Regolazione elettrica

L’Autorità ha pubblicato la delibera 184/2020/R/com con la quale ha adeguato la normativa di settore alle previsioni stabilite dall’art.1 comma 295 della Legge di bilancio 2020, disponendo la modifica della frase da riportare nell’allegato alla fattura recante importi prescrivibili, eliminando l’ipotesi di responsabilità del cliente. In data 27 luglio 2020 Acea Energia ha presentato ricorso al TAR Lombardia avverso la presente delibera sollevando l’illegittimità della stessa in quanto, riconducendo l’applicazione della prescrizione al mero decorrere del tempo, senza considerare eventuali comportamenti ostativi dei clienti finali, condurrebbe ad un’interpretazione non costituzionalmente orientata della Legge di bilancio 2020. Con sentenza del 14 giugno 2021 il TAR Lombardia ha accolto il ricorso con conseguente annullamento della delibera 184/2020/R/com sulla base dell’interpretazione secondo cui la Legge di Bilancio del 2020 ha inciso solo sulla durata del termine di prescrizione (biennale anziché quinquennale) senza tuttavia escludere l’operatività della disciplina generale codicistica in materia di prescrizione. Con il documento di consultazione 457/2021/R/com, al fine di dare attuazione alle disposizioni della Legge di bilancio 2020 e in ottemperanza alle sentenze n. 1441, 1444 e 1449 del 2021, l’Autorità è intervenuta al fine di rivedere gli obblighi informativi disposti dalla deliberazione 569/2018/R/com nei casi di fatturazione di importi relativi a consumi risalenti a più di due anni a favore dei clienti finali di piccola dimensione ritenuti meritevoli di tutela rafforzata.

Con delibera 603/2021/R/com l’Autorità ha modificato la deliberazione 569/2018/R/com in materia di fatturazione di importi riferiti a consumi risalenti a più di due anni in esito al DCO 457/21 per l'ottemperanza alle sentenze 14 giugno 2021, n. 1441, 1444 e 1449 del TAR Lombardia. Con tale delibera l’Autorità ha confermato l’obbligo del distributore di comunicare al venditore, attraverso PEC, contestualmente al dato di misura o di rettifica riferito a consumi risalenti a un periodo precedente di più di due anni, l’indicazione della presunta sussistenza o meno di cause ostative alla maturazione della prescrizione ai sensi della normativa primaria e generale di riferimento. Ha inoltre confermato la suddivisione degli obblighi informativi in capo al venditore nei confronti del cliente finale in base alla presenza o meno di importi in fattura per i quali sia eccepibile la prescrizione. L’Autorità ha inoltre previsto una fase transitoria, nelle more dell’implementazione dei flussi tra i diversi soggetti della filiera ed il SII, che prevede una trasmissione tra le parti delle medesime informazioni in modalità non automatizzata ma con tempistiche definite.

Con consultazione 330/2020/R/com l’ARERA ha preannunciato l’introduzione di un meccanismo volto a sterilizzare gli effetti negativi della prescrizione biennale ricadenti sui trader a discapito delle imprese di distribuzione inefficienti. Più in dettaglio, il meccanismo di compensazione che intende introdurre opererebbe esclusivamente nei casi in cui la prescrizione venga eccepita dal cliente in conseguenza di conguagli derivanti dall’insorgere di rettifiche tardive di dati di misura precedentemente comunicati dal distributore. In questi casi il trader verrebbe compensato non soltanto degli oneri di trasporto versati al DSO ma anche degli oneri sostenuti per l’acquisto della materia prima e del dispacciamento sulla base di un meccanismo di ristoro finanziato dai DSO meno efficienti nella messa a disposizione dei dati di misura che generano rettifiche tardive possibili oggetto di prescrizione.

Alla consultazione non ha ancora fatto seguito alcun provvedimento.

Facendo seguito al DCO 386/2021, l’Autorità ha pubblicato la delibera 604/2021/R/com con la quale ha previsto:

• un meccanismo di compensazione annuale per l’esercente la maggior tutela o l’utente del dispacciamento associato ad un punto di prelievo, prevedendo la possibilità di recuperare anche nella sessione annuale immediatamente successiva eventuali partite non recuperate nella sessione annuale di competenza;
• un meccanismo di responsabilizzazione delle imprese di distribuzione secondo cui a decorrere dall’anno 2023 ciascun distributore è tenuto a versare ogni anno una penale a CSEA per i ricalcoli fatturati nell’anno precedente derivanti da mancate raccolte delle misure effettive oppure da rettifiche di dati di misura effettivi precedentemente utilizzati, per la quota parte antecedente i 24 mesi dalla data di messa a disposizione del dato di misura effettivo o della rettifica.

