che tenga conto delle diverse tipologie di attività produttive svolte dai beneficiari. In più, a parità di oneri complessivi, la presenza di esoneri tariffari comporta l’aumento del valore medio unitario delle componenti tariffarie per gli utenti che non rientrano nei regimi agevolati;

- la necessità che il Governo e il Parlamento valutino l’opportunità di introdurre modifiche normative che consentano di superare le criticità sopra descritte;

- l’intenzione di orientare la propria regolazione, per quanto possibile compatibilmente con le normative vigenti, 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;

• la situazione di criticità normativa sopra descritta era già stata parzialmente segnalata al Governo e al Parlamento con la “Segnalazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas sullo stato e le criticità dei mercati dell’energia elettrica e del gas naturale. Proposte per lo sviluppo concorrenziale dei mercati dell’energia elettrica e del gas e per la tutela dei consumatori” dell’11 ottobre 2012, 410/2012/I/com; è stata poi ripresa, con maggiori dettagli, nella “Segnalazione al Parlamento ed al Governo sull’assetto dei mercati energetici venutosi a determinare a seguito del recepimento delle direttive europee del cd. Xxxxx xxxxxxxxx Energia - Proposte di miglioramento normativo” dell’8 novembre 2012, 461/2012/I/com; infine è stata ulteriormente ribadita nella “Indagine conoscitiva sui prezzi dell’energia elettrica e del gas come fattore strategico per la crescita del sistema produttivo del Paese” dell’8 luglio 2013, 298/2013/I/com;

• ferme restando le criticità normative, che sono state meglio dettagliate a scopo esclusivamente esplicativo nella parte introduttiva dei documenti per la consultazione 183/2013/R/eel e 209/2013/R/eel (a cui si rimanda), con i medesimi documenti per la consultazione l’Autorità ha presentato:

- gli orientamenti finali per il completamento del quadro definitorio in materia di Reti Elettriche Pubbliche, reti in assetto di SDC e SSPC a seguito delle recenti modifiche normative e dei pronunciamenti della giustizia amministrativa (documento per la consultazione 183/2013/R/eel);

- gli orientamenti finali per il completamento del quadro regolatorio in materia di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita nel caso dei SSPC (documento per la consultazione 209/2013/R/eel),

nel pieno rispetto delle normative vigenti;

• il presente provvedimento dà seguito al DCO 209/2013/R/eel che, a sua volta, riprende e richiama le definizioni dei SSPC già riportate nel DCO 183/2013/R/eel.

Considerato che:

• l’Autorità, con il documento per la consultazione 209/2013/R/eel, ha sottoposto a consultazione:

a) le attività necessarie per riconoscere agli altri SSPC (ASSPC, sono SSPC diversi dalle Cooperative Storiche e dai Consorzi Storici) la qualifica di SEU, SESEU, Altro Autoproduttore (AA) o Sistemi con Linea Diretta (SLD);

b) le modalità di erogazione del servizio di connessione alla rete di distribuzione o alla rete di trasmissione nazionale di un ASSPC;

c) le modalità di erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta, dell’energia elettrica immessa nella rete pubblica e dell’energia elettrica prelevata dalla medesima rete;

d) i profili contrattuali per l’accesso ai servizi di sistema (contratti per i servizi di dispacciamento, di trasporto, ritiro dedicato, scambio sul posto e i contratti funzionali all’erogazione degli incentivi previsti dalla legislazione vigente). In particolare, sono stati rappresentati i casi delle configurazioni contrattuali tra cliente finale e produttore consentite, riassumibili come segue:

- il cliente finale e il produttore coincidono (Configurazione 1);

- il cliente finale e il produttore non coincidono e regolano, nell’ambito di un contratto privato, la sola energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata, lasciando che ciascuno di essi gestisca gli aspetti commerciali e l’accesso al sistema elettrico dell’energia elettrica di propria competenza (Configurazione 2a);

- il cliente finale e il produttore non coincidono e scelgono che sia solo il cliente finale ad operare ai fini della gestione dei contratti per l’accesso al sistema elettrico (Configurazione 2b);

- il cliente finale e il produttore non coincidono e scelgono che sia solo il produttore ad operare ai fini della gestione dei contratti per l’accesso al sistema elettrico, anche se il cliente finale rimane titolare del punto di connessione (Configurazione 2c);

- il cliente finale e il produttore non coincidono ed entrambi scelgono di delegare a un unico soggetto, diverso da essi, la gestione di tutti i contratti per l’accesso al sistema elettrico, anche se il cliente finale rimane titolare del punto di connessione (Configurazione 2d);

e) le modalità di applicazione delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione (ivi inclusi gli oneri generali di sistema) e dei corrispettivi di dispacciamento, differenziando tra il caso dei SEU e dei SESEU e il caso degli altri ASSPC;

f) le modalità di erogazione dei regimi di vendita, dell’erogazione dei servizi di maggior tutela e di salvaguardia al cliente finale facente parte di un ASSPC;

g) le esigenze relative ai flussi informativi e agli obblighi di fatturazione connessi con la fornitura di energia elettrica nel caso di cliente finale facente parte di un ASSPC;

h) le modalità di regolazione dei servizi di dispacciamento e trasporto nel caso di morosità del cliente finale ricompreso in un ASSPC;

i) le modalità di gestione degli ASSPC nel caso in cui siano caratterizzati dalla presenza di più punti di connessione alla rete pubblica;

j) le tempistiche di applicazione delle disposizioni presentate nel medesimo documento per la consultazione 209/2013/R/eel, differenziando tra gli aspetti procedurali e i corrispettivi di trasporto e dispacciamento applicati all’energia elettrica prelevata dalla rete e consumata all’interno degli ASSPC;

• con riferimento alla precedente lettera a):

- la maggior parte dei soggetti interessati ha manifestato l’esigenza di razionalizzare e semplificare il più possibile la procedura affinché ogni ASSPC ottenga la relativa qualifica, riducendo al minimo indispensabile gli adempimenti necessari;

- diversi soggetti interessati hanno segnalato che la procedura indicata per la qualifica presso il Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A. (di seguito: GSE) appare complessa e con tempistiche contingentate per gli ASSPC esistenti; pertanto ogni intervento regolatorio dovrebbe essere introdotto con congruo anticipo rispetto all’inizio della relativa applicazione;

- altri soggetti interessati propongono, al fine di razionalizzare e semplificare il processo di qualifica, che la medesima si possa ottenere tramite autocertificazione da parte del soggetto richiedente, ferme restando verifiche successive tramite controlli a campione, ovvero, in subordine, che siano definiti tempi massimi per il rilascio della qualifica da parte del GSE, decorsi i quali la richiesta di qualifica si intenda accolta per silenzio assenso;

- Terna S.p.A. (di seguito: Terna) ha evidenziato che le modalità di qualifica indicate nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel possono presentare criticità derivanti dal coinvolgimento di soggetti diversi in funzione della tipologia di ASSPC (cioè il GSE nel caso di SEU e SESEU; il gestore di rete nel caso di ASSPC diversi dai SEU e dai SESEU);

- il GSE ha evidenziato che:

i. nel caso di impianti ibridi o cogenerativi ad alto rendimento sarebbe più efficace e funzionale introdurre dei criteri che possano garantire maggiore stabilità alla qualifica delle diverse tipologie di ASSPC;

ii. sarebbe opportuno specificare che la richiesta di qualifica venga trasmessa dal richiedente al medesimo GSE esclusivamente a seguito dell’entrata in esercizio dell’ASSPC, al fine di evitare valutazioni sulle configurazioni “a progetto”. Ciò poiché le valutazioni effettuate sulla base dei progetti non danno nessuna garanzia in merito alle realizzazioni effettive;

iii. risulterebbe particolarmente oneroso per i gestori di rete e per il medesimo GSE la trasmissione e la gestione dei dati di misura dell’energia elettrica prodotta, immessa e prelevata al fine di stimare l’entità economica del beneficio ottenuto per effetto dell’esenzione dal pagamento dei corrispettivi tariffari di trasmissione, di distribuzione, di dispacciamento e degli oneri generali di sistema; il medesimo risultato potrebbe essere soddisfatto anche sulla base di stime trasmesse dai richiedenti al GSE;

• con riferimento alla precedente lettera b):

- alcuni soggetti interessati hanno segnalato che, al fine di monitorare l’evoluzione nel tempo delle configurazioni degli ASSPC, ogni modifica all’ASSPC debba essere preceduta da una richiesta di modifica di connessione

esistente (valutata quindi dal gestore di rete), anche nel caso in cui non comporti variazioni di potenza disponibile in prelievo e/o in immissione;

- alcuni soggetti interessati hanno apprezzato l’indicazione dell’Autorità secondo cui il regolamento di esercizio sia sottoscritto dai tre soggetti interessati (produttore, cliente finale e gestore di rete) e il produttore sia il responsabile della gestione della connessione; Terna invece propone, in alternativa, che il regolamento di esercizio sia sottoscritto solo dal titolare del punto di connessione alla rete pubblica;

• con riferimento alla precedente lettera c):

- i gestori di rete hanno segnalato che, qualora fossero necessari più misuratori, il corrispettivo di misura dovrebbe essere applicato per tutti i misuratori installati e non, come indicato nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel, una sola volta per ogni ASSPC. Ciò poiché i costi dell’attività di misura dipendono dal numero di misuratori gestiti e non dalla configurazione impiantistica;

- Enel Distribuzione ha evidenziato che:

i. nel caso degli impianti di potenza fino a 1 MW, direttamente connessi alla rete pubblica o facenti parte di un SEU o di un SESEU, la responsabilità dell’installazione dei misuratori debba essere assegnata al gestore di rete, indipendentemente dal livello di tensione della rete pubblica a cui saranno connessi;

ii. nel caso di ASSPC diversi dai SEU e dai SESEU, di nuova realizzazione o esistenti, la responsabilità dell’installazione dei misuratori e della rilevazione delle misure necessarie ai fini della determinazione dell’energia elettrica prodotta e dei consumi interni all’ASSPC debba essere sempre attribuita al gestore di rete, indipendentemente dalla potenza dell’impianto di produzione di energia elettrica e dal livello di tensione del punto di connessione alla rete pubblica. Ciò al fine di garantire la corretta fatturazione del trasporto e del dispacciamento a ciascuna unità di consumo presente nell’ASSPC;

• con riferimento alla precedente lettera d):

- la maggior parte dei soggetti interessati ha ritenuto preferibile che l’Autorità non regoli i rapporti commerciali tra produttore e cliente finale facenti parte del medesimo ASSPC in relazione all’energia elettrica prodotta e autoconsumata in sito;

- la maggior parte dei soggetti interessati concorda con le possibili configurazioni contrattuali tra cliente finale e produttore consentite e descritte nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel;

- alcuni soggetti interessati richiedono che si possa accedere al regime di scambio sul posto anche nel caso della Configurazione 2c (cioè nel caso in cui il produttore gestisce tutti i rapporti commerciali, ivi inclusi quelli relativi ai prelievi di energia elettrica consumata dal proprio cliente);

- Enel ritiene che, nel caso in cui il cliente finale e il produttore non coincidono, si debba consentire solo la Configurazione 2c, escludendo quindi tutte le altre configurazioni; ciò poiché, secondo Enel, tale configurazione sarebbe l’unica che garantisce una piena tutela del cliente finale dal punto di vista fiscale. Inoltre, Enel evidenzia che la Configurazione 2c risulta essere, di fatto, l’unica configurazione attualmente presente, nel caso in cui il cliente finale e il produttore non coincidono, per gli ASSPC connessi alle proprie reti;

- alcuni soggetti interessati ritengono opportuno che, nel caso della Configurazione 2c, il produttore sia considerato come un vero e proprio venditore di energia elettrica al dettaglio e che, al fine di evitare contenziosi futuri, l’Autorità definisca gli obblighi informativi e regolatori in capo al produttore/venditore e le responsabilità nelle quali incorrerebbero i venditori terzi che stipulino il contratto di fornitura con il produttore medesimo;

• con riferimento alla precedente lettera e):

- alcuni soggetti interessati, pur ritenendo che il documento per la consultazione 183/2013/R/eel e il documento per la consultazione 209/2013/R/eel siano correttamente inquadrati rispetto alla normativa primaria vigente, non condividono il fatto che i sistemi diversi da SEU, SESEU e RIU siano sottoposti alla corresponsione delle componenti tariffarie per la remunerazione dei servizi di rete anche sull’energia elettrica autoconsumata che non utilizza la rete elettrica;

- alcuni soggetti interessati evidenziano l’opportunità di estendere le agevolazioni tariffarie previste per i SEU anche a sistemi che presentano due produttori distinti, uno dei quali coincidente con il cliente finale;

- alcuni soggetti interessati evidenziano la necessità di ammettere la presenza di più clienti finali per ogni SEU;

• con riferimento alla precedente lettera f), alcuni soggetti interessati condividono il fatto che il cliente finale, nel caso in cui deleghi il produttore ad acquistare l’energia elettrica prelevata, sia da considerarsi cliente finale nel mercato libero e che, come tale, non usufruisca dei servizi di maggior tutela e di salvaguardia;

• con riferimento alla precedente lettera g), tutti i soggetti interessati hanno evidenziato la necessità di avviare un tavolo di lavoro per l’implementazione dei flussi informativi per la corretta condivisione delle informazioni relative agli ASSPC;

• con riferimento alla precedente lettera h), con particolare riferimento al fenomeno della c.d. morosità da parte del cliente finale:

- alcuni soggetti interessati ritengono opportuno che il produttore possa connettere l’impianto di produzione di energia elettrica alla rete elettrica per il tramite di un nuovo punto di connessione, pur garantendo la separazione circuitale tra l’impianto di produzione di energia elettrica e l’impianto di consumo. È stata evidenziata, in questo caso, la necessità di definire apposite condizioni per l’erogazione del servizio di connessione degli impianti di produzione di energia elettrica;

- altri soggetti interessati, invece, ritengono che il produttore non debba poter connettere l’impianto di produzione di energia elettrica alla rete elettrica per il tramite di un nuovo punto di connessione, soprattutto perché ritengono che il cliente finale e il produttore debbano comunque considerarsi come un’unica realtà non divisibile: pertanto i casi di morosità dovrebbero essere gestiti sulla base di accordi tra le parti;

• con riferimento alla precedente lettera i):

- i principali gestori di rete ritengono che non debbano esistere ASSPC con più punti di connessione alla rete pubblica (fatta eccezione per i punti di prelievo di emergenza); in più non condividono gli orientamenti dell’Autorità per la complessità gestionale che ne deriverebbe, richiedendo che la regolazione del servizio di trasporto sia applicata per ogni distinto punto di connessione alla

rete pubblica, indipendentemente dalla presenza di continuità circuitale interna, e che non si debbano riportare tutti i dati di misura dei singoli punti di connessione al punto di connessione principale;

- i rimanenti soggetti interessati condividono gli orientamenti dell’Autorità, evidenziando, comunque, l’esigenza di prevedere un’opportuna procedura per la trasmissione dei dati di misura nel caso in cui gli ASSPC siano connessi a reti pubbliche di gestori di rete diversi;

• con riferimento alla precedente lettera j), diversi soggetti interessati hanno evidenziato, fermi restando i benefici tariffari previsti per i SEU e i SESEU, che le disposizioni indicate nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel non possono trovare piena attuazione dall’1 gennaio 2014, essendo necessarie diverse attività ai fini della corretta implementazione (predisposizione e/o adeguamento del portale GSE, interventi tecnici richiesti dal GSE ai fini della qualifica di cogenerazione ad alto rendimento, tempistiche di adeguamento per l’attivazione della telelettura dei misuratori, ecc.);

• numerosi soggetti interessati hanno richiesto che l’Autorità, a valle del processo di consultazione avviato con il documento per la consultazione 209/2013/R/eel, consulti lo schema di provvedimento, pur ritenendo urgente l’approvazione del provvedimento finale.

