Regolazione Elettrica

La Legge di Bilancio 2018, all’articolo 1, commi 4-10, ha introdotto la prescrizione biennale nei contratti di fornitura di energia elettrica prevedendo inizialmente che la stessa non potesse essere riconosciuta al cliente finale nel caso in cui la mancata o erronea rilevazione dei dati di misura fosse a questi imputabile. Il comma 295 dell’articolo 1 della Legge di Bilancio 2020 ha rimosso tale fattispecie, prevedendo il riconoscimento della prescrizione biennale anche nei casi di accertata responsabilità del cliente, introducendo di fatto una responsabilità oggettiva in capo agli operatori della filiera elettrica e, in particolare, al distributore in qualità di esercente il servizio di misura, pur in assenza di responsabilità o inefficienza del suo operato. Con deliberazione 184/2020/R/com, l’ARERA ha recepito quanto disposto dalla Legge di Bilancio 2020 proprio con riferimento all’eliminazione dalle casistiche di esclusione della prescrizione biennale dei casi in cui la mancata o erronea rilevazione dei dati di misura dell’energia derivi da accertata responsabilità del cliente finale. In data 27 luglio 2020 areti e Acea Energia hanno presentato ricorso al TAR per l’annullamento della delibera184/2020/R/com, ricorso accolto con conseguente annullamento della delibera impugnata 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 delibera 603/2021 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 e il SII, che prevede una trasmissione tra le parti delle medesime informazioni in modalità non automatizzata ma con tempistiche definite.

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 a 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.

Successivamente il TAR ha sospeso con Ordinanza cautelare la delibera ARERA n. 603/2021 limitatamente all’art. 6.4 dell’Allegato alla delibera, ossia alla disciplina transitoria che impone al distributore di rispondere entro 7 giorni. Con ordinanza n. 4568/2022 dello scorso 13 ottobre 2022, il Tribunale di Bologna ha chiarito che le PMI e le imprese di grandi dimensioni sono escluse dal novero dei soggetti a cui si applica la prescrizione biennale delle bollette di energia elettrica e gas.

Si evidenzia che l’Autorità ha pubblicato la delibera 86/2023/C/com con la quale ha deciso di ricorrere al Consiglio di Stato contro le sentenze del TAR Lombardia in tema di annullamento degli obblighi comunicativi imposti ai distributori in relazione alla prescrizione biennale delle bollette ai sensi degli artt. 5 (“Obblighi di comunicazione del distributore”) e 6.4 (“Norme transitorie”) dell’Allegato A alla delibera 603/2021 e l’art. 9 della delibera 604/2021. Secondo l’Autorità sussistono i presupposti per proporre appello avverso le richiamate sentenze del TAR Lombardia in quanto si basano su un’erronea interpretazione degli elementi di fatto e di diritto rilevanti.

Facendo seguito agli interventi messi in atto per tutto il 2022 al fine di limitare gli effetti dell’aumento dei prezzi della materia prima gas/elettrica, con la Legge di Bilancio 2023 il Governo ha disposto per il primo trimestre 2023:

• l’azzeramento delle componenti degli oneri generali di sistema per il settore elettrico a tutti i clienti domestici e ai non domestici con potenza disponibile fino a 16,5 kW, e per il gas alla generalità degli utenti (delibera ARERA 735/2022/R/com);
• la proroga dell’aliquota IVA ridotta al 5% per le somministrazioni di energia termica prodotta con gas metano in esecuzione di un contratto servizio energia;
• il potenziamento dei bonus sociali luce e gas ampliando la fascia dei beneficiari ammessi innalzando la soglia ISEE di accesso a € 15.000 (dai precedenti 12.000, con una soglia sempre a € 20.000 per le famiglie numerose) e rideterminando il valore del contributo in considerazione del valore dell’ISEE con l’intento di garantire maggiori risparmi ai nuclei famigliari più in difficoltà massimizzando le risorse a sua disposizione (delibere ARERA 13/2023/R/com e 23/2023/R/com);

Il Governo ha inoltre confermato e rafforzato il credito di imposta a favore delle imprese non energivore e non gasivore per le spese relative all’energia e al gas sostenute nel primo trimestre 2023, mantenendo l’obbligo del calcolo da parte dell’impresa venditrice qualora il cliente ne facesse richiesta (delibera ARERA 76/2023/R/com).

La stessa Legge di Bilancio ha inoltre istituito per il 2023 un “contributo di solidarietà” temporaneo del 50% sul reddito 2022 che eccede per almeno il 10% la media dei redditi complessivi conseguiti nel periodo 2018-2021. È previsto che l’ammontare del contributo non possa superare il 25% del patrimonio netto alla data di chiusura dell’esercizio antecedente a quello in corso al 1° gennaio 2022. La tassa sugli extraprofitti si applicherà alle società che generano almeno il 75% dei loro ricavi da attività nei settori della produzione e rivendita di energia, gas e prodotti petroliferi.

In attuazione di quanto disposto dal D.L. 34/2023 (Decreto aiuti-quinquies), ARERA, con la successiva delibera 134/2023/R/com, ha riattivato gli oneri generali di sistema per tutti i clienti elettrici, comprese le utenze domestiche, definendo le aliquote delle componenti tariffarie Asos e Arim a un livello coerente con le previsioni di fabbisogno 2023 dei rispettivi conti di gestione. Per il settore gas è stato invece confermato l’azzeramento degli oneri per la generalità dei clienti gas ma è stato ridotto il valore dell’aliquota negativa dell’elemento UG2c; tale aliquota è quindi stata annullata dal mese di maggio 2023. ARERA ha inoltre confermato la riduzione Iva sulla gestione calore, sul teleriscaldamento e sul gas al 5%.