In attuazione del DL Rilancio, è stata pubblicata la delibera 190/2020/R/eel in tema di riduzione delle tariffe per le utenze in bassa tensione usi non domestici. Con tale documento l’Autorità ha stabilito che:

• per i soli mesi di maggio, giugno e luglio, siano ridotte le tariffe di distribuzione misura e oneri generali (asos e arim) per le utenze BT altri usi;
• qualora siano già state emesse fatture per la competenza di maggio, eventuali conguagli spettanti in applicazione della delibera devono essere effettuati entro la seconda fatturazione successiva;
• per ciascun mese del periodo di riferimento, alle utenze BTA6 sia riconosciuto un rimborso qualora la potenza massima prelevata nel mese sia non superiore a 2,0 kW; tale rimborso viene riconosciuto dalle imprese distributrici alle imprese di vendita entro il 30 settembre 2020 e da queste ai clienti entro il 30 novembre 2020.

In attuazione del D.L. Sostegni con delibera 124/2021/R/EEL l’Autorità ha disposto la transitoria riduzione delle tariffe per le utenze in bassa tensione usi non domestici, per il periodo 1° aprile- 30 giugno 2021. Con tale documento l’Autorità ha stabilito che:

• per il periodo 1° aprile-30 giugno 2021, per le utenze BT altri usi (escluse l’illuminazione pubblica e i punti di ricarica di veicoli elettrici in luoghi accessibili al pubblico) è prevista la riduzione delle tariffe di distribuzione e misura e delle componenti a copertura oneri generali (asos e arim);
• per ciascun mese del periodo di riferimento, alle utenze BTA6 con potenza effettiva è riconosciuto un rimborso qualora la potenza massima prelevata nel mese sia non superiore a 2,0 kW. Le imprese distributrici provvederanno entro e non oltre il 30 settembre 2021 al versamento di tale rimborso alle imprese di vendita, le quali a loro volta provvederanno al riconoscimento ai clienti finali entro e non oltre il 30 novembre 2021;
• entro il 30 settembre 2021 le imprese distributrici invieranno alla Cassa le informazioni necessarie per la quantificazione dei minori incassi derivanti dalla riduzione delle componenti tariffarie a copertura dei costi dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica. Entro il 31 ottobre 2021 la Cassa provvede alle compensazioni;
• i fondi stanziati dallo Stato (600 milioni di euro) versati sul Conto emergenza COVID-19, per la quota eccedente le risorse necessarie all’erogazione delle compensazioni ai distributori, sono destinati alla riduzione delle aliquote tariffarie relative agli oneri generali;
• qualora, alla data di entrata in vigore del presente provvedimento, siano stati già emessi documenti di fatturazione per la competenza del mese di aprile, i conguagli devono essere effettuati entro la seconda fatturazione successiva.

In data 26 maggio è stato pubblicato il DL Sostegni bis che proroga fino a luglio 2021 la riduzione degli oneri sulle bollette per le Pmi. Successivamente, in attuazione dell’articolo 5, comma 1, del DL Sostegni Bis, l’Autorità ha pubblicato la delibera 279/2021/R/eel che ha prorogato le disposizioni già adottate con delibera 124/2021/R/eel disponendo per le utenze BT altri usi la riduzione fino al 31 luglio 2021 delle tariffe di distribuzione e misura e delle componenti a copertura degli oneri generali di sistema. Con delibera 278/2021/R/com l’Autorità ha conseguentemente ridimensionato gli oneri generali (Asos e Arim) per il trimestre luglio-settembre 2021.

In attuazione delle disposizioni dell’art. 3 del decreto-legge 130/2021 del 27 settembre 2021, l’Autorità ha pubblicato la delibera 396/2021/R/com con la quale ha disposto:

• l’annullamento, per il trimestre ottobre-dicembre 2021, delle aliquote delle componenti tariffarie ASOS e ARIM per tutte le utenze domestiche e non domestiche in BT con potenza disponibile fino a 16,5 kW;
• l’introduzione di un bonus sociale integrativo con riferimento al periodo di competenza delle fatturazioni compreso tra il 1° ottobre e il 31 dicembre 2021.

Con la delibera 349/2021/R/eel è previsto l’incremento, con riferimento all’anno 2021, delle franchigie entro le quali non si attivano le penalità per ritardi rispetto alle previsioni di messa in servizio, senza però sospendere completamente tali penalità come effettuato nel 2020 (la franchigia passa dal 95% al 90% per le imprese che hanno avviato il PMS2 negli anni precedenti al 2021).