Considerato che:

• diversi soggetti interessati hanno focalizzato i propri commenti sugli aspetti normativi, di carattere generale, individuati come critici dall’Autorità, limitandosi ad un contributo minimale, o in alcuni casi nullo, in merito alle tematiche specifiche della regolazione degli ASSPC contenute nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel e oggetto di consultazione; tali commenti non trovano seguiti né riscontri nel presente provvedimento che viene implementato sulla base delle normative vigenti, pur in presenza delle criticità più volte segnalate;

• l’Autorità, parallelamente alla consultazione, ha presentato gli elementi essenziali oggetto del presente provvedimento all’Agenzia delle Dogane, con particolare riferimento alle modalità con cui il cliente finale e il produttore, potenzialmente diversi, presenti all’interno di un unico sistema semplice di produzione e consumo possono accedere ai servizi di sistema; ciò con l’obiettivo di evitare che le configurazioni possibili dal punto di vista regolatorio incontrino criticità applicative o incompatibilità dal punto di vista fiscale come segnalato da alcuni soggetti nel corso della consultazione;

• i valori unitari delle componenti tariffarie, ivi incluse quelle a copertura degli oneri generali di sistema, vengono definiti e aggiornati dall’Autorità con propri separati provvedimenti tenendo conto dell’evoluzione del sistema elettrico; e che, pertanto, rimane impregiudicato il potere dell’Autorità in tema di rimodulazione complessiva dei predetti valori unitari, anche in relazione all’incidenza media della parte degli oneri coperta tramite quote variabili e della parte degli oneri coperta tramite quote fisse;

• le componenti tariffarie, ivi incluse quelle a copertura degli oneri generali di sistema, sono differenziate per tipologia di utenza, secondo criteri che variano da componente a componente;

• il sistema elettrico nazionale nel suo complesso, le tipologie di consumo e di produzione nonché le relative normative hanno subito notevoli evoluzioni

nell’ultimo decennio, tali da rendere necessaria una valutazione in merito alla opportunità di rivedere la ripartizione dell’onere tra le diverse categorie di utenza, nonché in merito alla rimodulazione complessiva dei valori unitari delle tariffe a copertura dei predetti oneri, anche in relazione all’incidenza media della parte degli oneri coperta tramite quote variabili e della parte degli oneri coperta tramite quote fisse, tenendo conto dei diversi sistemi e delle relative modalità di prelievo.

Ritenuto opportuno:

• completare la regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo, dando attuazione a quanto previsto dal decreto legislativo 115/08 e dalla legge 99/09, rinviando ad un successivo provvedimento la regolazione dei sistemi di distribuzione chiusi (ivi incluse le Reti Interne d’Utenza); non procedere attraverso un ulteriore consultazione, come richiesto da alcuni soggetti interessati, in quanto appaiono già disponibili tutti gli elementi necessari per la definizione del presente provvedimento;

• fare riferimento, ai fini della regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo, al produttore e al cliente finale anziché ai titolari delle unità di produzione e di consumo poiché tutta la regolazione del sistema elettrico è rivolta ai soggetti che producono, consumano ed erogano il pubblico servizio, indipendentemente dalle titolarità degli asset;

• definire, sulla base della normativa primaria vigente, i sistemi semplici di produzione e consumo ammissibili che, in quanto tali, possono essere connessi alla rete pubblica indipendentemente dal trattamento tariffario spettante;

• dare separata evidenza agli autoproduttori non dotati di rete propria, qui denominati Altri Autoproduttori (AA), in quanto, pur rientrando nella definizione di autoproduttori di cui al decreto legislativo 79/99, non sono oggetto del presente provvedimento;

• dare separata evidenza alle cooperative storiche dotate di rete propria in quanto, pur rientrando nella definizione di autoproduttori di cui al decreto legislativo 79/99, sono già oggetto di regolazione ai sensi del TICOOP, prevedendone il monitoraggio tramite la costituzione di un apposito registro;

• estendere ai consorzi storici, che rientrano nella definizione di autoproduttori di cui al decreto legislativo 79/99 al pari delle cooperative storiche, la medesima regolazione già definita per le cooperative storiche nel TICOOP, con l’unica eccezione delle componenti tariffarie per le quali non sono previste deroghe esplicite nelle normative vigenti, prevedendone il monitoraggio tramite la costituzione di un apposito registro;

• definire gli altri sistemi semplici di produzione e consumo (ASSPC) come i sistemi consentiti dalle normative vigenti e diversi dalle cooperative storiche e dai consorzi storici;

• prevedere che gli ASSPC di cui al precedente alinea siano costituiti dai sistemi efficienti di utenza (SEU), come definiti dal decreto legislativo 115/08, dai sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU, chiamati SESEU nel documento per la consultazione 183/2013/R/eel e nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel), definiti sulla base di quanto previsto dal decreto legislativo 115/08, dai sistemi di autoproduzione diversi dalle cooperative storiche e dai consorzi storici (ASAP) e da eventuali altri sistemi esistenti (ASE) che, pur non rientrando in specifiche definizioni, sono stati realizzati e connessi alla rete

pubblica prima dell’entrata in vigore del presente provvedimento (questi ultimi sistemi erano chiamati sistemi con linea diretta o SLD nel documento per la consultazione 183/2013/R/eel e nel documento per la consultazione 209/2013/R/eel);

• dettagliare alcuni aspetti contenuti nella definizione di SEU e, in particolare, specificare che:

- la “potenza non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito” debba intendersi come la potenza complessiva degli impianti di produzione di energia elettrica lì presenti, purché tutti alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento e gestiti dal medesimo produttore;

- l’“impianto per il consumo di un solo cliente finale” debba intendersi come l’unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica), a sua volta definita come l’insieme di impianti per il consumo di energia elettrica connessi ad una rete pubblica, anche per il tramite di reti o linee elettriche private, tali che il prelievo complessivo di energia elettrica relativo al predetto insieme sia utilizzato per un singolo impiego o finalità produttiva;

- l’“area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente” debba intendersi come l’area, senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei proprietari dei relativi impianti di produzione;

• dare attuazione alle disposizioni di cui al decreto legislativo 115/08 nelle parti in cui demandano all’Autorità l’eventuale estensione dell’insieme dei sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU) ammessi a beneficiare del trattamento tariffario previsto per i SEU, al fine di prevedere meccanismi di salvaguardia per le realizzazioni avviate in data antecedente alla data di entrata in vigore del medesimo decreto; ciò poiché, storicamente, le tariffe di trasmissione e di distribuzione, nonché gli oneri generali di sistema sono sempre stati applicati alla sola energia elettrica prelevata dalla rete pubblica anziché all’energia elettrica consumata;

• definire, pertanto, diverse tipologie di SEESEU, al fine di attribuire ad essi diverse modalità di accesso ai benefici tariffari previsti dal decreto legislativo 115/08 e, in particolare:

- i SEESEU-A, intesi come i sistemi esistenti (nel senso specificato dal medesimo decreto legislativo 115/08) caratterizzati dalla presenza di un unico soggetto giuridico che, al tempo stesso, assume la qualifica di cliente finale e di produttore. Tali sistemi costituiscono l’insieme minimo dei SEESEU previsto dal decreto legislativo 115/08 e non richiedono la potenza massima di 20 MW nè la presenza esclusiva di impianti alimentati da fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento ;

- i SEESEU-B, intesi come i sistemi esistenti (nel senso specificato dal medesimo decreto legislativo 115/08) che rispettano i requisiti di SEU, nonché i SEESEU- C che, a partire dal 2016, per effetto di quanto nel seguito esplicitato vengono riclassificati, a fini tariffari, come SEESEU-B;

- i SEESEU-C, intesi come i sistemi esistenti (nel senso specificato dal medesimo decreto legislativo 115/08) e già in esercizio all’1 gennaio 2014;

• prevedere che la qualifica di SEESEU-C, che consente di usufruire del trattamento previsto per i SEU, sia consentita fino al 31 dicembre 2015 (cioè fino al termine

dell’attuale periodo regolatorio) al fine di salvaguardare investimenti effettuati prima dell’entrata in vigore del decreto legislativo 115/08 nell’ipotesi che le tariffe di trasmissione e di distribuzione, nonché gli oneri generali di sistema trovassero applicazione alla sola energia elettrica prelevata dalla rete pubblica anziché all’energia elettrica consumata; prevedere, altresì, che i SEESEU-C possano essere successivamente annoverati tra i SEESEU-B, continuando quindi ad usufruire dei benefici previsti per i SEU anche dopo il 31 dicembre 2015, qualora si riconducano, entro il 31 luglio 2015, a sistemi con un solo cliente finale e un solo produttore e qualora presentino esclusivamente impianti alimentati da fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento;

• prevedere che, ai fini dell’applicazione delle componenti tariffarie, rientrino tra i SEESEU-C anche i consorzi storici dotati di rete propria, esclusivamente in relazione all’attività di trasporto e fornitura di energia elettrica per i propri clienti soci diretti;

• accogliere, quindi, con le modalità di cui ai precedenti alinea, alcune osservazioni pervenute in consultazione secondo cui è necessario disporre di un po’ di tempo per riallineare le configurazioni dei sistemi alle disposizioni normative vigenti;

• definire una scala di priorità per l’attribuzione della qualifica spettante ad un sistema semplice di produzione e consumo poiché ogni sistema potrebbe rientrare in più di una tipologia; definire tale priorità in modo da assegnare a ciascun sistema semplice di produzione e consumo la qualifica che, tra quelle spettanti, comporta il massimo beneficio possibile;

• prevedere che le qualifiche da cui derivano benefici tariffari (cioè SEU e SEESEU) siano riconosciute dal GSE il quale, oltre a rivestire caratteri di terzietà rispetto al cliente/produttore e al gestore di rete interessati, risulta il soggetto che può svolgere tale compito nel modo più efficiente e meno oneroso per il sistema: infatti il GSE già dispone dei dati di buona parte degli impianti che rientrano in siffatte configurazioni, essendo questi ultimi alimentati da fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento;

• definire le modalità con cui vengono richieste ed attribuite le diverse possibili qualifiche per i sistemi semplici di produzione e consumo, affinché siano il più possibile rapide e poco dispendiose tenendo conto in tal senso di numerose osservazioni pervenute durante la consultazione; prevedere, in particolare, che:

- i sistemi esistenti che usufruiscono del servizio di scambio sul posto siano automaticamente classificati dal GSE come SEESEU-B; ciò viene effettuato per semplicità, essendo sistemi caratterizzati da impianti di potenza fino a 200 kW per lo più realizzati da clienti domestici o piccole imprese e che già presentano uno stretto legame tra cliente e produttore (qualora diversi) proprio per effetto dello scambio sul posto;

- in tutti gli altri casi, il cliente finale e il produttore presentino al GSE una dichiarazione sostitutiva di atto notorio congiunta relativa al rispetto dei requisiti per l’ottenimento della qualifica richiesta;

- il GSE utilizzi i dati già disponibili nel sistema GAUDÌ e sui propri sistemi al fine di evitare la richiesta di nuovi dati oltre che conseguenti disallineamenti tra i diversi sistemi;

- il GSE non rilasci pareri preliminari, antecedenti al riconoscimento della qualifica, in quanto appare come inutile aggravio amministrativo.

Ritenuto opportuno:

• definire le modalità con cui le deliberazioni già vigenti dell’Autorità in materia di erogazione del pubblico servizio trovano applicazione ai sistemi semplici di produzione e consumo, senza tuttavia prevedere deroghe e benefici aggiuntivi rispetto a quelli riconosciuti dalla normativa primaria;

• definire, tra l’altro:

a) le modalità con cui trova applicazione la regolazione delle connessioni e della misura estendendo ai sistemi semplici di produzione e consumo la disciplina già vigente con particolare attenzione al caso in cui a monte di un unico punto di connessione si trovino un cliente finale e un produttore tra loro diversi;

b) le modalità con cui il cliente finale e il produttore, potenzialmente diversi, presenti all’interno di un unico sistema semplice di produzione e consumo possono accedere ai servizi di sistema, con l’obiettivo di consentire, per flessibilità, il maggior numero di configurazioni possibili compatibilmente con le normative vigenti;

c) le modalità con cui trova applicazione la regolazione vigente nei casi di sistemi semplici di produzione e consumo caratterizzati dalla presenza di più di un punto di connessione alla rete pubblica;

d) le modalità con cui si applicano le tariffe di trasmissione, di distribuzione e gli oneri generali di sistema per le diverse tipologie di sistemi semplici di produzione e consumo, dando attuazione alle leggi vigenti qualora prevedano benefici tariffari;

e) le modalità con cui un produttore diverso dal cliente finale può immettere direttamente la propria produzione di energia elettrica nei casi di morosità del cliente finale;

• specificare, in relazione alla lettera a):

- i necessari flussi informativi che coinvolgano anche il GSE sia in sede di prima connessione, sia in sede di eventuale modifica di una connessione esistente da cui potrebbe derivare una modifica della qualifica del sistema semplice di produzione e consumo, prevedendo anche opportune modifiche al TICA;

- le disposizioni da applicarsi per i sistemi semplici di produzione e consumo diversi dai SEU e dai SEESEU, per i quali è necessaria la misura dell’energia elettrica prodotta al fine della determinazione, tramite appositi algoritmi, dell’energia elettrica consumata a cui applicare gli oneri generali di sistema,

rinviando l’analisi delle osservazioni pervenute in relazione alla generale applicazione della regolazione della misura proprio poiché di carattere generale e non afferenti alle sole specificità di cui al presente provvedimento;

• descrivere, in relazione alla lettera b), i diversi profili contrattuali ammissibili per l’accesso ai servizi di trasporto, dispacciamento e vendita dell’energia elettrica immessa e prelevata per un ASSPC, prevedendo, tra l’altro, che:

- il produttore, nel caso in cui si approvvigioni dell’energia elettrica integrativa necessaria per il consumo del cliente finale, sia considerato a tutti gli effetti come una società di vendita al dettaglio e, come tale, sia soggetto all’applicazione della regolazione dell’Autorità in materia di qualità commerciale del servizio di vendita al dettaglio;

- il produttore non possa accedere al servizio di scambio sul posto proprio perché, nel momento in cui si approvvigiona dell’energia elettrica integrativa necessaria

per il consumo del cliente finale diventa un venditore operante sul libero mercato;

- il cliente finale avente diritto alla maggior tutela possa usufruire di tale servizio solo nel caso in cui si approvvigioni direttamente dell’energia elettrica necessaria e integrativa a quella prodotta in sito. In tutti gli altri casi, infatti, il cliente finale ha dato mandato ad un soggetto terzo (il produttore) per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata dalla rete elettrica e, di conseguenza, ha scelto di operare sul libero mercato;

- la regolazione vigente relativa allo scambio sul posto sia modificata al fine di rimuovere il vincolo dell’unicità tra l’utente dello scambio e il soggetto responsabile ai fini degli incentivi. In tal modo, infatti, il cliente finale può acquistare e vendere direttamente l’energia elettrica prelevata e immessa dalla/nella rete elettrica usufruendo dello scambio sul posto, pur in presenza di un produttore terzo che continua a percepire gli incentivi spettanti;

- le osservazioni presentate da alcuni soggetti e finalizzate a limitare i diversi profili contrattuali ammissibili per l’accesso ai servizi di trasporto, dispacciamento e vendita dell’energia elettrica immessa e prelevata per un ASSPC, non siano accolte proprio perché contrastanti con l’esigenza di flessibilità indicata dall’Autorità;

• definire, in relazione alla lettera c), le modalità secondo le quali l’energia elettrica scambiata con la rete elettrica viene riportata al punto di connessione principale, riconducendo, cioè, la configurazione complessa caratterizzata dalla presenza di più punti di connessione con la rete elettrica ad una configurazione semplice caratterizzata dalla presenza di un solo punto di connessione virtuale con la rete elettrica; raccomandare, altresì, che tali configurazioni complesse non rappresentino la normalità, limitandosi a realtà già esistenti che devono poter essere gestite senza errori o alterazioni nei bilanci elettrici ed economici del sistema elettrico o a casistiche nelle quali eventuali diverse soluzioni sarebbero del tutto inefficienti per il sistema elettrico;

• prevedere, in relazione alla lettera d), che:

- nel caso dei SEESEU-A, dei SEESEU-B, dei SEESEU-C (fino, in quest’ultimo caso, al 31 dicembre 2015) e dei SEU, le tariffe di trasmissione, di distribuzione e gli oneri generali di sistema trovino applicazione in relazione alle caratteristiche del punto di connessione alla rete elettrica e all’energia elettrica prelevata attraverso tale punto;