Relativamente al bonus sociale, per il periodo di competenza compreso tra il 1° aprile e il 30 giugno 2023, è confermata l’applicazione dei bonus sociali integrativi (c.d. “CCI” introdotto a partire dall’ultimo trimestre 2021) i cui ammontari sono differenziati tra le diverse classi di titolari di bonus sociale. Inoltre, secondo quanto previsto dal D.L. del 30 marzo, dal 1° aprile 2023 e fino al 31 dicembre 2023 sale a € 30.000 la soglia per le famiglie numerose con 4 o più figli a carico (intervento attuato con la delibera 194/2023/R/com).

ARERA, inoltre, con le delibere 153/2023/R/com, ha dato attuazione alle disposizioni del d.P.C.M. 15 marzo 2023 prevedendo l’erogazione di un contributo una tantum, per punto di prelievo, ai percettori di bonus per disagio fisico alla data del 31 dicembre 2022 con forniture elettriche con livelli di potenza uguale o superiori a 3,5 kW e consumi nelle fasce media (fra 600 e 1.200 kWh) e massima (oltre 1.200 kWh).

Il Governo ha anche ridotto ma confermato il credito di imposta a favore delle imprese non energivore e non gasivore per le spese relative all’energia e al gas sostenute nel secondo trimestre 2023, mantenendo l’obbligo del calcolo da parte dell’impresa venditrice qualora il cliente ne facesse richiesta (delibera ARERA 259/2023/R/com).

Per il terzo trimestre 2023, in attuazione di quanto previsto dal D.L. 28 giugno 2023, n. 79 (decreto Aiuti-sexies), ARERA ha confermato gli interventi del trimestre precedente; in particolare, con la delibera 297/2023/R/com è stato confermato il rafforzamento del bonus sociale per le famiglie numerose, intervento che si affianca a quelli relativi al gas con l’azzeramento degli oneri generali e la riduzione Iva al 5%.

Non è stata invece confermato il credito d’imposta previsto per le attività produttive non energivore e non gasivore.

Tutte le misure previste nel terzo trimestre 2023 sono state confermate da ARERA anche per l’ultimo periodo dell’anno. In particolare, con la delibera 429/2023/R/com, come previsto dal D.L. Bollette-Energia, ARERA ha introdotto un nuovo contributo straordinario alle spese di riscaldamento per i mesi di ottobre, novembre e dicembre 2023. Tale contributo straordinario, crescente con il numero di componenti del nucleo familiare, è relativo alle spese di riscaldamento per l’ultimo trimestre del 2023.

A seguito degli eccezionali eventi meteorologici verificatisi nel mese di maggio 2023 in Emilia-Romagna, ARERA ha disposto urgentemente, con la delibera 216/2023/R/com, la sospensione dei pagamenti delle fatture emesse o da emettere con scadenza a partire dal 1° maggio 2023 e quindi il blocco della disciplina delle sospensioni per morosità, anche nel caso di morosità verificatesi precedentemente alla medesima data del 1° maggio 2023.

Con la successiva delibera 267/2023/R/com, ARERA ha meglio specificato che il periodo di sospensione a favore delle utenze site nelle località danneggiate (allegato 1 al D.L. 61/23) è pari 4 mesi ossia dal 1° maggio 2023 e fino al 31 agosto 2023 e ha previsto la rateizzazione automatica, in 12 rate, per tali importi.

A favore dei venditori ARERA ha quindi disposto un meccanismo di anticipazione degli importi oggetto di sospensione di pagamento; si può accedere a tale meccanismo solo a fronte di una comprovata criticità finanziaria ossia se la sospensione riguardi utenze che abbiano inciso oltre il 3% sul totale fatturato con riferimento ai primi a 4 mesi del 2023.

Con la successiva delibera 390/2023/R/com, ARERA ha disposto la proroga, fino al 31 ottobre 2023, della sospensione dei termini di pagamento a favore delle popolazioni dell’Emilia-Romagna. A differenza della precedente sospensione, applicata in automatico, per ottenere la proroga il cliente finale deve farne esplicita richiesta.

Con la delibera 565/2023/R/com (integrata con la delibera 10/2024/R/com) ARERA ha quindi disciplinato le agevolazioni tariffarie da applicare sui consumi oggetto di sospensione; l’applicazione delle agevolazioni deve essere richiesta dal cliente al proprio venditore entro il 30 giugno 2024.

A seguito degli eccezionali eventi meteorologici verificatisi a partire dal giorno 2 novembre 2023 sul territorio toscano, con la delibera 519/2023/com, ARERA ha disposto la sospensione dei termini di pagamento delle fatture emesse o da emettere con scadenza a partire dal 2 novembre 2023 e la non applicazione della disciplina delle sospensioni per morosità.

In attuazione di quanto previsto dal D.L. Aiuti-quater, il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica e il Ministro delle Imprese e del Made in Italy hanno emanato il D.M. sulla rateizzazione delle bollette. Il provvedimento consente alle imprese di richiedere la rateizzazione degli importi dovuti a titolo di corrispettivo per la componente energetica di elettricità e gas naturale utilizzato per usi diversi dagli usi termoelettrici ed eccedenti l’importo medio contabilizzato, a parità di consumo, nel periodo di riferimento compreso tra il 1° gennaio e il 31 dicembre 2021, per i consumi effettuati dal 1° ottobre 2022 al 31 marzo 2023 e fatturati entro il 30 settembre 2023.

Con il D.L. Milleproroghe, il Governo ha prorogato dal 30 aprile 2023 al 30 giugno 2023 il termine per l’applicazione del disposto dell’articolo 3 del D.L. 115/2022, che sospende l’efficacia delle clausole contrattuali che consentono alle imprese fornitrici di energia elettrica e gas naturale di modificare unilateralmente le condizioni generali di contratto relative alla definizione del prezzo. Nel provvedimento si precisa inoltre che la sospensione non si applica alle clausole contrattuali che consentono all’impresa fornitrice di energia elettrica e gas naturale di aggiornare le condizioni economiche contrattuali alla scadenza delle stesse, nel rispetto dei termini di preavviso contrattualmente previsti e fermo restando il diritto di recesso della controparte.