Al fine di limitare gli effetti dell’aumento dei prezzi della materia prima gas/elettrica nell’ultimo trimestre del 2021 in data 27 settembre è stato pubblicato in GU il decreto-legge 130/2021 (c.d. Decreto Bollette) che, relativamente al settore del gas naturale, ha ridotto l’aliquota IVA al 5% per le somministrazioni di gas metano usato per combustione per gli usi civili e industriali relativamente alle fatture emesse per i consumi stimati o effettivi dei mesi di ottobre, novembre e dicembre 2021. Relativamente al settore dell’energia elettrica, per il quarto trimestre dell’anno 2021 il DL Bollette ha ridotto gli oneri generali di sistema per tutte le utenze elettriche, in particolare ha annullato gli oneri generali per le utenze domestiche e non domestiche in BT con potenza disponibile fino a 16,5 Kw. In seguito, l’Autorità ha pubblicato la delibera 396/2021/R/com con cui ha dato attuazione alle disposizioni del DL Bollette. In particolare, l’Autorità, in relazione al settore elettrico, ha annullato con riferimento all’ultimo trimestre dell’anno 2021, le aliquote delle componenti tariffarie Asos e Arim per tutte le utenze domestiche e altri usi in BT con potenza disponibile fino a 16,5 kW. Il medesimo provvedimento, per il settore del gas naturale, ha annullato, per i mesi di ottobre, novembre e dicembre 2021, le aliquote delle componenti tariffarie RE, RET, GS e GST.

La delibera 396/2021/R/com ha introdotto inoltre un bonus sociale integrativo con riferimento al periodo di competenza delle fatturazioni compreso tra il 1° ottobre e il 31 dicembre 2021.

Come disposto dal decreto-legge 124/19, l’ARERA ha pubblicato la delibera 63/2021/R/com, successivamente integrata dalla 257/2021/R/com, che ha disciplinato la nuova modalità di erogazione del bonus economico a partire dal 2021. La nuova disciplina, seguita ad una serie di Focus Group e consultazioni volute da ARERA, permette al cliente finale in condizioni disagiate di ricevere automaticamente lo sconto in bolletta senza doverne fare apposita richiesta.

Il nuovo processo di erogazione del bonus prevede un ruolo centrale per INPS, che deve individuare i soggetti destinatari dell’agevolazione, e del SII, il cui ruolo principale è quello di individuare la fornitura da agevolare e garantire l’unicità dell’agevolazione per nucleo familiare e per anno di competenza.

Con una serie di altri provvedimenti, l’Autorità ha inoltre provveduto a disciplinare l’erogazione dei ratei di bonus residui di competenza 2020 e l’erogazione del recupero dei ratei dovuti per i primi mesi del 2021 ma ancora non corrisposti in quanto la nuova disciplina è entrata in vigore solo dal 1° luglio 2021 per gli operatori della vendita.

Al fine di minimizzare gli incrementi della spesa per la fornitura previsti nel quarto trimestre dell’anno, con la successiva delibera 396/2021/R/com è stato introdotto un bonus sociale integrativo con riferimento al periodo di competenza delle fatturazioni compreso tra il 1° ottobre e il 31 dicembre 2021.

Con delibera 135/2021/R/eel l’Autorità ha introdotto la facoltà di scelta della controparte commerciale in fase di voltura contrattuale, previa pubblicazione del documento di consultazione 586/2020/R/eel. Tali disposizioni trovano applicazione a decorrere dal 30 ottobre 2021 (delibera 360/2021/R/eel), mentre, con riferimento alle richieste di voltura su un punto di prelievo associato al servizio a tutele graduali già dal 1° luglio 2021 sarà possibile scegliere la controparte commerciale.

Resta fermo che in caso di rifiuto il cliente rimane libero di rivolgersi ad altro venditore del mercato libero o all’esercente il servizio di ultima istanza, nei confronti del quale permane l’obbligo di accettazione della voltura.

L’Autorità ha pubblicato la delibera 360/2021/R/eel con la quale ha, inoltre, previsto che nel caso di voltura con cambio fornitore, la preesistente controparte commerciale ha l’obbligo di comunicare al preesistente cliente finale titolare del contratto di fornitura la cessazione del contratto specificandone la motivazione

Con la delibera 449/2020/R/eel l’Autorità ha modificato la regolazione delle perdite di rete per il triennio 2019-2021:

• riducendo il fattore di perdita commerciale riconosciuto in BT che per Areti passa dal 2% all’1,83% a valere dalla perequazione di competenza 2019 e, di conseguenza, la percentuale di perdita standard da applicare ai prelievi dei clienti finali in BT che, dal 1° gennaio 2021, passa dal 10,4% al 10,2%;
• riconoscendo ai DSO, per il triennio 2019-2021, un ammontare di perequazione pari al minimo tra il valore ottenuto valorizzando l’energia oggetto di perdite con il prezzo di cessione agli esercenti la maggior tutela (PAU) differenziato per mese e per fascia e quello ottenuto dal PAU medio annuo;
• non introduce per i DSO il percorso di ulteriore efficientamento delle perdite commerciali, diversamente da quanto anticipato in consultazione;
• introduce un meccanismo di riconoscimento dei prelievi fraudolenti non recuperabili su istanza delle imprese - da presentare nel 2022 con riferimento al triennio 2019-2021 - previa verifica della sussistenza dei seguenti requisiti:
  • il risultato complessivo della perequazione nel triennio 2019 - 2021 deve essere a debito dell’impresa;
  • la condizione di cui al punto precedente deve essere aggravata da prelievi fraudolenti non recuperabili riconducibili alle seguenti fattispecie:
    1. casi per i quali l’interruzione della fornitura può determinare problemi di ordine pubblico o mettere a rischio le persone presenti in loco e il personale operativo incaricato di eseguire il distacco e per i quali sussiste formale denuncia alle autorità competenti;
    2. casi di stabili occupati abusivamente per i quali sussistono atti di autorità pubbliche che impediscono l’interruzione della fornitura.
  • qualora i prelievi fraudolenti risultino in parte stimati, occorre specificare i criteri di stima adottati, giustificarne la validità e i risultati tramite misurazioni – per un periodo di almeno 6 mesi - su un campione rappresentativo del 10% dei prelievi oggetto di stima;
  • fissa un cap all’importo riconoscibile all’impresa pari all’azzeramento della penalità complessiva sul triennio 2019-2021.

Con il Testo Integrato della regolazione output-based in vigore dal 1° gennaio 2020, l’Autorità ha introdotto la possibilità per i DSO di presentare esperimenti regolatori per il miglioramento della qualità del servizio in ambiti particolarmente critici. Peculiarità di tali esperimenti è la sospensione delle penali per il periodo di sperimentazione e la loro mancata applicazione retroattiva in caso di raggiungimento dei livelli obiettivo degli indicatori di numero e di durata delle interruzioni senza preavviso, fissati dalla normativa vigente.

In tale contesto, Areti ha presentato la propria proposta, declinando un percorso di miglioramento degli indicatori di qualità tecnica differente da quello definito dalla regolazione ordinaria. Tale proposta è stata approvata dall’Autorità con determina 20/2020 del 20 novembre 2020.

In estrema sintesi, il provvedimento rimanda al 2024 il calcolo dei premi e delle penali per l’intero quadriennio 2020-2023 e prevede l’attivazione di un meccanismo di premialità aggiuntivo in caso di raggiungimento del target proposto al 2023 e di conseguimento di livelli annuali effettivi migliori rispetto a quelli proposti nella sperimentazione. Due precisazioni:

• il premio complessivamente ottenuto non può essere maggiore di quello conseguibile a regolazione ordinaria;
• in caso di mancato raggiungimento dell’impegno di miglioramento indicato, Areti dovrà versare le eventuali penali che avrebbe conseguito nel quadriennio, in assenza della deroga.

Quanto alla competenza 2019, sono stati resi noti con delibera 462/2020/R/eel i risultati nazionali di continuità del servizio che hanno confermato per Areti una penalità di € 5,4 milioni.

È stato approvato con delibera 500/2020/R/eel il Piano di Resilienza 2020-2022 inviato da Areti il 30 giugno 2020, inclusivo della consuntivazione degli interventi conclusi nel 2019: per gli interventi già precedentemente inseriti nel piano 2019-2021 e non ancor conclusi sono state confermate le date di completamento, senza tenere in considerazione gli effetti ritardanti legati alla situazione emergenziale in corso.

Inoltre, con delibera 563/2020/R/eel è stato riconosciuto alla Società il premio di circa € 3,1 milioni con riferimento agli interventi completati nel 2019.

Con delibera 536/2021 l’Autorità ha stabilito quali sono gli interventi di incremento della resilienza sulle reti di distribuzione eleggibili a premio e/o a penalità, relativi al piano 2021-2023, nel quadro del meccanismo incentivante definito nel TIQE (per Areti 47 interventi su 56 risultano eleggibili a premio/penalità e 9 a penalità). Inoltre, con delibera 537/2021/R/EEL sono stati determinati i premi e le penalità relativi agli interventi di incremento della resilienza della rete di distribuzione dell'energia elettrica conclusi nel 2020 (per Areti l’importo della premialità di resilienza 2020 è pari a € 5.278.960,80 che CSEA ha versato alla Società entro la fine del 2021).