- nel caso dei sistemi diversi dai SEU e dai SEESEU, le tariffe di trasmissione e di distribuzione trovino applicazione in relazione alle caratteristiche del punto di connessione alla rete elettrica e all’energia elettrica prelevata attraverso tale punto, mentre gli oneri generali di sistema trovino applicazione in relazione alle caratteristiche del punto di connessione alla rete elettrica e all’energia elettrica consumata all’interno del sistema. Ciò al fine di evitare disallineamenti tra la quantità di energia elettrica a cui si applicano le tariffe di trasporto e quella a cui si applicano i corrispettivi di dispacciamento (che è l’energia elettrica prelevata);

- siano quindi accolte le richieste di alcuni operatori in merito all’applicazione delle tariffe di trasmissione e di distribuzione all’energia elettrica prelevata, anziché a quella consumata, poiché tali tariffe hanno la finalità di coprire i costi relativi alla disponibilità della rete pubblica (per quanto riguarda le componenti fisse) e all’utilizzo della medesima rete (per quanto riguarda le componenti

variabili). Tale disposizione appare comunque coerente con il dettato dell’articolo 33, comma 5, della legge 99/09, secondo cui i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione [...] 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;

- nel caso dei sistemi diversi dai SEU e dai SEESEU, le imprese distributrici e le società di vendita continuino ad applicare le tariffe e gli oneri generali di sistema all’energia elettrica prelevata, evitando di modificare i sistemi e i flussi informativi già attualmente esistenti; e che la differenza derivante dall’applicazione degli oneri generali di sistema sull’energia elettrica consumata, anziché prelevata, sia erogata direttamente a Cassa Conguaglio per il settore elettrico, come già attualmente avviene in relazione all’aliquota di cui all’articolo 4, comma 1-bis, della legge 368/03, come aggiornata dall’Autorità (equivalente della componente MCT in relazione all’energia elettrica autoconsumata in sito);

- accogliere, pertanto, quanto richiesto da alcune imprese distributrici e dalle società di vendita in merito all’esigenza di non alterare i flussi informativi attualmente esistenti; ciò anche attesa l’esigua numerosità di configurazioni non rientranti tra i SEU né tra i SEESEU che non dovrebbe rendere difficoltosa l’interfaccia diretta con Cassa Conguaglio per il settore elettrico;

- non sia necessario organizzare lunghi e complessi tavoli di lavoro che coinvolgano le imprese distributrici e le società di vendita proprio poiché, sulla base di quanto evidenziato nei precedenti alinea, gli attuali flussi informativi che li riguardano non verrebbero alterati;

• prevedere, in relazione alla lettera e), che i produttori possano chiedere ai gestori di rete un secondo punto di connessione da utilizzarsi per immettere l’energia elettrica prodotta dall’impianto nel caso di morosità del cliente finale, accogliendo quindi alcune richieste emerse durante la consultazione; e che sia predisposto e attivato un sistema atto ad impedire che il cliente finale moroso possa essere rialimentato anche a seguito del persistere della condizione di morosità, nonché l’interconnessione circuitale tra i due punti di connessione contestualmente presenti;

• prevedere che, nel caso di SEU caratterizzati dalla presenza di impianti cogenerativi ad alto rendimento, i benefici tariffari siano concessi qualora l’energia elettrica qualificabile come cogenerativa sia almeno pari al 50% dell’energia elettrica complessivamente prodotta; e che tale requisito sia verificato sulla base dei dati a consuntivo dell’anno solare precedente e, per il primo anno di esercizio in acconto, sulla base dei dati di progetto;

• prevedere che, nel caso di SEESEU-B caratterizzati dalla presenza di impianti cogenerativi ad alto rendimento, i benefici tariffari siano concessi qualora l’energia elettrica qualificabile come cogenerativa sia almeno pari al 50% dell’energia elettrica complessivamente prodotta; e che tale requisito sia verificato sulla base dei dati di progetto fino alla fine del 2015 e, successivamente, sulla base dei dati a consuntivo dell’anno solare precedente come avviene nel caso dei SEU;

• definire opportune tempistiche per la modifica e l’implementazione dei sistemi informatici necessari per il rilascio delle qualifiche e, in generale, per l’applicazione del presente provvedimento, affinché la piena applicazione sia consentita a decorrere dall’1 gennaio 2015;

• prevedere che, in caso di interventi di rifacimento, ricostruzione o potenziamento, i SEESEU mantengano la loro qualifica a condizione che non si superi il massimo fra i 20 MW e il valore della potenza complessiva degli impianti di produzione esistenti (nel senso specificato dal medesimo decreto legislativo 115/08) e che la parte oggetto di intervento sia (o diventi a seguito dell’intervento) alimentata da fonti rinnovabili o cogenerativa ad alto rendimento;

• prevedere di definire con successivo provvedimento le modalità con cui saranno effettuate le verifiche sugli ASSPC qualificati SEU o SEESEU, anche per il tramite di sopralluoghi a campione, nonché gli effetti conseguenti ad un eventuale esito negativo delle medesime;

• dare mandato al Direttore della Direzione Infrastrutture, d’intesa con il Direttore della Direzione Mercati, di istruire l’avvio di un procedimento per ridefinire la ripartizione degli oneri tra le diverse categorie di utenza nonché per la rimodulazione complessiva dei valori unitari delle tariffe a copertura dei predetti oneri, anche in relazione all’incidenza media della parte degli oneri coperta tramite quote variabili e della parte degli oneri coperta tramite quote fisse, tenendo conto dei diversi sistemi e delle relative modalità di prelievo e fermi restando i principi generali di cost reflectivity delle tariffe;

• approvare l’Allegato A al presente provvedimento recante la regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo sulla base degli elementi sopra richiamati;

• modificare e integrare il TICOOP, il TICA, il TISP, la deliberazione 90/07 e la deliberazione ARG/elt 181/10 al fine di allinearle alle nuove disposizioni di cui al presente provvedimento, sulla base degli elementi sopra richiamati

DELIBERA

1. E’ approvato il “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per la regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo”, Allegato A al presente provvedimento, che ne costituisce parte integrante e sostanziale.

2. Il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per la regolamentazione delle Cooperative Elettriche – TICOOP è aggiornato nei seguenti punti:

• all’articolo 1, comma 1.2:

- dopo la definizione di “TIC”, è aggiunta la seguente definizione: “

• TISSPC: è l’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 578/2013/R/eel;”;

- dopo la definizione di “periodo rilevante”, è aggiunta la seguente definizione: “

• rete con obbligo di messa a disposizione: è una rete elettrica gestita da un soggetto che non è titolare di una concessione di distribuzione o di trasmissione in relazione al territorio in cui la predetta rete sorge e che deve essere obbligatoriamente messa a disposizione del gestore di rete concessionario in quel territorio, affinché possa ottemperare agli obblighi connessi con l’erogazione del servizio pubblico di distribuzione o trasmissione.”;

• all’articolo 2, comma 2.2, lettera a), le parole “TIT e dall’Allegato A alle deliberazioni 292/06 e 88/07”, sono sostituite dalle seguenti “ dal TIT e dal TIME, dall’Allegato A alla deliberazione 292/06 e dalla deliberazione 88/07 e relativi allegati”;

• all’articolo 2, comma 2.2, la lettera j), è sostituita con la seguente: “

j) incentivi per la produzione di energia elettrica tramite impianti da fonti rinnovabili o cogenerazione ad alto rendimento di cui ai decreti legislativi n. 79/99, n. 387/03, n. 20/07, n. 28/11, nonché alle leggi n. 239/04, n. 222/07 e n. 244/07;”;

• all’articolo 13, comma 13.2, le parole “connessione di terzi” sono sostituite con le seguenti parole: “messa a disposizione”;

• dopo l’articolo 26, comma 26.2, sono aggiunti i seguenti commi: “

26.3 Una nuova cooperativa non può disporre di una propria rete di trasporto di energia elettrica per la fornitura di energia elettrica dei propri soci. Tale attività, infatti si configurerebbe come attività di distribuzione e pertanto non può essere svolta se non in presenza di una concessione per lo svolgimento del servizio pubblico di distribuzione rilasciata ai sensi dell’articolo 9 del decreto legislativo 79/99.

26.4 Ai fini delle disposizioni regolate dal TIU, l’attività di produzione di energia elettrica svolta da una nuova cooperativa per la fornitura ai propri soci non è assimilabile alla produzione dell’energia elettrica effettuata da autoproduttori di cui all’articolo 2, comma 2, del decreto legislativo 79/99.”

3. Il TICA è aggiornato nei seguenti punti:

• all’articolo 1, comma 1.1, dopo le parole “le definizioni di cui al Testo Integrato Trasporto,”, sono aggiunte le seguenti: “le definizioni di cui al Testo Integrato dei Sistemi Semplici di produzione e Consumo (TISSPC),”;

• all’articolo 1, comma 1.1, la lettera ii) è sostituita con la seguente: “

ii) richiesta di connessione è una richiesta di nuova connessione o una richiesta di adeguamento di una connessione esistente, conseguente alla realizzazione di impianti di produzione di energia elettrica o alla modifica di elementi inerenti impianti di produzione esistenti o della connessione stessa. Essa si può configurare come:

1. richiesta di nuova connessione: richiesta avente ad oggetto la realizzazione di un nuovo punto di connessione alla rete elettrica;

2. richiesta di adeguamento di una connessione esistente: adeguamento di una connessione esistente finalizzata a modificare la potenza in immissione ed eventualmente quella in prelievo o altri parametri elettrici inerenti il punto di connessione o l’impianto di produzione;”;

• all’articolo 1, comma 1.1, dopo la lettera ss), sono aggiunte le seguenti: “

tt) dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà: l’attestazione resa in conformità alle disposizioni dell’articolo 47 del Decreto del Presidente

della repubblica 28 dicembre 2000, n. 445/00 e sue successive modificazioni ed integrazioni;

uu) produttore di energia elettrica o produttore: persona fisica o giuridica che produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell’impianto. Egli è l’intestatario dell’officina elettrica di produzione, ove prevista dalla normativa vigente, nonché l’intestatario delle autorizzazioni alla realizzazione e all’esercizio dell’impianto di produzione.”;

• all’articolo 1, comma 1.2, dopo la lettera z), è aggiunta la seguente: “

aa) TISSPC è il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per la regolazione dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo, Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 578/2013/R/eel.”;

• all’articolo 3, comma 3.2, dopo la lettera o), è aggiunta la seguente: “

p) le informazioni relative a:

- quali siano le configurazioni ammissibili nei casi in cui si vogliano connettere alla rete, tramite lo stesso punto, impianti di produzione e impianti di consumo. A tal fine il gestore di rete deve evidenziare quali sono i requisiti minimi che il sistema deve possedere per rientrare in ciascuna delle categorie in cui è classificabile un ASSPC ai sensi del TISSPC;

- quali siano i benefici tariffari previsti dalla legge per i SEU e i SEESEU, nonché le modalità per richiederne l’applicazione, evidenziando che i predetti benefici verranno applicati solo a seguito del rilascio da parte del GSE della relativa qualifica.”;

• all’articolo 6, comma 6.3, lettera o), dopo le parole “punti di misura appartengono.” sono aggiunte le seguenti: “Lo schema unifilare, redatto ai sensi delle Norme CEI deve evidenziare, se presenti, gli ulteriori punti di connessione con altre reti, il relativo livello di tensione e POD, nonché l’eventuale presenza di dispositivi che impediscono di mettere in parallelo, anche transitoriamente, le reti su cui insistono i predetti punti, nonché il punto di connessione oggetto di adeguamento;”;

• all’articolo 6, comma 6.3, dopo la lettera x), è aggiunta la seguente: “

y) nei soli casi in cui si voglia realizzare un ASSPC o si vogliano apportare modifiche alla connessione di un SSPC:

1. le informazioni necessarie ad identificare chi sia il cliente finale a cui dovrà essere intestata la titolarità della connessione ed il relativo POD;

2. la tipologia di ASSPC che si vuole realizzare, sulla base delle definizioni di ASSPC di cui al TISSPC o la tipologia di SSPC oggetto della richiesta di modifica della connessione esistente.”;

• all’articolo 7, comma 7.3, lettera c), dopo le parole “sul punto di connessione” sono aggiunte le seguenti: “, nonché le altre opere di competenza del richiedente strettamente necessarie ai fini della corretta installazione delle apparecchiature di misura dell’energia elettrica prodotta;”;

• all’articolo 7, dopo il comma 7.8, è aggiunto il seguente: “

7.8bis Entro 5 (cinque) giorni lavorativi dalla data di ricevimento della comunicazione di accettazione del preventivo di cui al comma 7.6, il gestore di rete registra nel sistema GAUDÌ, secondo le modalità definite da Terna, i dati anagrafici relativi al punto di connessione oggetto della richiesta di connessione, il relativo POD, il codice di rintracciabilità della pratica di connessione, il valore della potenza disponibile in immissione e in prelievo al termine del processo di connessione, entrambi espressi in kW, l’indicazione sulla tipologia di punto di connessione (immissione pura o di immissione e prelievo) e nel caso di punto di immissione e prelievo, la tipologia di SSPC dichiarata in fase di richiesta di connessione.”;

• all’articolo 10, il comma 10.6 è sostituito con i seguenti: “

10.6 Il richiedente, una volta conclusi i lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, invia al gestore di rete:

a) la comunicazione di ultimazione dei lavori, evidenziando che i lavori di realizzazione dell’impianto di produzione sono stati ultimati entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio, ivi incluse eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante, corredata dalla eventuale documentazione tecnica prevista dalle MCC del gestore di rete. Tale comunicazione deve essere effettuata con dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà e, in caso di controllo, deve essere eventualmente verificabile sulla base di idonea documentazione;

b) nei soli casi in cui sia necessaria l’installazione e manutenzione delle apparecchiature di misura dell’energia elettrica prodotta, ai sensi della deliberazione 88/07, la comunicazione attestante che le opere di cui al comma 7.3, lettera c), necessarie alla corretta installazione delle apparecchiature di misura dell’energia elettrica prodotta sono state ultimate;

c) nei casi in cui i prelievi di energia elettrica non siano destinati esclusivamente all’alimentazione dei servizi ausiliari dell’impianto di produzione, una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, firmata sia dal futuro produttore che dal futuro cliente finale in cui si attesti in quale tipologia di ASSPC rientra la configurazione impiantistica che sussisterà a valle del punto di connessione a seguito del completamento del procedimento di connessione;

d) nei casi di cui alla lettera c), una comunicazione in merito alla volontà di acquisire la qualifica di SEU previa istanza al GSE, qualora ne ricorrano le circostanze.

10.6bis Il gestore di rete, entro 5 (cinque) giorni lavorativi dal ricevimento della documentazione completa di cui al comma 10.6, verificata la completezza della predetta documentazione, comunica al sistema GAUDÌ la data di ultimazione dei lavori dell’impianto di produzione, come rilevata dalla dichiarazione sostitutiva di cui al comma 10.6. Qualora la documentazione di cui al comma 10.6 risulti incompleta, con le medesime tempistiche il gestore di rete procede ad inviare una richiesta di integrazione al richiedente.”;

• all’articolo 10, il comma 10.8 è sostituito con il seguente: “

10.8 Il gestore di rete attiva la connessione entro 10 (dieci) giorni lavorativi a decorrere dall’ultima tra:

- la data di attivazione su GAUDÌ dello stato di “UP Abilitata ai fini dell’Attivazione e dell’Esercizio” e “Impianto Abilitato ai fini dell’Attivazione e dell’Esercizio” di cui al comma 10.10 e

- la data di ricevimento dei documenti necessari all’attivazione della connessione in prelievo, trasmessi dalla società di vendita, nei soli casi diversi da quelli di cui al comma 10.11.