L’Autorità, con la delibera 208/2022/R/eel ha definito la regolazione del Servizio a Tutele Graduali (STG) per le microimprese di cui alla legge 4 agosto 2017 n. 124 (“legge annuale per il mercato e la concorrenza”) e le modalità di assegnazione dello stesso, al fine di garantire la continuità della fornitura alle microimprese connesse in bassa tensione che si troveranno senza un contratto a condizioni di libero mercato a partire dal 1° gennaio 2023.

Il servizio interessa:

• le microimprese che rispettano cumulativamente le seguenti condizioni:
  1. abbiano meno di dieci dipendenti e un fatturato annuo non superiore a € 2 milioni,
  2. risultino titolari di punti di prelievo tutti connessi in bassa tensione con potenza contrattualmente impegnata fino a 15 kW;
• gli altri clienti finali non domestici diversi dalle microimprese, comunque titolari di punti di prelievo tutti con potenza contrattualmente impegnata fino a 15 kW.

Il STG si attiva per i clienti di cui sopra che alla data del 1° gennaio 2023 non siano titolari di un contratto di fornitura a condizioni di mercato libero, inclusi i clienti ancora riforniti in Maggior Tutela. Il primo periodo di assegnazione del STG per le microimprese ha durata di 4 anni.

La struttura delle condizioni economiche che verranno applicate ai clienti è simile a quella del Servizio a Tutele Graduali piccole imprese. Le gare si svolgeranno secondo il modello di asta iterativa ascendente simultanea, in cui sarà presente un banditore (Acquirente Unico) che indicherà in ciascun turno e per ciascuna area (12 aree territoriali) il prezzo corrente (il prezzo corrente è il prezzo, espresso in c€/POD/anno, annunciato in ciascun turno dal banditore, a fronte del quale i partecipanti attivi offrono di erogare il servizio a tutele graduali per le microimprese nell’area territoriale); è previsto un tetto massimo all’offerta economica in €/MWh differenziato per area territoriale, che sarà reso noto contestualmente agli esiti delle gare, mentre non è previsto un limite minimo. In caso di persistente parità tra più offerte per una data area territoriale, si ricorra a un sorteggio telematico che eviti che uno stesso operatore possa ottenere a sorte una pluralità di aree territoriali. L’Autorità ha previsto che ciascun partecipante possa aggiudicarsi un numero massimo di aree pari a 4, corrispondenti al 35% del numero totale di aree territoriali. Nel caso in cui le aste vadano deserte, l’Acquirente Unico farà un’asta di riparazione con la rimozione del tetto di aree aggiudicabili. L’esercente la Maggior Tutela sarà tenuto a farsi carico del servizio in caso di default dell’operatore selezionato in gara oppure in caso di gara deserta.

Gli esercenti STG sono tenuti a presentare all’Autorità una relazione secondo un modello tipo per dimostrare di possedere le risorse organizzative e la struttura aziendale adeguata ai fini dell’erogazione del Servizio a Tutele Graduali nelle aree territoriali assegnate. Tale modello tipo è stato definito dalla determina 2/2022-DMRT. La relazione dovrà essere periodicamente aggiornata entro il 31 luglio 2023, 31 gennaio 2024 e 31 gennaio 2025.

Le tempistiche per mettere a disposizione dei partecipanti alle gare un set di informazioni necessarie per la formulazione dell’offerta e quelle per lo svolgimento delle gare sono:

• entro il 14 giugno: l’Acquirente Unico metterà a disposizione dei partecipanti le informazioni con dettaglio provinciale necessarie per formulare l’offerta;
• entro il 30 maggio: l’Acquirente Unico pubblicherà sul proprio sito il Regolamento per lo svolgimento delle aste;
• inizio settembre: la data delle aste sarà definita da AU nel Regolamento in modo tale che venga garantito un intervallo minimo di almeno due mesi e mezzo rispetto al termine entro cui sono messe a disposizione dei partecipanti le informazioni pre-gara (14 giugno).

Come previsto dall’Allegato B alla delibera 208/2022, il 30 maggio 2022 è stato pubblicato sul sito di Acquirente Unico il Regolamento e i relativi allegati disciplinante le procedure concorsuali per l’assegnazione del servizio a tutele graduali microimprese.

Acea Energia entro il 10 giugno 2022 ha presentato istanza di partecipazione e il 14 giugno 2022 Acquirente Unico ha messo a disposizione le informazioni pre-gara.

Acquirente Unico ha comunicato l’ammissione alla gara entro l’8 luglio 2022. Le aste si sarebbero dovute svolgere dal 12 al 16 settembre, ma, in seguito dell’attacco hacker sui sistemi di AU, l’Autorità ha dovuto differire le tempistiche di svolgimento delle gare che si sono svolte tra il 21 e 25 novembre 2022. Con la delibera 586/2022 pubblicata in data 18 novembre 2022, ARERA ha stabilito di posticipare al 1° aprile 2023 la data di attivazione del STG per le microimprese chiarendo che fino al 31 marzo 2023 le microimprese continueranno a essere servite come oggi nella Maggior Tutela.

In data 16 dicembre, Acquirente Unico ha pubblicato quindi gli esiti della procedura concorsuale per l’individuazione degli esercenti il Servizio a Tutele Graduali per le microimprese per il periodo 1° aprile 2023-31 marzo 2027; Acea Energia è risultata aggiudicataria dell’area n. 11 ossia dei territori di Avellino, Barletta-Andria, Benevento, Brindisi, Trani, Foggia, Lecce, Comune di Napoli e Salerno.