Il 14 luglio 2020 è stata pubblicata la delibera 270/2020/R/efr contenente le nuove regole di definizione del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti dai DSO con riferimento agli obblighi derivanti dal meccanismo dei titoli di efficienza energetica. Il provvedimento conferma il valore del cap al contributo tariffario pari a 250 euro/Tee e introduce, a partire dal corrente anno d’obbligo, un corrispettivo addizionale a tale contributo, da riconoscere a ciascun distributore per ogni Tee utilizzato per ottemperare ai propri obblighi. Da un lato, l’ARERA ribadisce che ritiene il cap uno strumento necessario per limitare le variazioni dei prezzi di mercato, dall’altro, ritiene opportuno prevedere un corrispettivo addizionale a sostegno dei distributori alla luce delle perdite economiche che sono costretti a sostenere per via della scarsità di Tee disponibili. Areti in data 13 ottobre 2020 ha presentato ricorso per l’annullamento della delibera.

La delibera ha, inoltre, introdotto la possibilità di richiedere a CSEA il corrispettivo straordinario in acconto pari al 18% dell’obiettivo specifico per l’anno d’obbligo 2019, al fine di finanziare i distributori che avendo già acquisito Tee a inizio periodo, hanno poi subito gli effetti negativi delle proroghe della data di conclusione dell'anno d'obbligo disposte dal DL Rilancio (30 novembre 2020). Areti ha presentato istanza il 31 agosto 2020.

A dicembre 2020, la delibera 550/2020/R/efr ha confermato il valore di 250 €/Tee per il contributo tariffario riconosciuto per l'anno d'obbligo 2019 e fissato a 4,49 €/Tee il valore del corrispettivo addizionale.

Alla luce dei prezzi in continuo rialzo anche nel corso del primo trimestre del 2021, le principali associazioni di settore hanno provveduto ad inviare una lettera al Mite al fine di sollecitare l’adozione di misure urgenti, in particolare la correzione sull’anno in corso ed il ristoro degli extra costi.

In data 31 maggio 2021 è stato pubblicato in GU il decreto del ministero della Transizione ecologica recante “Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che possono   essere   perseguiti   dalle   imprese   di distribuzione dell'energia elettrica e del gas per gli anni 2021-2024 (cd. certificati bianchi)”. Il decreto ha prorogato la scadenza dell'anno d'obbligo 2020 al 16 luglio 2021 e successivamente l’Autorità ha pubblicato la Determina 6/2021 - DMRT con cui ha determinato gli obblighi di risparmio di energia primaria in capo ai distributori di energia elettrica e di gas naturale per l'anno d'obbligo 2020, prevedendo per Areti un obbligo pari a 54.848 certificati bianchi.

Il 3 agosto 2021con la delibera 358/2021/R/efr l’Autorità conferma il cap a 250 €/Tee e il corrispettivo addizionale unitario a 10 €/Tee. In considerazione della proroga del termine dell’anno d’obbligo 2020 al 16 luglio 2021 e dell’incertezza normativa ancora in essere in prossimità di tale scadenza, l’Autorità ha pubblicato la delibera 547/2021/R/efr con la quale ha confermato gli intendimenti illustrati nel DCO 359/2021/R/efr. In particolare, l’Autorità ha stabilito che ai distributori di energia elettrica e gas naturale sia riconosciuta una componente addizionale eccezionale pari a 7,26 €/TEE per ciascun titolo consegnato in occasione del termine dell’anno d’obbligo 2020, a valere sull’obiettivo specifico a proprio carico per tale anno d’obbligo e sulle eventuali quote residue degli obiettivi per gli anni d’obbligo 2018 e 2019, non oltre il raggiungimento del proprio obiettivo specifico aggiornato. La componente eccezionale è stata prevista a copertura degli extracosti sostenuti dagli operatori per il difficoltoso approvvigionamento dei TEE necessari agli obiettivi in scadenza.

L’Autorità ha pubblicato la determina 16/2021 – DMRT con la quale ha definito l’obbligo TEE 2021 per Areti che ammonta a 16.580 TEE.

Con delibera 461/2020/R/eel del 17 novembre 2020 l’Autorità ha introdotto il meccanismo di reintegro dei crediti afferenti i servizi a rete altrimenti non recuperabili da parte dei DSO, che ha consentito l’incasso da parte di Areti di un acconto pari al 50% entro fine 2020 ed il saldo del reintegro entro il 31 agosto 2021.