A tali fini, il gestore di rete comunica tempestivamente al richiedente la disponibilità all’attivazione della connessione, indicando alcune possibili date. Il documento relativo alla disponibilità all’attivazione della connessione viene trasmesso secondo modalità che consentano l’immediato ricevimento (fax, posta elettronica certificata, portale informatico qualora disponibile).”;

• all’articolo 10, alla fine del comma 10.9, sono aggiunte le seguenti parole: “Xxxxx 00 (xxxxx) giorni lavorativi dalla data di ricevimento del regolamento di esercizio, verificata la completezza delle informazioni, il gestore di rete provvede a segnalare su GAUDÌ l’avvenuta sottoscrizione del regolamento di esercizio. In particolare, nel caso di ASSPC, il regolamento di esercizio deve essere sottoscritto sia dal produttore che dal cliente finale presenti nell’ASSPC.”;

• all’articolo 10, comma 10.10, dopo le parole “10.6” sono aggiunte le seguenti: “bis”;

• all’articolo 10, i commi 10.11 e 10.12 sono sostituiti con i seguenti: “

10.11 Ai fini dell’attivazione della connessione, il richiedente deve aver sottoscritto un contratto per la fornitura dell’energia elettrica prelevata. In assenza di un contratto già siglato, qualora l’energia elettrica prelevata sia unicamente destinata all’alimentazione dei servizi ausiliari dell’impianto di produzione, il gestore di rete provvede ad inserire il punto di prelievo nel contratto di dispacciamento dell’esercente la salvaguardia o la maggior tutela secondo la regolazione vigente e a darne tempestiva comunicazione al medesimo esercente. Decorsi 10 (dieci) giorni lavorativi dall’invio di tale informativa, procede comunque all’attivazione della connessione. La predetta informativa deve essere effettuata attraverso un canale di posta elettronica certificata o attraverso un canale di comunicazione che fornisca al medesimo gestore di rete idonea documentazione elettronica attestante l’invio e l’avvenuta consegna. Nel caso in cui l’energia elettrica prelevata non serva solo per l’alimentazione dei servizi ausiliari, ai fini dell’attivazione del contratto di fornitura in prelievo, si applica la regolazione prevista per i clienti finali.

10.12 Entro 5 (cinque) giorni lavorativi dall’attivazione della connessione, il gestore di rete provvede a:

a) confermare l’entrata in esercizio dell’impianto su GAUDÌ inserendo la data di attivazione della connessione ed entrata in esercizio dell’UP e del relativo impianto;

b) comunicare al sistema GAUDÌ, secondo le modalità previste da Terna e sulla base della comunicazione di cui al comma 10.6, lettera c), la tipologia di ASSPC associata.

Inoltre, nel solo caso di UP a configurazione semplice, attua quanto previsto dal comma 36bis.4. A seguito dell’inserimento in GAUDÌ della data di attivazione della connessione ed entrata in esercizio dell’UP, nonché, qualora necessario, di quanto previsto dal comma 36bis.4, il sistema GAUDÌ aggiorna lo stato dell’UP e del relativo impianto rispettivamente in “UP Connessa e in Esercizio” e “Impianto Connesso e in Esercizio” e notifica il predetto aggiornamento al richiedente, all’impresa distributrice, a Terna, all’utente del dispacciamento e, qualora necessario, al GSE. Qualora il caricamento dei predetti dati sia incompleto o non avvenga correttamente, il sistema GAUDÌ notifica al gestore di rete l’esito negativo del caricamento e le motivazioni connesse alla mancata conclusione dell’attività di cui al presente comma. Affinché la conferma, da parte del gestore di rete, dell’entrata in esercizio dell’impianto si possa ritenere avvenuta nel rispetto delle tempistiche di cui al presente comma è necessario che il medesimo gestore trasmetta al sistema GAUDÌ, secondo le modalità definite da Terna, tutte le informazioni di cui al presente comma e al comma 36bis.4.”;

• all’articolo 19, dopo il comma 19.9 sono aggiunti i seguenti: “

19.10 Entro 5 (cinque) giorni lavorativi dalla data di ricevimento della comunicazione di accettazione del preventivo di cui al comma 19.6, il gestore di rete registra nel sistema GAUDÌ, secondo le modalità definite da Terna, i dati anagrafici relativi al punto di connessione oggetto della richiesta di connessione, il relativo POD, il codice di rintracciabilità della pratica di connessione, il valore della potenza disponibile in immissione e in prelievo al termine del processo di connessione, entrambi espressi in kW, l’indicazione sulla tipologia di punto di connessione (immissione pura o di immissione e prelievo) e nel caso di punto di immissione e prelievo, la tipologia di SSPC dichiarata in fase di richiesta di connessione.

19.11 Nei casi in cui il gestore di rete responsabile dell’erogazione del servizio di connessione sia Terna, il medesimo, in deroga a quanto previsto al comma 19.10, definisce proprie modalità per il caricamento in GAUDÌ dei dati anagrafici relativi al punto di connessione.”;

• all’articolo 23, il comma 23.3 è sostituito con i seguenti: “

23.3 Il richiedente, una volta conclusi i lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, invia al gestore di rete:

a) la comunicazione di ultimazione dei lavori, evidenziando che i lavori di realizzazione dell’impianto di produzione sono stati ultimati entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla

costruzione e all’esercizio, ivi incluse eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante corredata dalla eventuale documentazione tecnica prevista dalle MCC del gestore di rete. Tale comunicazione deve essere effettuata con dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà e, in caso di controllo, deve essere eventualmente verificabile sulla base di idonea documentazione;

b) nei casi in cui i prelievi di energia elettrica non siano destinati esclusivamente all’alimentazione dei servizi ausiliari dell’impianto di produzione, una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, firmata sia dal futuro produttore che dal futuro cliente finale in cui si attesti in quale tipologia di ASSPC rientra la configurazione impiantistica che sussisterà a valle del punto di connessione a seguito del completamento del procedimento di connessione;

c) nei casi di cui alla lettera b), una comunicazione in merito alla volontà di acquisire la qualifica di SEU previa istanza al GSE, qualora ne ricorrano le circostanze.

23.3bis Il gestore di rete, entro 5 (cinque) giorni lavorativi dal ricevimento della documentazione completa di cui al comma 23.3, verificata la completezza della predetta documentazione, comunica al sistema GAUDÌ la data di ultimazione dei lavori dell’impianto di produzione, come rilevata dalla dichiarazione sostitutiva di cui al comma 23.3. Qualora la documentazione di cui al comma 23.3 risulti incompleta, con le medesime tempistiche il gestore di rete procede ad inviare una richiesta di integrazione al richiedente.”;

• all’articolo 23, alla fine del comma 23.5, sono aggiunte le seguenti parole: “In particolare nel caso di ASSPC, il regolamento di esercizio deve essere sottoscritto sia dal produttore che dal cliente finale presenti nell’ASSPC.”;

• all’articolo 23, comma 23.6, dopo le parole “23.3” sono aggiunte le seguenti: “bis”;

• all’articolo 23, il comma 23.8 è sostituito con il seguente: “

23.8 Entro 5 (cinque) giorni lavorativi dall’attivazione della connessione, il gestore di rete provvede a:

a) confermare l’entrata in esercizio dell’impianto su GAUDÌ inserendo la data di attivazione della connessione ed entrata in esercizio dell’UP e del relativo impianto;

b) comunicare al sistema GAUDÌ, secondo le modalità previste da Terna e sulla base della comunicazione di cui al comma 23.3, lettera b), la tipologia di ASSPC associata.

A seguito dell’inserimento in GAUDÌ della data di attivazione della connessione ed entrata in esercizio dell’UP, il sistema GAUDÌ provvede ad aggiornare lo stato dell’UP e del relativo impianto rispettivamente in “UP Connessa e in Esercizio” e “Impianto Connesso e in Esercizio” e a notificare il predetto aggiornamento al richiedente, all’impresa distributrice, a Terna, all’utente del dispacciamento e, qualora necessario, al GSE. Qualora il caricamento dei predetti dati sia incompleto o non avvenga correttamente, il

sistema GAUDÌ provvede a notificare al gestore di rete l’esito negativo del caricamento e le motivazioni connesse alla mancata conclusione dell’attività di cui al presente comma. Affinché la conferma, da parte del gestore di rete, dell’entrata in esercizio dell’impianto si possa ritenere avvenuta nel rispetto delle tempistiche di cui al presente comma è necessario che il medesimo gestore trasmetta al sistema GAUDÌ, secondo le modalità definite da Terna, tutte le informazioni di cui al presente comma.”;

• all’articolo 36, comma 36.2, dopo le parole “ARG/elt 124/10,” sono aggiunte le seguenti parole: “nonché dal punto 8. della deliberazione 578/2013/R/eel”;

• all’articolo 36bis, comma 36bis.1, alla fine della lettera a), sono aggiunte le seguenti parole: “. Qualora sul punto di connessione su cui insiste l’impianto oggetto della richiesta di connessione insistono altri impianti di produzione o di consumo, lo schema unifilare deve riportare l’indicazione di tutte le UP e UC presenti a valle del punto di connessione, nonché la localizzazione delle apparecchiature di misura e degli eventuali ulteriori punti di connessione dei predetti impianti alla rete pubblica;”;

• all’articolo 36ter, comma 36ter.1, alla fine della lettera a), sono aggiunte le seguenti parole: “. Qualora sul punto di connessione su cui insiste l’impianto oggetto della richiesta di connessione insistono altri impianti di produzione o di consumo, lo schema unifilare deve riportare l’indicazione di tutte le UP e UC presenti a valle del punto di connessione, nonché la localizzazione delle apparecchiature di misura e degli eventuali ulteriori punti di connessione dei predetti impianti alla rete pubblica;”.

4. Il TISP è aggiornato nei seguenti punti:

• all’articolo 2, comma 2.2, le parole “, o a un soggetto mandatario del medesimo cliente finale, che è titolare o ha la disponibilità di” sono sostituite dalle seguenti “che è al tempo stesso produttore di energia elettrica da”;

• all’articolo 2, comma 2.2, dopo la lettera b), sono aggiunte le seguenti parole “o che ha ricevuto mandato senza rappresentanza da un produttore terzo in relazione ai medesimi impianti.”.

5. L’Allegato A alla deliberazione 90/07 è modificato nei seguenti punti:

• all’articolo 1, comma 1.1, la definizione di “Soggetto Responsabile” è sostituita con la seguente: “

• soggetto responsabile è il soggetto di cui all’articolo 2, comma 1, lettera h), del decreto ministeriale 19 febbraio 2007. Nel caso di impianti che si avvalgono del servizio di scambio sul posto, il soggetto responsabile può non coincidere con l’utente dello scambio, come definito dall’Allegato A alla deliberazione 570/2012/R/efr;”;

• dopo l’articolo 7, comma 7.1, è aggiunto il seguente: “

7.1bis Ai fini dell’ammissione al premio l’univocità fra il soggetto responsabile di cui al comma 1.1, del presente provvedimento e l’utente dello scambio di cui all’articolo 1, comma 1.1, lettera n), dell’Allegato A alla deliberazione 570/2012/R/efr non costituisce una condizione necessaria.”;

• all’articolo 7, il comma 7.4 è sostituito con il seguente: “

7.4 Qualora il cliente finale titolare del punto di connessione tramite cui l’impianto fotovoltaico è connesso alla rete decida, in relazione al predetto impianto, di non avvalersi ulteriormente del servizio di scambio sul posto, viene meno il diritto per il soggetto responsabile al riconoscimento del premio a decorrere dal giorno successivo a quello di cessazione del contratto di scambio sul posto.”.

6. L’Allegato A alla deliberazione ARG/elt 181/10 è modificato nei seguenti punti:

• all’articolo 1, comma 1.1 la definizione di “Soggetto Responsabile” è sostituita con la seguente: “

• Soggetto Responsabile è il soggetto di cui all’articolo 2, comma 1, lettera t), del decreto ministeriale 6 agosto 2010. Nel caso di impianti che si avvalgono del servizio di scambio sul posto, il soggetto responsabile può non coincidere con l’utente dello scambio, come definito dall’Allegato A alla deliberazione 570/2012/R/efr;”;

• dopo l’articolo 10, comma 10.1, è aggiunto il seguente: “

10.1bis Ai fini dell’ammissione al premio l’univocità fra il Soggetto Responsabile di cui al comma 1.1, del presente provvedimento e l’utente dello scambio di cui all’articolo 1, comma 1.1, lettera n), dell’Allegato A alla deliberazione 570/2012/R/efr non costituisce una condizione necessaria.”;

• all’articolo 10, il comma 10.4 è sostituito con il seguente: “

10.4 Qualora il cliente finale titolare del punto di connessione tramite cui l’impianto fotovoltaico è connesso alla rete decida, in relazione al predetto impianto, di non avvalersi ulteriormente del servizio di scambio sul posto, viene meno il diritto per il Soggetto Responsabile al riconoscimento del premio a decorrere dal giorno successivo a quello di cessazione del contratto di scambio sul posto.”.

7. Il GSE aggiorna le disposizioni in materia di erogazione del servizio di scambio sul posto e le disposizioni in materia di attuazione dei decreti interministeriali 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010 e 5 maggio 2011 al fine di tener conto delle modifiche introdotte, con il presente provvedimento, nel TISP nonché nelle deliberazioni 90/07 e ARG/elt 181/10. A tal fine prevede che, a decorrere dall’1 luglio 2014, in occasione del primo rinnovo utile della convenzione per la regolazione dello scambio sul posto sia verificata la coincidenza fra l’utente dello scambio e il cliente finale titolare del punto di connessione tramite cui l’impianto fotovoltaico è connesso alla rete.

8. Ai fini della corretta applicazione di quanto disposto al punto 3. del presente provvedimento, Terna, entro il 31 dicembre 2014, modifica il sistema GAUDÌ prevedendo che, a seguito dell’inserimento da parte del produttore del codice di rintracciabilità e del codice POD ai sensi del comma 36.2 del TICA, il GAUDÌ verifichi la coerenza dei predetti dati con i dati comunicati dal gestore di rete ai sensi dei commi 7.8bis e 19.10 del TICA. Terna prevede altresì che il sistema GAUDÌ, in caso di esito positivo della predetta verifica, permetta di completare la registrazione del produttore, mentre, in caso di esito negativo sospenda la

registrazione evidenziando le cause di incongruenza al produttore e al gestore di rete.

9. Ai fini dell’attuazione di quanto previsto ai punti 3. e 8., i gestori di rete, secondo modalità e tempistiche definite da Terna, procedono ad inviare al sistema GAUDÌ le anagrafiche POD relative a tutti gli impianti di produzione connessi alla propria rete, nonché a garantire il loro tempestivo aggiornamento anche qualora le modifiche alle predette anagrafiche derivino da attività che non impattano direttamente sugli impianti di produzione inseriti in GAUDÌ.

10. I gestori di rete modificano i propri sistemi informatici e i propri portali affinché le nuove disposizioni introdotte nel TICA ai sensi del punto 3. siano pienamente operative dall’1 gennaio 2015, prevedendo modalità transitorie per l’anno 2014 atte a garantire la connessione degli ASSPC.

11. I gestori di rete implementano un sistema informatico che consenta di rendere disponibili ad ogni produttore di energia elettrica, nonché ai clienti finali presenti all’interno di un ASSPC, le misure di propria competenza relative all’energia elettrica immessa e prelevata, all’energia elettrica prodotta e consumata (ove presenti), nonché gli eventuali algoritmi con cui sono determinate. Le predette misure vengono rese disponibili secondo modalità e tempistiche da definire con successivo provvedimento.

12. È istituito presso l’Autorità per l’energia elettrica e il gas il registro delle cooperative storiche e il registro dei consorzi storici. Con successivo provvedimento verranno definite le modalità e le tempistiche per l’iscrizione ai predetti registri e per i successivi aggiornamenti.

13. È dato mandato al Direttore della Direzione Infrastrutture, d’intesa con il Direttore della Direzione Mercati, di istruire l’avvio di un procedimento per ridefinire la ripartizione degli oneri tra le diverse categorie di utenza nonché per la rimodulazione complessiva dei valori unitari delle tariffe a copertura dei predetti oneri, anche in relazione all’incidenza media della parte degli oneri coperta tramite quote variabili e della parte degli oneri coperta tramite quote fisse, tenendo conto dei diversi sistemi e delle relative modalità di prelievo e fermi restando i principi generali di cost reflectivity delle tariffe.

14. Il presente provvedimento è pubblicato sul sito internet dell’Autorità xxx.xxxxxxxx.xxxxxxx.xx ed entra in vigore l’1 gennaio 2014.