Si rappresenta inoltre che le microimprese del Comune di Roma identificate nell’area territoriale n. 8 sono state aggiudicate ad altro fornitore mediante sorteggio, al quale ha partecipato anche Acea Energia.

L’Autorità, con la delibera 362/2023/R/eel e s.m.i., ha adottato le disposizioni relative alla regolazione e alle modalità di affidamento del Servizio a Tutele Graduali cui avranno diritto i clienti domestici non vulnerabili (di seguito: STG per i clienti domestici non vulnerabili o STG) senza un fornitore dalla data di rimozione del servizio di Maggior Tutela. La cessazione del predetto servizio era prevista, ai sensi della legge 4 agosto 2017, n. 124, come successivamente modificata e integrata, entro il 1° aprile 2024, a seguito dell’entrata in operatività degli esercenti il STG in esito alla conclusione delle gare per l’affidamento del servizio.

Il D.L. n. 181/2023 (c.d. “Decreto Sicurezza Energetica”), ha posticipato le aste per il Servizio a Tutele Graduali dei domestici non vulnerabili al 10 gennaio 2024. ARERA, con la delibera 580/2023, ha dato seguito a quanto previsto dall’art. 14 del D.L. Sicurezza Energetica posticipando al 10 gennaio 2024 la data di svolgimento delle aste. In ragione di ciò, Acquirente Unico ha pubblicato con la massima tempestività il Regolamento di gara aggiornato con le nuove scadenze.

In sintesi, la delibera 362/2023/R/eel e s.m.i. stabilisce che:

• i clienti domestici c.d.” vulnerabili” rimangano transitoriamente nel servizio di Maggior Tutela, rinviando a successivo provvedimento dell’Autorità gli interventi funzionali alla loro rimozione per questa categoria;
• la procedura di gara si svolga secondo un sistema dell’asta a turno unico in busta chiusa con la possibilità dei partecipanti di esprimere il numero massimo di aree che si impegnano a servire. È previsto un limite massimo alle aree assegnabili a ciascun partecipante, definito sulla base del numero di clienti serviti alla data del 30 giugno 2023, in aggiunta al tetto del 30% previsto dal decreto ministeriale del 17 maggio 2023 al fine di mitigare l’ulteriore rischio che un operatore possa aggiudicarsi un numero di punti di prelievo sproporzionato rispetto a quello della sua base clienti di partenza. Pertanto, ciascun partecipante può aggiudicarsi un numero massimo di aree pari al minore tra il valore comunicato da Acquirente Unico e 7, corrispondente al 30% del numero totale di aree messe all’asta. È previsto un cap al prezzo offerto, non rivelato ai partecipanti mentre non è previsto il floor. Qualora per due o più operatori vi siano delle combinazioni di aree potenzialmente assegnabili che diano il medesimo risultato in termini di prezzo minimo di erogazione del servizio, ai fini dell’attribuzione delle aree ai partecipanti interessati si ricorra al sorteggio con modalità telematica.

Come previsto dall'Allegato B alla delibera 362/2023, il 26 settembre 2023 è stato pubblicato sul sito di Acquirente Unico il Regolamento e i relativi allegati disciplinante le procedure concorsuali per l’assegnazione del servizio a tutele graduali. Acea Energia entro il 5 ottobre 2023 ha presentato istanza di partecipazione e il 9 ottobre 2023 Acquirente Unico ha messo a disposizione le informazioni pre-gara. Un mese prima dello svolgimento dell’asta, Acquirente unico ha messo a disposizione dei partecipanti alle procedure concorsuali anche le ulteriori informazioni che gli esercenti la Maggior Tutela dovranno trasmettere ad AU; tali ulteriori informazioni sono quelle relative al numero dei punti di prelievo nella titolarità di clienti domestici non vulnerabili serviti in Maggior Tutela ad aprile 2023 che scelgono (1) una modalità di addebito automatico, (2) la bolletta in formato dematerializzato.

Per quanto riguarda gli Esercenti la Maggior Tutela:

• nel periodo intercorrente da settembre 2023 a giugno 2024 devono allegare, ad almeno due bollette, di cui la seconda inviata al cliente nel periodo da aprile a giugno 2024, in un foglio separato, un’informativa con testo standardizzato definito dall’Autorità, distinto tra clienti vulnerabili e non vulnerabili;
• recapito della bolletta di chiusura, in deroga al Testo Integrato Fatturazione, entro dieci settimane dalla cessazione della fornitura.

Con la delibera 576/2023, l’Autorità ha definito un sistema di verifica degli obblighi di aggiornamento – in capo agli esercenti la Maggior Tutela – dei dati presenti nel Registro Centrale Ufficiale (c.d. ”RCU”) del Gestore di Sistema Informativo Integrato relativi ai clienti serviti, con eventuale penalizzazione a carico degli esercenti stessi in quanto soggetti responsabili della correttezza di tali informazioni, qualora per ciascun punto di prelievo oggetto di trasferimento nel STG i dati necessari alla fatturazione e al contatto con il cliente finale presenti in RCU risultino diversi da quelli utilizzati dall’esercente la Maggior Tutela dopo un adeguato processo di bonifica che dovrà essere effettuato da tali esercenti prima dell’attivazione del STG.

I venditori del mercato libero, con riferimento ai soli clienti finali domestici, devono riportare:

• in tutte le bollette emesse tra dicembre 2023 e giugno 2024, un testo definito dall’Autorità sui diritti dei clienti vulnerabili e sulle condizioni loro destinate all’interno dell’apposito spazio riservato alle comunicazioni dell’Autorità;
• a partire dal 1° gennaio 2025, in almeno una bolletta all’anno, un testo definito dall’Autorità sui diritti dei clienti vulnerabili e sulle condizioni loro destinate all’interno dell’apposito spazio riservato alle comunicazioni.