Con la delibera 614/2021/R/com, a valle di un processo consultivo nel secondo semestre del 2021, l’Autorità ha aggiornato i criteri per la determinazione e l’aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas per il periodo 2022-2027, fissandolo per la distribuzione e misura energia elettrica al 5,2%.

Contestualmente ARERA ha pubblicato il documento per la consultazione 615/2021/R/com recante le “Linee guida per lo sviluppo della regolazione ROSS-base da applicare a tutti i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas” nel quale descrive l’approccio metodologico che intende seguire nello sviluppo di sistemi ROSS (Regolazione per Obiettivi di Spesa e di Servizio) per la regolazione tariffaria dei servizi infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas. La metodologia ROSS andrà a sostituire l’attuale approccio regolatorio che prevede il riconoscimento separato dei costi operativi e quelli di capitale, a favore di un sistema basato sul concetto di “spesa totale di riferimento”, sull’applicazione di coefficienti di ripartizione (sharing) dell’efficienza totale e sull’applicazione di tassi di capitalizzazione fissati dal regolatore. Tale nuovo approccio è attualmente ancora all’inizio della fase consultiva.

Nel mese di dicembre 2021, inoltre, sono state resi noti gli aggiornamenti delle tariffe obbligatorie di trasmissione, distribuzione e misura per l’anno 2022, oltre alle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione.

Con delibera 261/2020/R/eel sono state introdotte modifiche alla disciplina del codice di rete con applicazione a partire da gennaio 2021.

Le principali disposizioni introdotte riguardano la riduzione a 4 mesi dell’esposizione dei DSO tramite la contrazione delle tempistiche di risoluzione contrattuale e, conseguentemente, l’ammontare delle garanzie a carico dei venditori.

A seguito delle richieste di chiarimento inviate dagli operatori agli uffici dell’Autorità circa le corrette modalità di applicazione della nuova disciplina, è stato pubblicato un successivo provvedimento 490/2020/R/eel che ha introdotto, per i trader con rating creditizio, l’obbligo di presentare una garanzia integrativa in forma tradizionale nei casi di aumento rilevante dei punti di prelievo serviti, limitatamente ai nuovi POD (c.d. GARnewPOD). Con successivo ulteriore provvedimento 583/2020/R/eel, l’ARERA ha inoltre stabilito che nei casi di inadempimento del trader, qualora la garanzia tradizionale GARnewPOD non risulti capiente rispetto all’esposizione debitoria del trader, il DSO è tenuto a procedere, contestualmente all’escussione, alla richiesta di reintegro della garanzia da effettuarsi entro i successivi 7 giorni lavorativi, nonché a una nuova diffida ad adempiere alla corresponsione degli importi dovuti entro i successivi 7 giorni lavorativi, solo decorsi i quali, in assenza di reintegro e contestuale completa corresponsione degli importi dovuti, il contratto di trasporto può intendersi risolto.

In seguito, l’Autorità ha pubblicato la delibera 81/2021/R/com con la quale modifica ulteriormente, rispetto ai precedenti provvedimenti (delibera 116/2020/R/COM, delibera 248/2020/R/COM, delibera 261/2020/R/EEL e delibera 490/2020/R/EEL), le condizioni generali del contratto di trasporto con riferimento alle garanzie da versare ai distributori. In particolare, con la presente delibera viene disposta:

• la proroga della deroga riconosciuta al rating creditizio ammissibile in caso di downgrade dovuto alla situazione sanitaria per ulteriori 12 mesi dalla conferma del giudizio;
• l’estensione delle fideiussioni assicurative ammissibili anche a quelle emesse da istituti controllati da società che dispongono del rating richiesto, ai sensi dell’art. 2359, commi 1 e 2, del Codice civile.

L’Autorità ha pubblicato la delibera 32/2021/R/eel con la quale approva il meccanismo di riconoscimento per i venditori degli oneri generali non riscossi dai clienti finali e già versati alle imprese distributrici, che fa seguito al precedente DCO 445/2020/R/eel.

Il medesimo provvedimento conferma inoltre, come già disposto con delibera 109/2017, che la garanzia che l’utente del trasporto è tenuto a prestare all’impresa distributrice a copertura dell’obbligo di pagamento degli OGdS continui a essere dimensionata a un valore che rappresenta la miglior stima degli importi normalmente riscossi dagli operatori, ovvero che le imprese distributrici riducano l’ammontare GAR definito ai sensi del paragrafo 2.7 dell’Allegato B alla deliberazione 268/2015/R/EEL e l’importo massimo della garanzia, funzionale alle disposizioni di cui al paragrafo 3.3 del medesimo Allegato B, di una percentuale pari a 4,9% da applicare alla quota parte dell’ammontare GAR relativa ai soli Oneri Generali di Sistema. Tale valore sarà aggiornato con cadenza biennale dall’Autorità in base all’andamento del valore dell’unpaid ratio nelle zone del Paese in cui la morosità si attesta su livelli mediamente più elevati.