12 dicembre 2013 IL PRESIDENTE

Xxxxx Xxxxxxx

DELIBERAZIONE 23 OTTOBRE 2014 518/2014/R/EEL‌

PRIME DISPOSIZIONI IN TEMA DI RIDUZIONE DELLE BOLLETTE ELETTRICHE A FAVORE DEI CLIENTI FORNITI IN MEDIA E BASSA TENSIONE CON POTENZA DISPONIBILE SUPERIORE A 16,5 KW

L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

Nella riunione del 23 ottobre 2014

VISTI:

• la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica;

• la legge 14 novembre 1995, n. 481 e successive modificazioni;

• il decreto legislativo 16 marzo 99, n. 79 e successive modificazioni;

• la legge 23 luglio 2009, n. 99 e successive modificazioni (di seguito: legge 99/09);

• il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115 e successive modificazioni (di seguito: decreto legislativo 115/08);

• il decreto legge 22 giugno 2012, n. 83, convertito con modificazioni in legge 7 agosto 2012, n. 134;

• il decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, convertito con modificazioni in legge 21 febbraio 2014, n. 9 (di seguito: decreto legge 145/13);

• il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito con modificazioni in legge 11 agosto 2014, n. 116 (di seguito: decreto legge 91/14);

• la deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità) 30 ottobre 2009, GOP 46/09 (di seguito: deliberazione GOP 46/09) e, in particolare, l’Allegato A (di seguito: Disciplina della partecipazione ai procedimenti di regolazione dell’Autorità);

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 199/11);

• il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015, approvato con la deliberazione ARG/elt 199/11 (di seguito: TIT);

• la deliberazione dell’Autorità 24 ottobre 2013, 467/2013/R/eel (di seguito deliberazione 467/2013/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 578/2013/R/eel (di seguito: deliberazione 578/2013/R/eel);

• il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per la regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo, approvato con la deliberazione 578/2013/R/eel (di seguito: TISSPC)

• la deliberazione dell’ Autorità 18 settembre 2014, 447/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 447/2014/R/eel);

• la memoria dell’Autorità 3 luglio 2014, 322/2014/I/eel, per l’audizione presso la 10a e 13a Commissione del Senato della Repubblica, in relazione alla conversione in legge del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91.

Considerato che:

• gli articoli da 23 a 30 del decreto legge 91/14 disciplinano materie incluse tra le competenze dell’Autorità, con la finalità di ridurre gli oneri ricadenti sui clienti del servizio elettrico e, al contempo, di pervenire a una più equa distribuzione di detti oneri fra le diverse categorie di consumatori elettrici;

• con la deliberazione 447/2014/R/eel, l’Autorità ha avviato un procedimento finalizzato alla formazione di provvedimenti ai fini dell’attuazione delle disposizioni del decreto legge 91/14, per quanto di competenza dell’Autorità e nei limiti indicati in motivazione dalla medesima deliberazione;

• con la medesima deliberazione 447/2014/R/eel, l’Autorità ha previsto, altresì, che, nel corso del procedimento, possa farsi ricorso alle condizioni di urgenza di cui agli articoli 4 e 5 della Disciplina della partecipazione ai procedimenti di regolazione dell’Autorità.

CONSIDERATO CHE:

• l’articolo 23, del decreto legge 91/14 dispone:

- al comma 1, che “i minori oneri per l’utenza derivanti dagli articoli da 24 a 30 del presente decreto-legge, laddove abbiano effetti su specifiche componenti tariffarie, sono destinati alla riduzione delle tariffe elettriche dei clienti di energia elettrica in media tensione e di quelli in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, diversi dai clienti residenziali e dall’illuminazione pubblica”;

- al comma 2, che “alla stessa finalità sono destinati i minori oneri tariffari conseguenti dall'attuazione dell’articolo 1, commi da 3 a 5, del decreto legge 145/13”;

- al comma 3, che entro 60 giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del decreto legge 91/14 “l’Autorità adotta i provvedimenti necessari ai fini dell’applicazione dei commi 1 e 2, garantendo che i medesimi benefici siano ripartiti in modo proporzionale tra i soggetti che ne hanno diritto e assicurando che i benefici previsti agli stessi commi 1 e

2 non siano cumulabili a regime con le agevolazioni in materia di oneri generali di sistema, di cui all’articolo 39 del decreto legge 83/2012”;

• ai sensi dell’articolo 8 del TIT, ciascuna impresa distributrice applica, alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), del medesimo TIT, una tariffa obbligatoria fissata dall’Autorità a copertura dei costi relativi al servizio di distribuzione, i cui valori sono fissati nella tabella 4 del TIT;‌

• detti valori sono differenziati per livello di tensione e, per quanto riguarda i punti di prelievo in bassa tensione, per classi tariffarie con scaglioni di potenza disponibile;

• i commi 70.1 e 70.9 del TIT prevedono, altresì, un trattamento specifico per i punti di prelievo in media tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica in relazione, rispettivamente, all’applicazione delle deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC e all’applicazione della componente tariffaria AE;

• in virtù delle sopra ricordate disposizioni, le imprese distributrici, ai fini tariffari e di fatturazione, sono già tenute a distinguere tra:

- i punti di prelievo in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW;

- i punti in media tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica;

• non è, invece, attualmente previsto un trattamento specifico, ai fini tariffari e di fatturazione, dei punti di prelievo in bassa tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica;

• con la deliberazione 467/2013/R/eel, l’Autorità ha definito le modalità di prima applicazione delle disposizioni in materia di agevolazioni relative agli oneri generali di sistema per le imprese a forte consumo di energia elettrica, per il periodo 2013 - 2014;

• con la medesima deliberazione, l’Autorità ha previsto, altresì, al termine del periodo di prima applicazione, la verifica dell’efficacia delle modalità operative sopra descritte e la definizione, a regime, del sistema delle agevolazioni;

• le disposizioni, di cui al succitato articolo 23, commi da 1 a 3, sono formulate con un livello di prescrizione tale da vincolare il contenuto degli atti attuativi dell’Autorità;

• di conseguenza, le modifiche alle modalità di applicazione degli oneri generali di sistema, necessarie per l’attuazione delle citate disposizioni di legge, hanno contenuto vincolato e, pertanto, ai sensi del comma 4.3, della Disciplina della partecipazione ai procedimenti di regolazione dell’Autorità, non richiedono una specifica consultazione dei soggetti interessati.

CONSIDERATO CHE:

• l’articolo 24, del decreto legge 91/14 prevede norme relative all’applicazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema sull'energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete, per le reti interne di utenza di cui all'articolo 33, della legge 99/09 e per i sistemi di cui al secondo periodo del comma 2, dell'articolo 10, del decreto legislativo 115/08 e successive modificazioni (cosiddetti sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza, di seguito: SEESEU), nonché per i sistemi efficienti di utenza di cui al comma 1 del medesimo articolo 10 (di seguito: SEU);

• l’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete, per i casi di cui al precedente punto, attualmente non è sempre soggetta a misurazione da parte del gestore di rete responsabile del servizio di misura;

• peraltro, anche nel caso in cui le suddette misurazioni siano effettuate per diversa finalità, non essendo rilevanti ai fini delle fatturazioni da parte dei distributori, non sono attualmente gestite dai sistemi di fatturazione dei medesimi;

• il processo di qualifica dei SEU e SEESEU che, ai sensi dei commi 7.1 e 7.3 del TISSPC, deve essere effettuato dal Gestore dei Servizi Energetici, è ancora in corso e si prevede che possa essere completato entro il secondo quadrimestre dell’anno 2015;

• dagli elementi sopra richiamati discende una significativa complessità applicativa delle disposizioni di cui all’articolo 24, del decreto legge 91/14; e che detta complessità richiede l’individuazione di specifiche soluzioni attuative per l’introduzione delle quali l’Autorità, contestualmente all’adozione del presente provvedimento, ha avviato una consultazione urgente ai sensi dell’articolo 4, comma 2, della Disciplina della partecipazione ai procedimenti di regolazione dell’Autorità.

RITENUTO, PERTANTO, OPPORTUNO:

• adottare, nei limiti previsti dalla deliberazione 447/2014/R/eel e senza procedere a consultazione per le motivazioni sopra addotte, le disposizioni necessarie ai fini dell’attuazione di quanto previsto dall’articolo 23, commi da 1 a 3, del decreto legge 91/14, modificative delle modalità di applicazione degli oneri generali di sistema, a valere dall’1 gennaio 2015, attualmente disciplinate dal TIT:

a) relativamente ai punti di prelievo in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW e in media tensione;

b) relative ai punti di prelievo in media tensione nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica;

• prevedere che l’esclusione dei punti di prelievo in bassa tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica dai benefici previsti dall’articolo 23, commi 1 e 2, del decreto legge 91/14, come previsto dal medesimo decreto legge, venga attuata a scomputo nell’ambito dei meccanismi per il riconoscimento delle agevolazioni alla imprese a forte consumo di energia elettrica per gli anni 2015 e successivi;

• prevedere che le disposizioni del presente provvedimento possano essere successivamente integrate anche per effetto della evoluzione delle modalità di riconoscimento delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica, nonché a seguito dell’esito della consultazione urgente contestualmente avviata per definire i meccanismi applicativi delle disposizioni di cui all’articolo 24 del decreto legge 91/2014

DELIBERA

Articolo 1 ‌

Modifiche al TIT

1.1 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “decreto legislativo n. 93/11”, è aggiunta la seguente definizione:

• “decreto legge n. 91/14: è il decreto legge 24 giugno 2014, n. 91, come convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116/14;”.

1.2 Dopo il comma 70.9 del TIT sono aggiunti i seguenti commi:

“70.10 Ai clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettere c) e d), con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, e di cui al comma 2.2, lettere f) e g), le componenti tariffarie A e UC si applicano in misura ridotta, secondo modalità stabilite dall’Autorità, in applicazione delle disposizioni di cui all’articolo 23, commi 1 e 2 del decreto legge n. 91/14.

70.11 Quanto previsto al comma 70.10 non si applica ai punti di prelievo di bassa e media tensione nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica.”.

Articolo 2

Decorrenza e modalità operative di prima applicazione

2.1 Ciascuna impresa distributrice applica, con decorrenza dal 1 gennaio 2015:

a) ai punti di prelievo in bassa tensione le disposizioni di cui al comma 70.10 del TIT;

b) ai punti di prelievo in media tensione le disposizioni di cui ai commi 70.10 e

70.11 del TIT.

2.2 In relazione ai punti di prelievo in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica, i benefici derivanti dall’applicazione di quanto previsto al precedente comma 2.1, lettera a), sono annullati a scomputo nell’ambito dei meccanismi per il riconoscimento delle agevolazioni alla imprese a forte consumo di energia elettrica, ai sensi dell’articolo 23, comma 3, del decreto legge 91/14.

Articolo 3

Disposizioni finali

3.1 Il presente provvedimento è trasmesso al Ministro dello Sviluppo Economico e alla Cassa conguaglio per il settore elettrico.

3.2 Il presente provvedimento è pubblicato sul sito internet dell’Autorità xxx.xxxxxxxx.xxxxxxx.xx.

3.3 Il nuovo testo del TIT, così come risultante dalle integrazioni e modifiche di cui presente provvedimento, è reso disponibile sul sito internet dell’Autorità xxx.xxxxxxxx.xxxxxxx.xx dal 1 gennaio 2015, contestualmente all’entrata in vigore delle medesime modifiche ed integrazioni.

23 ottobre 2014 IL PRESIDENTE

Xxxxx Xxxxxxx

DELIBERAZIONE 11 DICEMBRE 2014 609/2014/R/EEL‌

PRIMA ATTUAZIONE DELLE DISPOSIZIONI DEL DECRETO LEGGE 91/2014, IN TEMA DI APPLICAZIONE DEI CORRISPETTIVI DEGLI ONERI GENERALI DI SISTEMA PER RETI INTERNE E SISTEMI EFFICIENTI DI PRODUZIONE E CONSUMO

L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

Nella riunione del 11 dicembre 2014

VISTI:

• la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica;

• la legge 14 novembre 1995, n. 481 e successive modificazioni;

• il decreto legislativo 16 marzo 99, n. 79 e successive modificazioni;

• la legge 23 luglio 2009, n. 99 e successive modificazioni (di seguito: legge 99/09);

• il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115 e successive modificazioni (di seguito: decreto legislativo 115/08);

• il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93;

• il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28;

• il decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, come convertito dalla legge 21 febbraio 2014, n.9 (di seguito: decreto legge 145/13);

• il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, come convertito dalla legge 11 agosto 2014, n. 116 (di seguito: decreto legge 91/14);

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 199/11);

• la deliberazione dell’Autorità 3 ottobre 2013, 437/2013/R/eel e successive modificazioni e integrazioni (di seguito deliberazione 437/2013/R/eel)

• la deliberazione dell’Autorità 24 ottobre 2013, 467/2013/R/eel (di seguito deliberazione 467/2013/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 578/2013/R/eel (di seguito: deliberazione 578/2013/R/eel);

• il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per la regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo, approvato con la deliberazione 578/2013/R/eel (di seguito: TISSPC);

• la deliberazione dell’ Autorità 18 settembre 2014 447/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 447/2014/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 23 ottobre 2014 518/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 518/2014/R/eel);

• la memoria dell’Autorità 3 luglio 2014, 322/2014/I/eel, per l’audizione presso la 10a e 13a Commissione del Senato della Repubblica in relazione alla conversione in legge del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91;

• il documento per la consultazione dell’Autorità, 519/2014/R/eel del 23 ottobre 2014 (di seguito documento per la consultazione 519/2014/R/eel).

CONSIDERATO CHE:

• gli articoli da 23 a 30, del decreto legge 91/14, disciplinano materie incluse tra le competenze dell’Autorità, con la finalità di ridurre gli oneri ricadenti sui clienti del servizio elettrico e, al contempo, di pervenire a una più equa distribuzione di detti oneri fra le diverse categorie di consumatori elettrici;

• con la deliberazione 518/2014/R/eel, l’Autorità ha adottato le prime disposizioni ai fini dell’attuazione di quanto previsto dall’articolo 23, comma 1 del decreto legge n. 91/14, modificative delle modalità di applicazione degli oneri generali di sistema, a valere dall’1 gennaio 2015, attualmente disciplinate dal TIT:

- relativamente ai punti di prelievo in bassa tensione con potenza superiore a 16,5 kW e in media tensione;

- relativamente ai punti di prelievo in media tensione nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica;

• con la medesima deliberazione 518/2014/R/eel, l’Autorità ha previsto altresì che:

- l’esclusione dei punti di prelievo in bassa tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica dai benefici previsti dall’articolo 23, commi 1 e 2, del decreto legge 91/14, come previsto dal medesimo decreto legge, venga attuata a scomputo nell’ambito dei meccanismi per il riconoscimento delle agevolazioni alla imprese a forte consumo di energia elettrica per gli anni 2015 e successivi;

- le disposizioni della medesima deliberazione 518/2014/R/eel possano essere successivamente integrate anche per effetto della evoluzione delle modalità di riconoscimento delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica, nonché a seguito dell’esito della

consultazione urgente contestualmente avviata per definire i meccanismi applicativi delle disposizioni di cui all’articolo 24 del decreto legge 91/2014;

• contestualmente alla pubblicazione della deliberazione 518/14/R/eel, l’Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione 519/2014/R/eel, recante proposte di prima attuazione delle disposizioni di cui all’articolo 24 del decreto legge 91/14, in tema di applicazione dei corrispettivi degli oneri generali di sistema alla quota parte di energia consumata ma non prelevata dalle reti pubbliche all’interno di reti interne di utenza (di seguito: RIU), sistemi efficienti di utenza (di seguito: SEU) e sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (di seguito: SESEU) e, dati i tempi ristretti dovuto all'urgenza di attuazione delle disposizioni del decreto legge, ha presentato uno schema di articolato relativo al provvedimento che intende adottare a seguito della consultazione.