Come preannunciato nella delibera 580/2023, l’Autorità con la delibera 600/2023 “Revisione delle tempistiche di attivazione del servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili del settore dell’energia elettrica di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124. Modifiche alla deliberazione dell’Autorità 362/2023/R/eel e ai relativi allegati A, B, C e D” ha rivisto il termine per l’attivazione del STG posticipandolo al 1° luglio 2024. Tale differimento è scaturito dall’esigenza:

• di assicurare ai clienti finali un lasso di tempo sufficiente a essere informati, in ordine alla fine della tutela di prezzo, attraverso le apposite campagne informative che, ai sensi del D.L. 181/23, dovranno essere condotte dal MASE, per un periodo non superiore a dodici mesi;
• di effettuare le attività prodromiche all’operatività del STG (tra cui rientrano anche gli interventi attuativi delle disposizioni di cui al citato Decreto Legge in tema di trasferimento automatico delle autorizzazioni all’addebito diretto delle bollette emesse dall’esercente il STG, da completarsi entro il 31 maggio 2024);
• di limitare il più possibile il periodo intercorrente tra l’assegnazione e l’attivazione del STG al fine di contenere le variazioni tra le condizioni (in termini di clienti finali non vulnerabili in Maggior Tutela) note al momento della partecipazione alle procedure concorsuali e quelle effettive al momento dell’attivazione del servizio.

È rimasta, invece, invariata la data di conclusione del periodo di assegnazione del servizio, fissata al 31 marzo 2027, in coerenza con quanto disposto dal decreto ministeriale del 17 maggio 2023 che prevede che, a partire dal 1° aprile 2027, il STG assolva alla sola funzione di servizio di ultima istanza per tutti i clienti di piccola dimensione, quali piccole imprese, microimprese e domestici non vulnerabili.

Con la delibera 383/2023/R/eel, l’Autorità ha definito le modalità per l’individuazione dei clienti vulnerabili, che non saranno oggetto delle aste per il Servizio a tutele graduali.

In particolare, entro la fine di ciascun mese, a decorrere da settembre 2023, il SII identifica come vulnerabili:

1. i clienti finali titolari di bonus sociale per disagio economico nell’anno in corso o nell’anno precedente;
2. i clienti finali titolari di bonus sociale per disagio fisico nel mese in corso;
3. i clienti finali titolari di un punto di prelievo non disalimentabile;
4. i clienti di età superiore a 75 anni.

Entro il 10 settembre 2023, il SII ha messo a disposizione l’informazione agli esercenti la Maggior Tutela controparti dei clienti individuati e rende l’informazione disponibile alla consultazione.

Il 30 giugno 2022, l’Autorità ha pubblicato la delibera 289/2022/R/com che dispone sia l’adeguamento del Codice di condotta commerciale alle disposizioni del decreto legislativo 210/2021 per le forniture di energia elettrica in materia di diritti contrattuali dei clienti finali sia l’aggiornamento mensile della stima della spesa delle offerte a prezzo variabile e dei servizi di tutela presente nelle Schede di confrontabilità per le forniture di energia elettrica e gas naturale. Le disposizioni entreranno in vigore a partire dal 1° ottobre 2022.

Nello specifico:

• con riferimento all’art. 5, comma 6, del D.Lgs. 210/21 in tema di modalità di comunicazione del recesso da parte del cliente finale, non modificare la regolazione in ragione della conformità della regolazione medesima alle suddette previsioni;
• con riferimento alle previsioni dell’articolo 5, comma 8, del D.Lgs. 210/21, integrare il contratto di fornitura e la Scheda sintetica, nella parte inerente alle modalità e i termini per il pagamento delle fatture, introducendo il richiamo alla normativa vigente così da rendere esplicita e trasparente l’informazione per il cliente finale relativa anche a eventuali oneri connessi a un metodo di pagamento prescelto nel rispetto dei criteri della normativa primaria;
• con riferimento alle previsioni dell’articolo 5, comma 11, del D.Lgs. 210/21 integrare il contenuto della sezione “Reclami, risoluzione delle controversie e diritti del consumatore” nel riquadro “Altre informazioni” della Scheda sintetica aggiungendo le informazioni in merito ai diritti connessi agli obblighi di servizio pubblico universale dei venditori di energia elettrica;
• con riferimento alle previsioni dell’articolo 7, comma 5, del D.Lgs. 210/21, in tema di informazione al cliente finale della possibilità per i venditori di energia elettrica di imporre al cliente finale il pagamento di una somma di denaro in caso di recesso anticipato da un contratto di fornitura di energia elettrica a tempo determinato o a prezzo fisso nel rispetto dei criteri di applicazione previsti dal D.Lgs. 210/21 medesimo, effettuare ulteriori approfondimenti in merito, alla luce delle osservazioni contrarie ricevute dalle associazioni dei consumatori che hanno espresso la necessità di fornire al cliente finale un quadro informativo quanto più trasparente, chiaro e comprensibile circa la facoltà del venditore di richiedere il pagamento di una somma di denaro in caso di recesso anticipato da un contratto di fornitura di energia elettrica a tempo determinato o a prezzo fisso e dei relativi criteri;
• con riferimento alla modifica del calcolo della stima della spesa annua delle offerte a prezzo variabile, inclusi i servizi di tutela, sul Portale Offerte, confermare l’aggiornamento mensile e non più trimestrale degli indici forward. Al fine di garantire la massima coerenza tra il Portale Offerte dell’Autorità e il materiale informativo consegnato dai venditori ai clienti finali in fase precontrattuale prevedere una cadenza mensile di aggiornamento della stima della spesa annua dei servizi di tutela. A tal proposito ARERA ha accolto parzialmente le osservazioni degli operatori prevedendo un termine di 7 giorni lavoratori in luogo dei 5 giorni lavorativi originariamente prospettati dalla pubblicazione della stima medesima per l’aggiornamento delle Schede di confrontabilità da consegnare ai clienti finali.