Con delibera 123/2021/R/com l’Autorità ha aggiornato le tariffe degli oneri generali del settore elettrico, annunciando il trasferimento della componente Asos da GSE a CSEA, da destinare al Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate (di cui al comma 41.1, lettera b), del TIT). Il trasferimento delle responsabilità di esazione della componete Asos a CSEA, a decorrere dal 1° luglio 2021, è stato ufficialmente definito con delibera 231/2021/R/eel.

Il 30 giugno 2021 l’Autorità ha pubblicato la delibera 278/2021/R/com con la quale ha aggiornato le componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico e del settore gas.

Il documento di consultazione 380/2021/R/eel propone un meccanismo unificato che coordini il reintegro alle imprese distributrici degli oneri generali di sistema e degli oneri di rete non riscossi e non altrimenti recuperabili e che incentivi l’efficienza nel recupero del credito.

In attuazione delle disposizioni dell’art. 3 del decreto-legge 130/2021, con delibera 396/2021/R/com l’Autorità ha disposto l’annullamento, per il trimestre ottobre-dicembre 2021, delle aliquote delle componenti tariffarie ASOS e ARIM per tutte le utenze domestiche e non domestiche in BT con potenza disponibile fino a 16,5 kW.

Si informa inoltre che, tra gli eventi successivi, si evidenzia la pubblicazione della delibera 35/2022/R/eel con la quale l’ARERA dà attuazione alle disposizioni di cui all’articolo 14 del decreto Sostegni-ter, annullando per il I° trimestre 2022 le aliquote vigenti delle componenti tariffarie ASOS e ARIM per tutte le utenze con vigenza dal 1° gennaio 2022, rettificando quanto già disposto dalla deliberazione 635/2021/R/com.

L’Autorità ha anche specificato che: (i) se alla data di entrata in vigore del provvedimento di azzeramento degli oneri per le imprese oltre i 16,5 kW di potenza fossero state già emesse dai venditori fatture relative alla fornitura di energia elettrica riferite al periodo 1° gennaio-31 marzo 2022, i conguagli spettanti dovranno essere effettuati entro la seconda bolletta successiva; e (ii) se l'offerta commerciale sottoscritta dal cliente non prevedesse l'applicazione diretta delle componenti degli oneri generali (ASOS e ARIM), ciascun venditore dovrà garantire al cliente una riduzione della spesa pari alla differenza tra i valori delle aliquote degli oneri senza e con azzeramento.

Con la delibera 541/2020/R/eel l’Autorità ha avviato una sperimentazione nazionale rivolta ai clienti BT, finalizzata a facilitare l'installazione di ricariche e-car in ambito privato.

L’adesione è volontaria e gratuita e l’accesso è subordinato al rispetto di alcune condizioni:

• deve trattarsi di un cliente BT con potenza contrattualmente impegnata non superiore a 4,5 kW e non inferiore a 2 kW;
• il POD deve essere dotato di misuratore telegestito 1G o 2G. In questo secondo caso, le fasce multiorarie eventualmente impostate dal venditore devono consentire l’identificazione dei prelievi effettuati in fascia notturna e festiva;
• al misuratore deve essere elettricamente connesso un dispositivo di ricarica almeno in grado di:

misurare e registrare la potenza attiva di ricarica e trasmettere tale dato ad un soggetto esterno (es. un aggregatore);

ridurre/incrementare o ripristinare la potenza massima di ricarica.

• il cliente deve fornire il proprio consenso a verifiche e controlli anche presso la propria abitazione ed è tenuto a comunicare tempestivamente ogni variazione impiantistica o contrattuale intervenuta durante la sperimentazione.

L’applicazione della sperimentazione decorre dal 1° luglio 2020 e dura fino al 31 dicembre 2023.

Infine, in ambito mobilità elettrica pubblica, si segnala il documento di consultazione 201/2020/R/eel con il quale l’Autorità ha dato una prima attuazione al decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 30 gennaio 2020, illustrando i propri primi orientamenti in materia di partecipazione dei veicoli elettrici al Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), per il tramite delle infrastrutture di ricarica dotate di tecnologia vehicle to grid.

La Delibera 352/2021/R/eel avvia una sperimentazione delle soluzioni regolatorie più appropriate per l'approvvigionamento dei servizi ancillari locali predisposti dai gestori della distribuzione e per la relativa remunerazione. La sperimentazione tiene conto delle definizioni e dei principi generali già presenti nel quadro normativo europeo e serve anche al fine di raccogliere informazioni utili per possibili contributi al dibattito europeo.