CONSIDERATO CHE:

• l’articolo 24, del decreto legge 91/14, prevede:

- al comma 2, che per le reti interne di utenza di cui all'articolo 33 della legge 99/09, e successive modificazioni, per i sistemi di cui al secondo periodo del comma 2 dell'articolo 10 del decreto legislativo 115/08 (cosiddetti sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza), e successive modificazioni, nonché per i sistemi efficienti di utenza di cui al comma 1 del medesimo articolo 10, entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014, i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema, limitatamente alle parti variabili, si applicano sull'energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete, in misura pari al 5 per cento dei corrispondenti importi unitari dovuti sull'energia prelevata dalla rete;

- al comma 3, del decreto legge 91/14 che per i SEU del decreto legislativo 115/08, e successive modificazioni, entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2014, i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema, limitatamente alle parti variabili, si applicano sull'energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete, in misura pari al 5 per cento dei corrispondenti importi unitari dovuti sull'energia prelevata dalla rete;

- al comma 4 che le quote di cui al precedente alinea possono essere aggiornate con decreti del Ministro dello Sviluppo del Economico; e che il primo aggiornamento può essere effettuato entro il 30 settembre 2015 e successivamente con cadenza biennale, e che le nuove quote non possono essere incrementate ogni volta più di 2,5 punti percentuali rispetto a quelli previgenti;

- al comma 5, che per il raggiungimento delle finalità di cui ai commi 2 e 3, l'Autorità adotta i provvedimenti necessari alla misurazione dell'energia consumata e non prelevata dalla rete;

- al comma 6 che, in via transitoria, per l'anno 2015, l'Autorità definisce, per le reti e i sistemi di cui ai commi 2 e 3 per i quali non sia possibile misurare l'energia consumata e non prelevata dalla rete, un sistema di maggiorazioni delle parti fisse dei corrispettivi posti a copertura degli oneri generali di sistema, di effetto stimato equivalente a quanto previsto ai medesimi commi 2 e 3. Il medesimo sistema è applicabile, anche successivamente al 2015, laddove le quote applicate siano inferiori al 10 per cento;

- al comma 9, che le predette disposizioni non si applicano agli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza non superiore a 20 kW che accedono allo scambio sul posto (comma 9);

• l’energia consumata e non prelevata dalla rete, per i sistemi di cui all’articolo 24, commi 2 e 3, del decreto legge 91/14 non è di norma soggetta a misurazione da parte del distributore.

CONSIDERATO CHE:

• l’applicazione puntuale dell’articolo 24 richiederebbe non solo la disponibilità dei dati di misura relativa all’energia consumata e non prelevata dalla rete da parte di RIU, SEU e SEESEU, ma anche interventi di revisione dei sistemi di fatturazione oggi in essere presso le imprese di vendita e distribuzione;

• l’implementazione delle disposizioni di cui al precedente alinea non è realizzabile nel breve periodo e potrebbe comportare costi di investimento e gestionali significativi, la cui entità andrebbe comunque valutata anche in termini di confronto con il maggior gettito di oneri generali di sistema derivante dalla norma;

• in conformità a quanto previsto dal comma 6, dell’articolo 24, del decreto legge 91/2014, l’Autorità ha proposto con il documento per la consultazione 519/2014/R/eel di applicare, per un periodo transitorio, a valere dal 1 gennaio 2015, un sistema di maggiorazioni delle componenti fisse degli oneri generali, di effetto stimato equivalente a quanto previsto ai commi 2 e 3 del medesimo articolo, da definirsi sulla base di condizioni medie differenziate per livello di tensione, pur contemplando alcune specificità per i clienti di maggiori dimensione;

• al riguardo l’orientamento avanzato permette quindi di individuare una soluzione percorribile in tempi brevi, in grado di minimizzare gli interventi necessari sui sistemi di fatturazione, e dunque i costi per il sistema, evitando nel contempo di introdurre eccessive approssimazioni;

• in particolare lo schema di articolato illustrato prevede di articolare il sistema di maggiorazioni applicandolo su quattro livelli (in funzione del livello di tensione e all'entità del consumo):

a) punti di prelievo in bassa tensione inclusi in SEU o SEESEU, con l’unica eccezione di quelli caratterizzati da impianti alimentati da fonti rinnovabili di

potenza complessiva fino a 20 kW in scambio sul posto: applicazione da parte delle imprese di distribuzione di un sistema di maggiorazioni delle aliquote, espresse in centesimi di euro per punto di prelievo, afferenti alle componenti tariffarie A2, A3 e A5, sulla base di importi definiti e aggiornati dall'Autorità il cui valore è stimato intorno ai 30÷40 euro/anno;

b) punti di prelievo in media tensione inclusi in SEU e SEESEU, esclusi quelli nella titolarità di imprese a forte consumo di energia: applicazione da parte delle imprese di distribuzione di un sistema di maggiorazioni delle aliquote, espresse in centesimi di euro per punto di prelievo, afferenti alle componenti tariffarie A2, A3 e A5, sulla base di importi definiti e aggiornati dall'Autorità il cui valore è stimato intorno ai 1.000 euro/anno;

c) punti di prelievo in media tensione, inclusi in SEU e SEESEU, nella titolarità di imprese a forte consumo di energia: applicazione a conguaglio da parte della Cassa conguaglio per il settore elettrico (di seguito: Cassa) di un sistema di maggiorazione fissa calcolata a livello di singola impresa in base ai dati di consumo rilevabili dalle dichiarazioni rese da tali imprese;

d) punti di prelievo in alta tensione inclusi in SEU e SEESEU o in RIU: applicazione a consuntivo da parte della Cassa di un sistema di maggiorazione fissa calcolata a livello di singola impresa in base ai dati di consumo rilevabili dalle dichiarazioni rese dalle imprese energivore o, in mancanza di tali dichiarazioni, da specifiche dichiarazioni, tenendo presente il sistema degli scaglioni tariffari (come se l'energia autoconsumata fosse riferibile a un unico punto di prelievo virtuale per impresa);

• le osservazioni pervenute nell’ambito della consultazione hanno confermato, in linea generale, la validità dell’impostazione prospettata dall’Autorità;

• la maggior parte dei soggetti che ha partecipato alla consultazione ha apprezzato le proposte in tema di semplificazione in quanto individuano soluzioni percorribili in tempi brevi e in grado di limitare i costi di investimento e gestionali che dovrebbero sopportare sia i distributori che le imprese di vendita coinvolti nell’implementazione del sistema di calcolo degli oneri di sistema; tra l’altro, i medesimi soggetti propendono per l’applicazione del meccanismo previsto per il periodo transitorio, non solo per il 2015, bensì fino a quando consentito dal decreto legge 91/14 e cioè finché le quote applicate siano inferiori al 10%, non ritenendo opportuna l’introduzione di una regolazione puntuale sui dati di misura relativi all’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete; è stata inoltre ampiamente condivisa l’ipotesi di far gestire direttamente da Cassa l’applicazione degli oneri prevista dal decreto legge 91/14 nel caso di SEU e SEESEU nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica;

• numerosi soggetti che hanno inviato osservazioni, sebbene condividano la proposta di applicare ai punti di prelievo in bassa tensione inclusi in SEU e SEESEU con potenza nominale superiore a 20 kW importi definiti e aggiornati dall'Autorità il cui valore è stimato intorno ai 30÷40 euro/anno, hanno tuttavia

evidenziato la necessità di modulare l’importo di maggiorazione previsto per i punti di prelievo in media tensione inclusi in SEU e SEESEU, esclusi quelli nella titolarità di imprese a forte consumo di energia, in modo da distribuire l’onere almeno su tre livelli al fine di rendere la quota fissa più prossima al risultato che si sarebbe ottenuto disponendo del dato di misura dell’energia elettrica consumata e non prelevata;

• altri soggetti hanno infine richiesto:

a) che venga esplicitata una data di decorrenza della maggiorazione al fine di evitare l’inserimento di partite retroattive;

b) di fissare in capo al GSE vincoli e obblighi in termini di tempistiche di comunicazione ai distributori delle informazioni riguardanti la data di qualifica di SEU e SESEU nonché dei cambi di regime con relativa perdita dei requisiti per l’applicazione della maggiorazione;

c) di introdurre modifiche al comma 3.3 dello schema di articolato in merito ai tempi a disposizione del distributore per procedere alla prima fatturazione delle maggiorazioni;

• le osservazioni pervenute in sede di consultazione sono state pubblicate sul sito internet dell’Autorità;

• in esito alle osservazioni ricevute, con particolare riferimento alla possibilità di modulare la maggiorazione da applicare ai punti di prelievo in media tensione appartenenti a SEU e SEESEU, l’Autorità ha approfondito la possibilità di migliorare, rispetto alla proposta di maggiorazione forfettaria avanzata nel documento per la consultazione 519/2014/R/eel, la stima dell’energia consumata e non prelevata dalla rete, attraverso opportuni algoritmi che tengano conto della potenza nominale dell’impianto di produzione ed eventualmente della tipologia del medesimo impianto, senza venire meno all’esigenza di semplicità e immediata applicazione da parte delle imprese distributrici e di vendita.

RITENUTO NECESSARIO E URGENTE:

• adottare provvedimenti ai fini dell’attuazione delle disposizioni dell’articolo 24, del decreto legge 91/14, nei limiti previsti dalla deliberazione 447/2014/R/eel, ai fini di identificare le modalità operative più appropriate per l’applicazione delle medesime disposizioni, tenendo conto delle osservazioni pervenute in esito alla consultazione;‌

• prevedere un periodo di prima applicazione delle disposizioni di cui al precedente alinea, definendo modalità che garantiscano:

a) tempi di implementazione ridotti;

b) costi contenuti per il sistema elettrico, anche in relazione ai benefici attesi;

• ai fini di quanto previsto al precedente alinea, definire modalità di prima applicazione che abbiano un impatto limitato sulle attuali strutture tariffarie e sui

sistemi di fatturazione degli operatori di distribuzione e vendita dell’energia elettrica;

• prevedere che, in sede di prima attuazione, le disposizioni di cui all’articolo 24, del decreto legge 91/14, relative ai SEU e ai SEESEU, siano applicate con effetti a valere dal 1 gennaio 2015 e comunque non antecedenti la data di decorrenza della validità della qualifica di SEU e SEESEU;

• prevedere che le disposizioni di cui all’articolo 24, del decreto legge 91/14, relative alle RIU siano applicate con effetti a valere dal 1 gennaio 2015, secondo modalità da definire con successivo provvedimento e a partire dai dati di misura atti a determinare, per ciascun soggetto interno alla RIU, la quantità di energia elettrica consumata in sito e non prelevata dalla rete pubblica;

• definire, in sede di prima attuazione delle disposizioni, di cui all’articolo 24, commi 2, 3 e 6, del predetto decreto legge, con riferimento ai punti di prelievo afferenti a SEU e SEESEU, che non sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica, un sistema di maggiorazioni delle parti fisse dei corrispettivi posti a copertura degli oneri generali di sistema, di effetto stimato complessivo equivalente a quanto previsto ai commi 2 e 3 del medesimo articolo;

• applicare, per ragioni di semplicità, le predette maggiorazioni solamente alla componente tariffaria A3 per la quale è già in vigore la componente fissa espressa in centesimi di euro per punto di prelievo, determinando successivamente la quota parte degli importi derivanti dall’applicazione delle suddette maggiorazioni da destinare agli altri conti di destinazione;

• prevedere che, ai fini dell’applicazione delle maggiorazioni di cui al precedente punto:

− nel caso di punti di prelievo in bassa tensione afferenti a SEU e SEESEU la maggiorazione sia definita sulla base di importi definiti e aggiornati dall’Autorità, uguali per tutti i punti. Tali importi, pur non potendo garantire, per ogni singolo cliente finale, un risultato del tutto equivalente a quanto previsto ai commi 2 e 3 dell’articolo 24 del decreto legge 91/14, sono semplici da applicare a da gestire, vista anche la loro attesa esiguità;

− nel caso di punti di prelievo in media tensione afferenti a SEU e SEESEU (diversi da quelli che sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica), la maggiorazione sia definita sulla base di una formula finalizzata a stimare, per ogni sistema, la quantità di energia elettrica consumata e non prelevata, accogliendo con ciò alcune osservazioni pervenute. L’utilizzo di tale formula, infatti, consente una stima più accurata rispetto a quella indicata nel documento per la consultazione 519/2014/R/eel (che prevedeva un importo uguale per tutti), pur continuando ad introdurre elementi difficilmente standardizzabili quali le ore di funzionamento dell’impianto di produzione e – soprattutto – l’incidenza dell’autoconsumo in sito sul totale della produzione. Questi ultimi elementi possono essere definiti con ragionevolezza, su base convenzionale e in sede di prima applicazione, a

partire dai dati ad oggi disponibili, ivi inclusi quelli utilizzati per i monitoraggi annuali della generazione distribuita, e possono essere oggetto di successivi affinamenti derivanti da analisi più approfondite, eventualmente già con effetti sull’anno 2015;

• prevedere di quantificare le maggiorazioni di cui al precedente punto contestualmente all’aggiornamento tariffario relativo al primo trimestre 2015 e prevederne l’ulteriore aggiornamento solo su base annuale per motivi di semplificazione applicativa;

• prevedere che le maggiorazioni a copertura degli oneri generali di sistema in relazione ai punti di prelievo afferenti a SEU e SEESEU e nella titolarità di imprese consumatrici registrate nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, di cui alla deliberazione 437/2013/R/eel, siano determinate a conguaglio dalla Cassa, distintamente per ciascuna impresa, nell’ambito dei meccanismi per il riconoscimento delle agevolazioni a tale categoria di imprese e a valle dell’aggiornamento dell’elenco delle suddette imprese in relazione ai dati dell’anno di competenza, utilizzando le informazioni relative all’energia effettivamente consumata e non prelevata dalla rete oggetto delle dichiarazioni acquisite ai sensi dell’art. 6, del decreto 5 aprile 2013, eventualmente integrate con modalità che verranno definite dall’Autorità in occasione della definizione, a regime, del sistema delle agevolazioni per dette imprese a decorrere dal 2015;

• prevedere in particolare fin d’ora, ai fini di cui al precedente punto, che per le imprese a forte consumo di energia elettrica titolari di punti di prelievo afferenti a SEU o SEESEU che le maggiorazioni siano determinate applicando il 5% dei corrispettivi unitari variabili delle componenti X0, X0, X0, X0, X0, Xx x XXX applicabili, sulla base dei valori stabiliti dall’Autorità in sede di aggiornamento tariffario, distintamente per livello di tensione e considerando gli scaglioni tariffari come se l’energia consumata ma non prelevata dalla rete pubblica fosse tutta riferibile a un medesimo punto di prelievo virtuale dello stesso livello di tensione e distribuita uniformemente nel corso dell’anno; e che per tali imprese il conguaglio delle maggiorazioni avvenga scomputando eventuali importi già pagati dal titolare dell’impresa a fronte della mancata inclusione nell’elenco in occasione dell’erogazione del conguaglio, per la medesima annualità, delle agevolazioni previste in applicazione dell’articolo 39, del decreto legge 83/12;

• prevedere, inoltre, che, per i punti di prelievo in alta e altissima tensione afferenti a SEU o SEESEU e non nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica, la maggiorazione venga determinata sulla base dell’energia effettivamente consumata e non prelevata dalla rete, sulla base di specifiche istruttorie della Cassa;

• allo scopo di evitare comportamenti opportunistici, precisare che per le utenze non domestiche di bassa tensione l’esclusione dall’ambito applicativo delle maggiorazioni riguardi solo gli Altri Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (ASSPC) in cui sono presenti impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza

cumulata complessiva non superiore a 20 kW e per i quali sia erogato il servizio di scambio sul posto.

RITENUTO, INFINE, OPPORTUNO:

• prevedere che le disposizioni del presente provvedimento possano essere successivamente integrate anche in esito:

a) all’attuazione delle disposizioni di cui all’articolo 24, comma 5, del decreto legge 91/14;

b) all’evoluzione delle modalità di riconoscimento delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica

DELIBERA

Articolo 1

Integrazioni al TIT

1.1 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “altissima tensione (AAT)” è aggiunta la seguente definizione:

• “altri sistemi semplici di produzione e consumo (ASSPC): sono i sistemi di cui all’articolo 1, comma 1.1, lettera c), del TISSPC;

1.2 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “potenza prelevata” è aggiunta la seguente definizione:

• “punto di connessione principale: è il punto di connessione individuato in applicazione dei principi di cui all’articolo 9, commi 9.1 e 9.7 del TISSPC;”

1.3 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “sistema delle offerte” sono aggiunte le seguenti definizioni:

• sistemi efficienti di utenza (SEU): sono i sistemi di cui all’articolo 1, comma 1.1, lettera ii), del TISSPC;

• sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU): sono i sistemi di cui all’articolo 1, comma 1.1, lettera jj), del TISSPC;

• sistemi semplici di produzione e consumo (SSPC): sono i sistemi di cui all’articolo 1, comma 1.1, lettera nn), del TISSPC;.