Nel corso del 2022, l’ARERA ha completato la riforma della regolazione tariffaria dell’energia reattiva, prevedendo, a partire dal 1° aprile 2023, l’applicazione dei corrispettivi per energia reattiva immessa in fascia F3; l’introduzione di tale corrispettivo, inizialmente previsto nel corso del 2022 (delibera 568/2019/R/eel), ha l’obiettivo di migliorare l’efficienza del sistema elettrico.

Con le delibere 232/2022/R/eel l’ARERA ha quindi regolato il nuovo corrispettivo per i clienti finali non domestici in BT con potenza superiore a 16,5 kW e per i clienti finali non domestici in MT, nonché alle interconnessioni tra reti in MT e alle interconnessioni tra reti in BT. ARERA ha inoltre previsto, per i venditori e i distributori, una serie di iniziative volte a informare gli utenti finali del corrispettivo al fine di stimolare le azioni tecniche necessarie a mitigare il fenomeno dell’energia reattiva immessa.

Con la delibera 712/2022/R/eel ARERA ha quindi disposto l’introduzione del corrispettivo per le immissioni di energia reattiva in alta e in altissima prevedendo un corrispettivo “base” per l’energia reattiva immessa e un corrispettivo integrativo a carico dei soli soggetti facenti parte di aree omogenee e inoltre ha abbassato al 33% (dal precedente 50%) il rapporto limite tra energia reattiva ed energia attiva per gli eccessivi prelievi.

La scelta di ARERA di applicare un corrispettivo differenziato è conseguenza degli ulteriori approfondimenti richiesti a Terna e distributori sulle reti di AT e AAT, che avevano evidenziato impatti non omogenei sul sistema elettrico nazionale alla luce dei quali, al fine di non penalizzare tutti i clienti e i distributori con l’applicazione di corrispettivi uniformi, ARERA ha ritenuto opportuno differenziare il corrispettivo “base” da applicare sull’intera rete e il corrispettivo più elevato da applicare nelle “aree omogenee” caratterizzate da maggiore impatto degli scambi di energia reattiva sulle tensioni di rete e sui costi per il controllo della tensione. Con la successiva delibera 124/2023/R/eel, ARERA ha infine adottato l’elenco dei nodi elettrici della rete rilevante appartenenti ad aree omogenee ai fini dell’applicazione dei corrispettivi maggiorati per immissioni di energia reattiva.

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 (per areti 1,83%) e, di conseguenza, la percentuale di perdita standard da applicare ai prelievi dei clienti finali in BT che, solo per il 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;
• 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 di specifici requisiti, tra cui l’aver ottenuto un risultato complessivo netto della perequazione nel triennio 2019-2021 a debito per l’impresa. Tale importo rappresenta il valore massimo riconoscibile al DSO qualora l’istanza sia accolta da ARERA.

In data 31 maggio 2022 areti ha presentato all’Autorità l’istanza per il riconoscimento delle perdite di rete 2019-2021 imputabili a prelievi fraudolenti non recuperabili, ai sensi dell’art. 31 del TIV.

Successivamente l’Autorità ha pubblicato la delibera 42/2023 con cui avvia il procedimento per la verifica della sussistenza al diritto al riconoscimento dei prelievi fraudolenti non recuperabili per il triennio 2019-2021. Con delibera 181/2023/R/eel l’Autorità ha chiuso il procedimento avviato con la deliberazione 42/2023/R/eel finalizzato alla quantificazione e al riconoscimento ad areti dei prelievi fraudolenti “non recuperabili” manifestatisi, per il triennio 2019-2021, con entità eccezionale rispetto ai livelli riconosciuti convenzionalmente nell’ambito della perequazione delle perdite di rete. La CSEA dovrà riconoscere ad areti l’importo di € 1.139.448 nella prima sessione di perequazione utile, salvo aggiornamenti nei 5 anni successivi per effetto delle rettifiche ai dati di misura.

L’Autorità ha pubblicato la delibera 117/2022/R/eel con la quale perfeziona la disciplina inerente alla regolazione delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e distribuzione per il biennio 2022-2023, confermando la volontà anticipata nel DCO 602/2021/eel di prevedere un percorso di efficientamento delle perdite commerciali rendendolo però più cautelativo, con una riduzione del 4% sia per il 2022 che per il 2023 che porta le percentuali rispettivamente all’:

• 1,77% nella zona Centro per il 2022;
• 1,72% nella zona Centro per il 2023.

Viene introdotto un meccanismo di controllo sul prezzo da utilizzare per la valorizzazione del delta perdite in ciascun anno del biennio e, per il solo 2022, prevede una clausola di garanzia a tutela delle imprese distributrici che riconosca una perequazione pari al massimo fra zero e il risultato che si otterrebbe utilizzando i fattori percentuali convenzionali di perdita applicati per il triennio 2019-2021, nel caso in cui il risultato economico complessivo pari alla differenza fra il saldo di perequazione e i ricavi ottenuti dalla regolazione tariffaria dell’energia reattiva di cui al comma 24.2 del TIT sia positivo (posizione netta debitoria).

L’Autorità estende inoltre il meccanismo di riconoscimento dei prelievi fraudolenti “non recuperabili” anche agli anni 2022 e 2023. Il fattore percentuale convenzionale di perdita standard da applicare all’energia elettrica prelevata nei punti di prelievo sulle reti di bassa tensione è infine fissato, a decorrere dal 1° gennaio 2023, pari al 10%.