ARERA ha pubblicato la delibera 105/2021/R/eel con la quale modifica il requisito R-4.01 dell’allegato A alla delibera 87/2016 precisando che, nel caso di misuratori di seconda generazione installati su punti di prelievo già dotati di precedente misuratore, tra le informazioni visualizzabili sul display devono risultare le letture dei totalizzatori del mese precedente alla sostituzione, per un periodo di 26 mesi e 15 giorni a partire dalla sostituzione. La precedente versione della normativa prevedeva “almeno” 26 mesi e 15 giorni. Tale modifica è stata implementata, anche con riferimento ai sistemi 2G già in servizio, entro il 30 luglio 2021.

Con la delibera 568/2019 di dicembre 2019, l’Autorità ha introdotto con decorrenza 2022 una regolazione tariffaria delle immissioni di energia reattiva da parte dei clienti finali e delle imprese distributrici per tutti i livelli di tensione. L’Autorità ha pubblicato la determina 2/2021 – DIEU con la quale ha stabilito che ciascuna impresa distributrice direttamente connessa alla rete di trasmissione nazionale in alta o altissima tensione trasmetta all’Autorità - entro il 30 giugno 2021 - informazioni quantitative inerenti ai volumi di energia reattiva, la tipologia e l’ammontare economico annuo degli interventi realizzati a partire dal 2017 e di quelli pianificati entro il 2024 al fine di controllare la tensione e di gestire le immissioni e i prelievi di energia reattiva con la rete di trasmissione. Inoltre, l’Autorità attende da parte di Terna e le imprese distributrici una relazione congiunta sugli esiti delle attività di coordinamento della pianificazione degli interventi per il controllo della tensione e la gestione degli scambi di energia reattiva entro il 31 ottobre 2021.

A dicembre 2021, ARERA ha inoltre pubblicato un documento di consultazione (515/2021) nel quale ipotizza il posticipo dell’applicazione dei corrispettivi per la reattiva immessa da luglio 2022 e nella sola fascia F3 in una fase di breve termine ed una regolazione per aggregati di aree con eventuale applicazione di deroghe per la fase di medio termine (dal 2023 o dal 2024). La consultazione è tutt’ora in corso.

L’Autorità ha pubblicato la delibera 109/2021/R/eel - che fa seguito al documento di consultazione 345/2019 - con la quale definisce le modalità di erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell'energia elettrica prelevata per i consumi relativi ai servizi ausiliari di generazione e nel caso dell'energia elettrica prelevata e successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo. L’obiettivo prioritario del provvedimento è quello di uniformare la regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete ed estendere la predetta regolazione ai casi, più complessi, in cui i prelievi di energia elettrica per il tramite del medesimo punto di connessione non siano destinati solo ai sistemi di accumulo e/o ai servizi ausiliari di generazione, ma anche a ulteriori carichi distinti da essi. La delibera ha stabilito che dal 1° gennaio 2022, su istanza del produttore, l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete sia trattata come energia elettrica immessa negativa ai fini dell’accesso ai servizi di trasporto, distribuzione e dispacciamento.

Il Comunicato dell’Autorità del 28 luglio 2021 anticipa una revisione delle tempistiche definite dalla Delibera 109/2021/R/eel ed il posticipo dell’applicazione.

L’ARERA ha pubblicato la Delibera 560/2021/R/EEL con la quale ha posticipato al 1° gennaio 2023, anziché al 1° gennaio 2022, l’applicazione della disciplina dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per gli accumuli elettrochimici di cui alla Delibera 109/2021/R/EEL, dando seguito al comunicato del 28 luglio 2021.

Il differimento è motivato dalla mancata definizione da parte di Terna dell’Allegato al Codice di rete recante i principi, i criteri e le modalità di calcolo degli algoritmi funzionali alla quantificazione dell’energia elettrica prelevata ai fini della successiva immissione in rete (al momento in consultazione), che Terna dovrà pubblicare entro il 28 febbraio 2022.

Si segnala tra gli eventi successivi il documento di consultazione DCO 45/2022/R/eel dell’8 febbraio 2022 relativo al Servizio a tutele graduali per le microimprese del settore dell’energia elettrica di cui all’art. 1, comma 60 della Legge n. 124/17. Il documento illustra gli orientamenti dell’ARERA con riferimento alla regolazione e alle modalità di affidamento del servizio a tutele graduali destinato alle microimprese in vigore da gennaio 2023.