1.4 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “decreto legge n. 91/14” è aggiunta la seguente definizione:

• “decreto legge n. 133/14: è il decreto legge 12 settembre 2014, n. 133, e successive modificazioni”.

1.5 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “decreto legislativo n. 387/03” è aggiunta la seguente definizione:

• “decreto legislativo n. 115/08: è il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115, e successive modificazioni”.

1.6 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “deliberazione 437/2013/R/eel” sono aggiunte le seguenti definizioni:

• “deliberazione 578/2013/R/EEL: è la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 578/2013/R/eel, e successive modificazioni;

• deliberazione 609/2014/R/EEL: è la deliberazione dell’Autorità 11 dicembre 2014, 609/2014/R/eel”.

1.7 Al comma 1.1 del TIT, dopo la definizione “RTTG” è aggiunta la seguente definizione:

• “TISSPC: è l’Allegato A alla deliberazione 578/2013/R/eel;”

1.8 Dopo il comma 70.11 del TIT sono aggiunti i seguenti commi:

“70.12 Le componenti tariffarie A, UC e MCT nel caso di ASSPC si applicano secondo quanto previsto dal presente provvedimento, ferme restando le deroghe di cui al TISSPC.

70.13 Nel caso di ASSPC qualificati dal GSE come SEU o SEESEU, le componenti tariffarie A e MCT, si applicano anche all’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete pubblica nella misura prevista dall’articolo 24 del decreto legge n. 91/14, secondo modalità operative stabilite dall’Autorità con la deliberazione 609/2014/R/eel e ferma restando l’applicazione della componente MCT ai SEESEU-C secondo i criteri di cui all’articolo 12 del TISSPC. Quanto detto non si applica agli ASSPC in cui sono presenti impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza cumulata complessiva non superiore a 20 kW e per i quali sia erogato il servizio di scambio sul posto, nonché ai soggetti di cui all’articolo 22–bis, comma 1, del decreto legge n. 133/14.

70.14 La Cassa destina gli importi derivanti dall’applicazione di quanto previsto dal comma 70.13:

- in quota parte al Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue di cui al comma 47.1, lettera a);

- in quota parte al Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, di cui al comma 47.1, lettera b);

- in quota parte al Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali , di cui al comma 47.1, lettera c);

- in quota parte al Conto per il finanziamento dell’attività di ricerca, alimentato dalla componente tariffaria, di cui al comma 47.1, lettera d);

- in quota parte al Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici- distributrici dei costi sostenuti per l’attività di produzione di energia elettrica nella transizione, di cui al comma 47.1, lettera e);

- in quota parte al Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale di cui all’articolo 4, comma 1, della legge

n. 368/03, di cui al comma 47.1, lettera m);

- in quota parte al Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio, di cui al comma 47.1, lettera q),

- in funzione delle aliquote pubblicate dall’Autorità, nel rispetto del principio di competenza.”.

Articolo 2

Flussi informativi

2.1 A seguito della qualifica da parte del GSE ai sensi dei commi 7.1 e 7.3 del TISSPC, i distributori rilevano sul sistema GAUDI i punti di connessione alla propria rete afferenti ad un SEU o SEESEU, nonché le date di decorrenza e di fine validità di detta qualifica, il valore della potenza nominale dell’impianto di produzione, la fonte di alimentazione e la tipologia di SEU/SEESEU.

2.2 Le disposizioni relative Registro Centralizzato degli Utenti (RCU) del Sistema informativo integrato sono aggiornate con successivo provvedimento per includere i dati di cui al precedente comma 2.1.

2.3 Nelle more dell’aggiornamento di cui al precedente comma, i distributori trasmettono ai venditori le informazioni necessarie ai fini della fatturazione ai clienti finali i cui punti di prelievo sono inclusi in SEU o SEESEU.

Articolo 3

Prima applicazione a SEU e SEESEU in bassa tensione

3.1 Ai fini di quanto disposto al comma 70.13 del TIT, per i punti di prelievo in bassa tensione afferenti a SEU e SEESEU come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE, a valere dall’1 gennaio 2015, l’aliquota espressa in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, afferente alla componente tariffaria A3 è maggiorata di un importo definito annualmente dall’Autorità in sede di aggiornamento tariffario a valere dal 1 gennaio dell’anno di competenza.

3.2 L’Autorità pubblica annualmente le modalità per determinare la quota parte degli importi di cui al precedente comma 3.1 da destinare ai conti di cui al comma 70.14 del TIT.

3.3 In relazione alle disposizioni di cui al comma 3.1 i distributori procedono alla fatturazione delle previste maggiorazioni, in occasione della prima fattura emessa entro 60 giorni dalla qualifica dei SEU o SEESEU effettuata dal GSE ai sensi dei commi 7.1 e 7.3 del TISSPC, e comunque a decorrere dal 1 settembre 2015. Con la prima fatturazione sono altresì conguagliate le quote di competenza non ancora fatturate e riferite all’intero periodo di validità della qualifica di SEU o SEESEU comunque non antecedente al 1 gennaio 2015.

3.4 Nel caso in cui la validità della qualifica di SEU o di SEESEU sia inferiore all’intero anno solare, le maggiorazioni di cui al comma 3.1 vengono

riproporzionate in funzione del periodo di validità della qualifica, su base mensile.

Articolo 4

Prima applicazione a SEU e SEESEU in media tensione nella titolarità di soggetti che non risultino inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica

4.1 Ai fini di quanto disposto al comma 70.13 del TIT, per i punti di prelievo in media tensione inclusi in SEU e SEESEU, come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE e nella titolarità di soggetti che non risultino inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, l’aliquota, espressa in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, afferente la componente tariffaria A3 è maggiorata su base annua di un importo fissato sulla base dalla seguente formula:

Maggiorazione A3 = Potenza x ore x α x Aliquota

dove:

- Potenza è la potenza nominale dell’impianto di produzione di energia elettrica;

- ore è il numero di ore di riferimento differenziato per fonte ed è convenzionalmente posto pari a: 1000 per la fonte solare fotovoltaica; 3000 per la fonte idrica; 1800 per la fonte eolica; 7000 per le altre fonti;

- α è un parametro che tiene conto dell’incidenza dell’autoconsumo in sito sulla produzione totale di energia elettrica ed è convenzionalmente posto pari a 0,5 in sede di prima applicazione.

Nel caso in cui un SEU o un SEESEU è caratterizzato dalla presenza di più impianti di produzione di energia elettrica, le maggiorazioni da applicare alla componente tariffaria A3 è pari alla somma delle maggiorazioni correlate alla potenza di ogni singolo impianto.

4.2 L’aliquota di cui al comma precedente, nonché le modalità per determinare la quota parte degli importi di cui al precedente comma 4.1 da destinare ai conti di cui al comma 70.14 del TIT, sono definite annualmente dall’Autorità in sede di aggiornamento tariffario a valere dal 1 gennaio dell’anno di competenza.

4.3 In relazione alle disposizioni di cui al comma 4.1, i distributori procedono alla fatturazione delle previste maggiorazioni, in occasione della prima fattura emessa entro 60 giorni dalla qualifica dei SEU o SEESEU effettuata dal GSE ai sensi dei commi 7.1 e 7.3 del TISSPC e comunque a decorrere dal 1 settembre 2015. Con la prima fatturazione sono altresì conguagliate le quote di competenza non ancora fatturate e riferito all’intero periodo di validità della qualifica di SEU o SEESEU comunque non antecedente al 1 gennaio 2015.

4.4 Nel caso in cui la validità della qualifica di SEU o di SEESEU sia inferiore all’intero anno solare, le maggiorazioni di cui al comma 4.1 vengono riproporzionate in funzione del periodo di validità della qualifica, su base mensile.

4.5 I distributori provvedono ad applicare a conguaglio quanto previsto ai precedenti commi ai soggetti che non risultino più inseriti nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica a seguito della pubblicazione del suddetto elenco, per l’anno di competenza.

Articolo 5

Prima applicazione a SEU e SEESEU nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica

5.1 Ai fini di quanto disposto al comma 70.13 del TIT, per i punti di prelievo inclusi in SEU e SEESEU, come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE, a valere dall’1 gennaio 2015, e nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, si applicano le seguenti modalità:

a) per i punti di prelievo inclusi in SEU e SEESEU in media, alta e altissima tensione nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, le maggiorazioni sono determinate a conguaglio dalla Cassa nell’ambito dei meccanismi per il riconoscimento delle agevolazioni alla imprese a forte consumo di energia elettrica e a valle dell’aggiornamento dell’elenco delle suddette imprese in relazione ai dati dell’anno di competenza, distintamente per ciascuna impresa, sulla base dei dati relativi all’energia effettivamente consumata e non prelevata dalla rete, distintamente per livello di tensione forniti nell’ambito delle dichiarazioni di cui alla deliberazione 437/2013/R/eel e successive modificazioni e integrazioni;

b) nei casi di cui alla precedente lettera a), le maggiorazioni sono determinate applicando il 5% dei corrispettivi unitari variabili delle componenti X0, X0, X0, X0, X0, Xx x XXX applicabili, sulla base dei valori stabiliti dall’Autorità in sede di aggiornamento tariffario, distintamente per livello di tensione e considerando gli scaglioni tariffari come se l’energia consumata ma non prelevata dalla rete pubblica fosse tutta riferibile a un medesimo punto di prelievo virtuale dello stesso livello di tensione e uniformemente distribuita nell’anno; negli stessi casi, il conguaglio delle maggiorazioni avviene in occasione dell’erogazione del conguaglio, per la medesima annualità, delle agevolazioni previste per le imprese a forte consumo di energia elettrica in applicazione dell’articolo 39 del decreto legge 83/12;

c) all’importo determinato secondo le modalità di cui alla precedente lettera

b) vanno scomputati eventuali importi già pagati dal titolare dell’impresa in applicazione di quanto previsto al precedente articolo 4.

5.2 Per i punti di prelievo in bassa tensione, inclusi in SEU e SEESEU e nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, si applica quanto previsto dall’articolo 2.2 della deliberazione 518/2014/R/eel.

Articolo 6

Prima applicazione a SEU e SEESEU in alta e altissima tensione non nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica

6.1 Ai fini di quanto disposto al comma 70.13 del TIT, per i punti di prelievo in alta e altissima tensione inclusi in SEU e SEESEU come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE, e non nella titolarità di soggetti inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, Cassa, secondo modalità e tempistiche determinate dalla medesima, riscuote l’ammontare derivante dall’applicazione dell’articolo 24 del decreto legge 91/14, calcolato applicando i medesimi criteri di cui al comma 5.1, lettera b).

6.2 Ai fini dell’applicazione del comma 6.1, Xxxxx procede a richiedere ai relativi clienti le informazioni necessarie per quantificare l’energia consumata e non prelevata dalla rete, avvalendosi eventualmente di Terna, del GSE, delle imprese distributrici e delle dichiarazioni fornite dai medesimi clienti all’Agenzia delle Dogane.

Articolo 7

Disposizioni relative alle RIU

7.1 La decorrenza degli effetti economici di quanto previsto dall’articolo 24 del decreto legge 91/14 in relazione alle RIU è stabilita al 1 gennaio 2015.

7.2 Con successivo provvedimento sono determinate le modalità operative per l’applicazione delle disposizioni di cui al precedente comma 7.1.

Articolo 8

Disposizioni transitorie e finali

8.1 Il presente provvedimento è trasmesso al Ministro dello Sviluppo Economico e alla Cassa conguaglio per il settore elettrico.

8.2 La Cassa comunica alla Direzione Infrastrutture, Unbundling e Certificazioni la procedura per la determinazione della quota parte dei gettiti derivanti dall’applicazione di quanto previsto ai precedenti articoli 3, 4, 5 e 6 secondo il principio di competenza, nonché una proposta di modifiche da apportare all’Allegato 2 alla deliberazione 437/2011/R/eel ai fini dell’applicazione dei medesimi articoli.

8.3 Il presente provvedimento è pubblicato sul sito internet dell’Autorità xxx.xxxxxxxx.xxxxxxx.xx.

8.4 Il nuovo testo del TIT, così come risultante dalle integrazioni e modifiche di cui al presente provvedimento, è reso disponibile sul sito internet dell’Autorità

xxx.xxxxxxxx.xxxxxxx.xx dal 1 gennaio 2015, contestualmente all’efficacia delle medesime modifiche ed integrazioni.

11 dicembre 2014 IL PRESIDENTE

Xxxxx Xxxxxxx

DELIBERAZIONE 29 DICEMBRE 2014 675/2014/R/COM

AGGIORNAMENTO, DAL 1 GENNAIO 2015, DELLE COMPONENTI TARIFFARIE DESTINATE ALLA COPERTURA DEGLI ONERI GENERALI E DI ULTERIORI COMPONENTI DEL SETTORE ELETTRICO E DEL SETTORE GAS

L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

Nella riunione del 29 dicembre 2014

Visti:

• la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica;

• la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale (di seguito: direttiva 2009/73/CE);

• la direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 luglio 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE;

• la legge 14 novembre 1995, n. 481, come successivamente modificata e integrata;

• il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

• il decreto del Ministro dell'Industria, del Commercio e dell'Artigianato, di concerto con il Ministro del Tesoro, del Bilancio e della Programmazione Economica, 26 gennaio 2000;

• il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164;

• la legge 17 aprile 2003, n. 83 di conversione, con modifiche, del decreto legge 18 febbraio 2003, n. 25;

• la legge 24 dicembre 2003, n. 368, di conversione del decreto legge 14 novembre 2003, n. 314 (di seguito: legge 368/03);

• la legge 30 dicembre 2004, n. 311;

• la legge 23 dicembre 2005, n. 266;

• il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28;

• il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93;

• il decreto legge 24 gennaio 2012, n. 1, convertito con la legge 24 marzo 2012, n. 27;

• il decreto legge 21 giugno 2013, n. 69, così come convertito con modificazioni con la legge 9 agosto 2013, n. 98;

• il decreto legge 23 dicembre 2013, n. 145, come convertito dalla legge 21 febbraio 2014, n. 9;

• il decreto legge 24 giugno 2014, n. 91, come convertito dalla legge 11 agosto 2014,

n. 9 (di seguito: decreto legge 91/14);

• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 28 agosto 2009 (di seguito: decreto 28 agosto 2009);

• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 8 agosto 2014 (di seguito: decreto 8 agosto 2014);

• il decreto del Ministro dell’Economia e delle Finanze 29 agosto 2014;

• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 3 settembre 2014, recante “Accettazione della richiesta di rinuncia all’esenzione da parte del rigassificatore OLT Offshore LNG Toscana S.p.A.”;

• il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità) per l’erogazione dei servizi di vendita dell’energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07, in ultimo modificato con deliberazione 26 giugno 2014, 312/2014/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 15 dicembre 2010, ARG/elt 242/10 (di seguito: deliberazione ARG/elt 242/10);

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 198/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 198/11);

• il Testo integrato della qualità dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015, approvato con la deliberazione ARG/elt 198/11;

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 199/11);

• il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012- 2015, approvato con la deliberazione ARG/elt 199/11 (di seguito: TIT);

• la deliberazione dell’Autorità 30 marzo 2012, 114/2012/R/com (di seguito: deliberazione 114/2012/R/com);

• la deliberazione dell’Autorità 9 maggio 2013, 194/2013/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 25 giugno 2013, 272/2013/R/gas;

• la deliberazione dell’Autorità 26 settembre 2013, 402/2013/R/com (di seguito: deliberazione 402/2013/R/com);

• il testo integrato delle modalità applicative dei regimi di compensazione della spesa sostenuta dai clienti domestici disagiati per le forniture di energia elettrica e gas naturale (di seguito: TIBEG), approvato con deliberazione 402/2013/R/com;

• la deliberazione dell’Autorità 8 ottobre 2013, 438/2013/R/gas (di seguito: deliberazione 438/2013/R/gas);

• la Regolazione delle tariffe per il servizio di rigassificazione di gas naturale liquefatto per il periodo di regolazione 2014-2017 (RTRG), approvata con la deliberazione 438/2013/R/gas (di seguito: RTRG);