Con delibera 336/2023/R/eel l’Autorità ha dato avvio al procedimento riforma della disciplina del settlement elettrico e delle perdite di rete, a cui segue il documento per la consultazione 377/2023/R/eel in merito alla riforma della disciplina del settlement e delle perdite di rete che reca gli orientamenti dell’Autorità in materia di superamento della disciplina del load profiling e di modalità di approvvigionamento dell’energia “residuale", con scadenza per l’invio delle osservazioni prevista il 25 settembre 2023. Il documento per la consultazione prospetta il seguente scenario:

• entro il 31 luglio 2024 è prevista la definizione del quadro regolatorio della nuova disciplina del settlement e delle perdite di rete, attraverso il perseguimento dei seguenti obiettivi:
  • superamento dell’attuale meccanismo di load profiling e ridefinizione delle modalità di determinazione e approvvigionamento dell’energia “residuale”;
  • unificazione dei dati di misura funzionali al settlement e regolazione delle perdite di rete e semplificazione degli obblighi informativi;
  • revisione dell’attuale meccanismo di perequazione delle perdite nell’ottica di definire una disciplina più aderente alle reali performance delle singole imprese;
  • tempestiva determinazione e valorizzazione delle partite fisiche ed economiche del dispacciamento con la conseguente riduzione degli oneri finanziari in capo ai diversi attori del sistema e delle garanzie;
• entro il 31 dicembre 2025 è prevista la definizione delle tempistiche e le modalità di integrazione nel SII di quanto disposto dalla nuova disciplina.

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.

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. Il premio complessivamente ottenuto non può essere maggiore di quello conseguibile a regolazione ordinaria e 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.

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 €/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. La Società 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 subìto gli effetti negativi delle proroghe della data di conclusione dell’anno d’obbligo disposte dal D.L. 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.

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 (c.d. 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 stabilito 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 2021 con 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 la Società che ammonta a 16.580 TEE e la determina 7/2022 – DMRT con la quale ha definito l’obbligo TEE 2022 che ammonta a 27.881 TEE.

Con la delibera 454/2023/R/efr, facendo seguito al DCO 382/2023, l’Autorità ha innalzato il contributo tariffario unitario erogato in acconto ai distributori adempienti ai propri obblighi di risparmio energetico nell’ambito del meccanismo dei TEE e rivisto le percentuali massime degli obblighi che possono essere ottemperate in tale sessione.

In particolare, per ciascun anno d’obbligo (t) è erogato in acconto il contributo tariffario unitario per ogni titolo di efficienza energetica consegnato nel periodo compreso tra l’inizio dell’anno d’obbligo e il 30 novembre successivo per quantità non oltre:

• il 50% dell’obiettivo specifico per il medesimo anno d’obbligo (t) a proprio carico;
• il 100% di ciascuna delle eventuali quote residue dell’obiettivo dell’anno d’obbligo (t-2) e dell’obiettivo dell’anno d’obbligo (t-1) a proprio carico.

Il contributo tariffario unitario erogato in acconto è pari, per ciascun anno d’obbligo (t), a:

• la somma del contributo tariffario unitario e del corrispettivo addizionale unitario per l’anno d’obbligo (t-1), a valere per una quantità di titoli non superiore al 50% dell’obbligo assegnato a ciascuna impresa per il medesimo anno d’obbligo (t);
• 240,00 €/TEE a valere per la quantità di titoli eccedente.

La CSEA versa il contributo in acconto al DSO entro 60 giorni dalla conclusione delle verifiche del GSE, con interesse per ogni giorno di ritardo pari al tasso di riferimento fissato dalla Banca Centrale Europea, con un minimo pari allo 0,5%.

Nel Piano di sviluppo i distributori sono tenuti a prevedere una apposita sezione contenente il piano di resilienza, che include gli interventi di rete finalizzati a incrementare la resilienza del sistema elettrico a seguito di eventi meteorologici severi e persistenti.

È stato approvato con delibera 500/2020/R/eel il Piano di Resilienza 2020-2022, inclusivo della consuntivazione degli interventi conclusi nel 2019: per tali interventi con delibera 563/2020/R/eel è stato riconosciuto alla Società il premio di circa € 3,1 milioni.

Con delibera 536/2021 l’Autorità ha approvato il piano 2021-2023 e 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 € 5,3 milioni che CSEA ha versato alla Società a fine 2021).

L’Autorità ha pubblicato la delibera 121/2022/R/eel che prevede un nuovo processo per la predisposizione dei piani di sviluppo. In particolare sospende, per l’anno 2022, la scadenza del 30 giugno prevista per la predisposizione dei piani di sviluppo delle reti di distribuzione, nelle more della successiva definizione delle tempistiche più opportune, per tenere conto delle nuove disposizioni introdotte dall’articolo 23, comma 5, del decreto legislativo 210/21 e per consentire che la preparazione dei piani tenga opportunamente conto delle informazioni di scenario che saranno rese disponibili da Snam e Terna entro il 31 luglio 2022. Resta confermata la scadenza del 30 giugno per l’invio del Piano resilienza aggiornato ai sensi dell’art. 78.3 del TIQE.

L‘Autorità ha pubblicato la delibera 722/2022/R/eel con cui stabilisce i premi relativi agli interventi di incremento della resilienza della rete di distribuzione dell’energia elettrica conclusi nel 2021, che per areti ammonta a € 8.588.073,13 che CSEA dovrà versare entro gennaio 2023.

I distributori con almeno 100.000 punti di prelievo presentano con cadenza annuale, entro il 30 giugno, il Piano di Sviluppo della rete.