• la deliberazione dell’Autorità 24 ottobre 2013, 467/2013/R/eel (di seguito: deliberazione 467/2013/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 14 novembre 2013, 514/2013/R/gas (di seguito: deliberazione 514/2013/R/gas);

• la parte II del Testo Unico della regolazione della qualità e delle tariffe per i servizi di trasporto e dispacciamento del gas naturale relativa alla Regolazione delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il periodo di regolazione 2014-2017 (RTTG), approvata con la deliberazione 514/2013/R/gas (di seguito: RTTG);

• la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 573/2013/R/gas (di seguito: deliberazione 573/2013/R/gas);

• la parte II del Testo Unico della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas relativa alla Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (di seguito: RTDG 2014-2019), approvato con deliberazione 573/2013/R/gas;

• la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 574/2013/R/gas (di seguito: deliberazione 574/2013/R/gas);

• la parte I del Testo Unico della regolazione della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (di seguito: RQDG), approvato con deliberazione 574/2013/R/gas;

• la deliberazione dell’Autorità 19 dicembre 2013, 607/2013/R/eel (di seguito: deliberazione 607/2013/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 27 dicembre 2013, 641/2013/R/com (di seguito: deliberazione 641/2013/R/com);

• la deliberazione dell’Autorità 16 gennaio 2014, 4/2014/I/gas;

• la deliberazione dell’Autorità 27 marzo 2014, 133/2014/R/com (di seguito: deliberazione 133/2014/R/com);

• le deliberazione dell’Autorità 6 giugno 2014, 260/2014/R/eel;

• la deliberazione 6 giugno 2014, n. 265/2014/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 7 agosto 2014, 415/2014/R/gas;

• la deliberazione dell’Autorità 18 settembre 2014, 447/2014/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 25 settembre 2014, 458/2014/R/com;

• la deliberazione dell’Autorità 23 ottobre 2014, 518/2014/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 30 ottobre 2014, 531/2014/R/gas;

• la deliberazione dell’Autorità 11 dicembre 2014, 609/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 609/2014/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 11 dicembre 2014, 610/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 610/2014/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 652/2014/R/gas (di seguito: deliberazione 652/2014/R/gas);

• la deliberazione dell’Autorità 23 dicembre 2014, 653/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 653/2014/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 23 dicembre 2014, 655/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 655/2014/R/eel);

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2014, 671/2014/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2014, 672/2014/R/eel;

• la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2014, 674/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 674/2014/R/eel);

• il documento per la consultazione 24 luglio 2014, n. 356/2014/R/eel, recante “Adesione del mercato italiano al progetto di market coupling europeo, inquadramento normativo e proposte implementative”;

• la segnalazione dell’Autorità 7 agosto 2014, 416/2014/I/eel;

• la comunicazione del Ministero dello sviluppo economico prot n. 17085 del 12 settembre 2014 (prot. Autorità n. 25071 del 15 settembre 2014);

• le comunicazioni trasmesse dalla Sogin all’Autorità 5 dicembre 2014 (prot. Autorità 35603 del 5 dicembre 2014) (di seguito: comunicazione 5 dicembre 2014);

• la comunicazione della Cassa conguaglio per il settore elettrico (di seguito la Cassa) prot. n. 10588 del 15 dicembre 2014 (prot. Autorità n. 37397 del 22 dicembre 2014).

• la comunicazione congiunta della Cassa e del Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (di seguito: GSE) prot. n. P20140184473 del 15 dicembre 2014 (prot. Autorità 37180 del 19 dicembre 2014) (di seguito: comunicazione 15 dicembre 2014).

Considerato che:

in relazione al settore elettrico:

• con la comunicazione 5 dicembre 2014 la Sogin ha trasmesso all’Autorità il piano finanziario 2015, in cui si evidenzia l’esigenza di ottenere dalla Cassa erogazioni, a titolo di acconto, a valere sul conto di cui al comma 47.1, lettera a), del TIT (di seguito: conto A2);

• la comunicazione congiunta del GSE e della Cassa 15 dicembre 2014 ha confermato le stime degli oneri posti in capo al conto di cui al comma 47.1, lettera b), del TIT, alimentato dalla componente A3 (di seguito: conto A3), di competenza 2014 trasmesse in sede del precedente aggiornamento tariffario;

• i dati di preconsuntivo 2014 confermano il trend di sensibile contrazione dei quantitativi di energia elettrica prelevati dai clienti finali registrato negli ultimi anni e non emergono elementi che facciano ritenere probabile una significativa ripresa nel corso del 2015;

• il gettito della componente tariffaria A3 a preconsuntivo per il 2014 e la proiezione al 2015, risultano pertanto inferiori alle precedenti previsioni;

• nel corso dei mesi di ottobre e novembre si sono evidenziate significative esigenze di esborsi finanziari da parte del GSE, connessi al pagamento dei certificati verdi, come peraltro previsto in sede del precedente aggiornamento tariffario; e che dette esigenze hanno reso necessario ricorrere, transitoriamente, alle disponibilità finanziarie di altri conti di gestione presso Cassa, fino al massimo di quanto previsto dal punto 2 della deliberazione 114/2012/R/com; e che tale situazione ha ridotto significativamente le riserve finanziarie della Cassa;

• con la comunicazione congiunta del GSE e della Cassa 15 dicembre 2014 sono state altresì trasmesse le previsioni degli oneri posti in capo al conto A3 di competenza dell’anno 2015;

• dette previsioni risultano significativamente inferiori alle previsioni di competenza 2014, anche in relazione ai benefici di natura finanziaria derivanti dalle disposizioni di cui all’articolo 26, comma 2, del decreto legge 91/14; e che tuttavia detti benefici risultano tendenzialmente compensati dal già ricordato trend negativo dei consumi;

• le previsioni del GSE non tengono conto degli oneri eventualmente derivanti dalla possibile richiesta di risoluzione anticipata di una convenzione CIP 6/92, a fronte del decreto 8 agosto 2014 che ha prorogato fino al 30 settembre 2015 il termine per la presentazione di eventuali istanze di risoluzione;

• il TIT prevede:

- al comma 40.2, che le imprese esercenti il servizio di distribuzione che prelevano energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale riconoscono al GSE il gettito della componente tariffaria A3, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato;

- al comma 40.4, che il GSE dichiara alla Cassa, entro il giorno 15 di ciascun mese, l’ammontare degli oneri in capo al conto A3;

- al comma 40.5, che la Cassa provvede a versare al GSE, con valuta terzultimo giorno lavorativo di ciascun mese, l’ammontare di cui alla lettera b) per la quota parte non coperta dal gettito della componente A3 fatturato dal medesimo GSE ai sensi della precedente lettera a);

• il gettito della componente tariffaria A4, indipendentemente da quanto disposto dal decreto legge 91/14, risulta superiore agli oneri di competenza previsti per l’anno 2015;

• con la deliberazione 133/2014/R/com la componente tariffaria UC3 era stata adeguata in aumento in quanto il gettito relativo risultava inadeguato a coprire gli oneri di competenza 2014;

• il già ricordato trend negativo dei consumi elettrici, in particolare per il 2014, rende prevedibile l’acuirsi degli squilibri della perequazione dei ricavi ottenuti dall’applicazione delle tariffe di distribuzione e delle tariffe domestiche nel medesimo anno 2014, la cui copertura è effettuata tramite la componente UC3;

• il comma 16.3 del TIT dispone un meccanismo di garanzia del livello di ricavo riconosciuto per il servizio di trasmissione, a valere sul conto UC3;

• per l’anno 2014 (come già avvenuto per l’anno 2013), il dato di pre-consuntivo del volume di energia elettrica soggetta all’applicazione del corrispettivo per il servizio di trasmissione dell’energia elettrica CTR di cui all’articolo 16 del TIT, ha fatto registrare una diminuzione (circa il 5,5%) rispetto al volume di riferimento considerato ai fini del dimensionamento del corrispettivo tariffario CTR per l’anno 2014; e che, tale riduzione dei volumi di energia soggetta ad applicazione del corrispettivo CTR dà luogo ad un'esigenza di gettito ad oggi stimabile in misura pari ad oltre 80 milioni di euro;

• con deliberazione 653/2014/R/eel, l’Autorità ha incluso i costi degli investimenti afferenti l’interconnessione Italia-Balcani, realizzati al di fuori del territorio italiano, nelle componenti CTR e TRAS a remunerazione del servizio di trasmissione; e che pertanto non risulta più necessaria la componente UC3NIL di cui all’articolo 3 della deliberazione 607/2013/R/eel;

• l'articolo 4, comma 1, della legge n. 368/03, prevede “misure di compensazione territoriale (...), fino al definitivo smantellamento degli impianti, a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare”;

• l’articolo 4, comma 1-bis, della legge n. 368/03 prevede che l’ammontare complessivo annuo delle misure di compensazione territoriale sia definito mediante la determinazione di un’aliquota della componente della tariffa elettrica pari a 0,015 centesimi di euro per ogni chilowattora consumato, con aggiornamento annuale sulla base degli indici Istat dei prezzi al consumo;

• con deliberazione 641/2013/R/com, l’Autorità ha aggiornato per l’anno 2014 l’aliquota di cui all’articolo 4, comma 1-bis, della legge n. 368/03, fissandola pari a 0,0182 centesimi di euro/kWh;

• in coerenza con la metodologia adottata con la deliberazione 641/2013/R/com, l’aggiornamento annuale dell’aliquota di cui all’articolo 4, comma 1-bis, della legge

n. 368/03 deve essere effettuato utilizzando il tasso di variazione medio annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati (al netto dei tabacchi), per il periodo dicembre 2013 - novembre 2014, rispetto ai dodici mesi precedenti;

• il tasso di variazione medio annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati (al netto dei tabacchi), come rilevato dall'Istat, per il periodo dicembre 2013 - novembre 2014, rispetto ai dodici mesi precedenti, è stato accertato nella misura pari allo 0,3%; e che detta variazione, per ragioni di arrotondamento, non comporta alcun adeguamento per il 2015 della componente di cui all’articolo 4, comma 1-bis, della legge n. 368/03

• con deliberazione 231/04, l’Autorità ha introdotto una specifica componente tariffaria (di seguito: componente MCT) ai fini dell'applicazione del prelievo di cui all'articolo 4, comma 1-bis, della legge n. 368/03;

• con la deliberazione 674/2014/R/eel l’Autorità ha proceduto a disporre una prima riduzione delle tariffe elettriche a favore dei clienti forniti in media tensione e in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, in attuazione dell’articolo 23 del decreto legge 91/14,

• in base ai dati forniti dalle imprese distributrici in occasione della raccolta dei dati necessari all’aggiornamento delle tariffe di distribuzione, nonché dei dati disponibili in relazione alle imprese a forte consumo di energia elettrica raccolti dalla Cassa, i beneficiari di cui al precedente alinea risultano pari a circa:

- 845 mila punti di prelievo in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 165 kW, per un consumo annuo di circa 41,2 TWh;

- 101 mila punti di prelievo in media tensione, per un consumo annuo di circa 69,5 TWh.

Considerato che:

in relazione al settore elettrico:

• con la deliberazione 609/2014/R/eel l’Autorità ha definito le modalità di prima attuazione delle disposizioni del decreto legge 91/14, in tema di applicazione dei corrispettivi degli oneri generali di sistema per reti interne e sistemi efficienti di produzione e consumo; e che detta deliberazione prevede:

- al comma 3.1, che per i punti di prelievo in bassa tensione afferenti a SEU e SEESEU come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE, a valere dall’1 gennaio 2015, l’aliquota espressa in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, afferente alla componente tariffaria A3 è maggiorata di un importo definito annualmente dall’Autorità in sede di aggiornamento tariffario a valere dal 1 gennaio dell’anno di competenza;

- al comma 3.2, che l’Autorità pubblica annualmente le modalità per determinare la quota parte degli importi di cui al precedente punto, da destinare ai conti di cui al comma 70.14 del TIT;

- al comma 4.1, che, per i punti di prelievo in media tensione inclusi in SEU e SEESEU, come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE e nella titolarità di soggetti che non risultino inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, l’aliquota, espressa in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, afferente la componente tariffaria A3 è maggiorata su base annua di un importo fissato sulla base di una apposita formula;

- al comma 4.2, che l’aliquota da utilizzare ai fini della suddetta formula, nonché le modalità per determinare la quota parte degli importi di cui al precedente comma 4.1 da destinare ai conti di cui al comma 70.14 del TIT, sono definite annualmente dall’Autorità in sede di aggiornamento tariffario a valere dal 1 gennaio dell’anno di competenza.

• in relazione alla maggiorazione di cui al comma 3.1 della deliberazione 609/2014/R/eel, si evidenzia che:

- in sede di consultazione, detta maggiorazione è stata stimata in misura pari a 30-40 euro/anno;

- i punti di prelievo in bassa tensione afferenti a SEU e SEESEU, come individuati in base alla qualifica rilasciata dal GSE, escludono quelli afferenti ad ASSPC di potenza fino a 20 kW per i quali trova applicazione lo scambio sul posto e che, di conseguenza, sono punti di prelievo afferenti a clienti finali diversi dai domestici per i quali trovano applicazione le tariffe previste per le cosiddette altre utenze in bassa tensione con potenza impegnata superiore a 1,5 kW;

- i dati attualmente disponibili in relazione alla generazione distribuita non consentono di distinguere, in relazione alla bassa tensione, tra gli impianti installati presso clienti finali e gli impianti di pura produzione

non asserviti ad un consumo in sito; e che, pertanto, gli elementi desumibili da tali dati sono solo indicativi;

- non sono ancora disponibili le qualifiche di SEU e SEESEU che dovranno essere rilasciate dal GSE, il che (congiuntamente a quanto evidenziato nel precedente alinea) non consente di conoscere con precisione la numerosità dei punti di prelievo in bassa tensione interessati dal presente provvedimento;

• il comma 15.2, della deliberazione ARG/elt 242/10 prevede che i progetti pilota individuati ai sensi dell’articolo 10 della medesima deliberazione, in relazione all’erogazione del servizio di ricarica, oltre al prezzo relativo all’energia elettrica, applicano un corrispettivo non superiore al corrispettivo TSmax, il cui valore è fissato nella tabella 2, allegata alla medesima deliberazione;

• il corrispettivo di cui al precedente alinea è aggiornato dall’Autorità in concomitanza con gli aggiornamenti degli oneri generali di sistema e delle ulteriori componenti del settore elettrico;

• con le deliberazioni 610/2014/R/eel, 653/2014/R/eel e 655/2014/R/eel, l’Autorità ha aggiornato i corrispettivi per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per l’anno 2015, ivi compresi i punti di prelievo in bassa tensione per le ricariche dei veicoli elettrici;

• non si rilevano elementi di rilievo relativamente al fabbisogno degli altri conti di gestione del settore elettrico;

• il comma 9.1 del TIBEG prevede che gli ammontari di compensazione per i clienti del settore elettrico in stato di disagio economico e fisico (di seguito: bonus elettrico) e gli ammontari di compensazione per i clienti del settore gas in stato di disagio economico (di seguito: bonus gas) siano aggiornati, contestualmente all’aggiornamento delle condizioni economiche trimestrali per i clienti domestici in regime di tutela riferite al primo trimestre di ciascun anno;

• il comma 9.2, lettera a) del TIBEG prevede che l’aggiornamento del bonus elettrico sia effettuato applicando ai valori in vigore nell’anno precedente la variazione percentuale delle spesa media del cliente domestico tipo, con tariffa D2 e consumo pari a 2.700 kWh/anno, servito in maggior tutela, al netto degli oneri fiscali, registrata nei quattro trimestri antecedenti l’aggiornamento e fermo restando quanto disposto dall’articolo 2, comma 1, del decreto 28 dicembre 2007;

• con deliberazione 641/2013/R/com, l’Autorità ha aggiornato i valori del bonus elettrico con riferimento per anno 2014.

• con la deliberazione 467/2013/R/eel, l’Autorità ha previsto le modalità di prima applicazione delle agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia elettrica, relativo agli anni 2013 – 2014;

• con la deliberazione 467/2013/R/eel, l’Autorità ha altresì fissato le agevolazioni per il periodo 1 luglio 2013 – 31 dicembre 2013 da applicare ai punti di prelievo in media, alta e altissima tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica, come indicato nella Tabella 1 allegata al medesimo provvedimento;

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