Dopo la sospensione di tale adempimento per l’anno 2022, l’Autorità ha maturato l’idea di una evoluzione dei contenuti dei PdS, anche in recepimento degli orientamenti comunitari in materia di promozione dell’energia da fonti rinnovabili, pertanto, ha pubblicato il documento per la consultazione 173/2023/R/eel che illustra gli orientamenti per l’identificazione di priorità e indicatori di performance per uno sviluppo maggiormente selettivo degli investimenti nelle reti di distribuzione dell’energia elettrica e per la progressiva introduzione di disposizioni per la consultazione e la predisposizione dei Piani di sviluppo delle reti di distribuzione.

Con il DCO 173/2023, nel posticipare la scadenza di presentazione dei Piani di Sviluppo, l’Autorità ha proposto ai distributori nuovi contenuti e metodologie per la redazione dei Piani 2023.

Successivamente l’Autorità ha pubblicato la delibera 296/2023 con cui ha definito le tempistiche per l’elaborazione e la consultazione pubblica dei piani di sviluppo delle reti di distribuzione nonché per introdurre alcuni primi requisiti per la loro preparazione, nelle more di ulteriori disposizioni. In particolare, i Distributori con almeno 100.000 clienti finali sono tenuti a presentare all’Autorità lo schema del piano di sviluppo 2023 entro il 30 settembre e contestualmente avviare la consultazione pubblica della durata di almeno 30 giorni, come fatto da areti in data 02/09/2023 con pubblicazione del documento sul proprio sito internet. In esito alla consultazione, ciascuna impresa distributrice presenta il proprio piano di sviluppo all’Autorità, eventualmente aggiornato in base a quanto emerso della consultazione, entro il 30 novembre 2023, unitamente alle osservazioni ricevute e alle proprie contro osservazioni, con indicazioni delle modifiche apportate. A partire dall’anno 2025 ciascuna impresa distributrice con almeno 100.000 clienti finali presenta lo schema del proprio piano di sviluppo all’Autorità entro il 31 marzo di ogni anno dispari, contestualmente ciascuna impresa distributrice con almeno 100.000 clienti finali avvia una consultazione pubblica sullo schema del proprio piano di sviluppo, della durata di almeno 42 giorni. In esito alla consultazione, ciascuna impresa distributrice con almeno 100.000 clienti finali presenta il proprio piano di sviluppo all’Autorità, eventualmente aggiornato in base a quanto emerso della consultazione, entro il 30 giugno di ogni anni dispari, unitamente alle osservazioni ricevute e alle proprie contro-osservazioni, con indicazioni delle modifiche apportate.

L‘Autorità ha pubblicato la delibera 422/2023 con cui stabilisce i premi relativi agli interventi di incremento della resilienza della rete di distribuzione dell’energia elettrica conclusi nel 2022. L’importo del premio netto di resilienza 2022 che CSEA riconoscerà al Gruppo Acea entro ottobre 2023 è pari a € 5.635.481,55.

L’Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione 173/2023 con il quale illustra gli orientamenti dell’Autorità per l’identificazione di priorità e indicatori di performance per uno sviluppo maggiormente selettivo degli investimenti nelle reti di distribuzione dell’energia elettrica e per la progressiva introduzione di disposizioni per la consultazione e la predisposizione dei Piani di sviluppo delle reti di distribuzione.

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.

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, previa presentazione di apposita istanza da parte del produttore o dal soggetto richiedente la connessione al gestore della rete secondo il modello previsto dalla determina DMEA 5/2022.

L’Autorità ha pubblicato la delibera 472/22 con cui integra la regolazione introdotta dalla delibera 109/21 in materia di servizi ausiliari e sistemi di accumulo, definendo i propri orientamenti in materia di:

• determinazione delle penali nel caso di superamento del valore del 110% della potenza dichiarata nella perizia asseverata per i servizi ausiliari e/o per i sistemi di accumulo;
• rideterminazione della durata dell’intervallo temporale per la quantificazione dell’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete attraverso un coefficiente di partizione;
• definizione della procedura per la sostituzione delle apparecchiature di misura ai fini della rilevazione oraria dei dati di misura dell’energia elettrica.

L’Autorità ha pubblicato la delibera 142/2023/R/eel che aggiorna il TIS e il TIME affinché i venditori, da un lato, e le imprese distributrici e Terna, dall’altro, possano correttamente valorizzare l’energia elettrica prelevata dalle configurazioni impiantistiche che accedono alla nuova disciplina introdotta con la deliberazione 109/2021/R/eel. A tal fine con la presente delibera l’Autorità ha disciplinato le modalità di trasmissione dei dati relativi all’energia elettrica prelevata per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione e dell’energia elettrica prelevata e a successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo e l’energia prelevata netta.

Nel novembre 2016 la Commissione europea ha presentato un pacchetto di proposte, denominato “Clean Energy for all Europeans Package” (CEP), con l’intento di contribuire a realizzare gli impegni assunti dall’UE con l’accordo di Parigi. La proposta ha portato all’adozione di otto atti legislativi, avvenuta tra il 2018 e la prima metà del 2019, con i quali l’Unione Europea ha riformato il proprio quadro per la politica energetica. Particolare rilevanza assumono le Direttive 2018/2001 (che introduce le “Comunità di Energia Rinnovabile”) e 944/2019 (che definisce le “Comunità Energetiche dei Cittadini”); recepimento nazionale ha preso il via con l’art. 42-bis del D.L. n. 162 del 2019 c.d. “Milleproroghe”, convertito dalla Legge n. 8/2020 (pubblicata sulla G.U. n. 51 del 29 febbraio 2020) che ha recepito in anticipo la Direttiva 2018/2001, consentendo ai consumatori di energia elettrica di associarsi per realizzare “Comunità di Energia Rinnovabile” (CER).

L’Autorità ha pubblicato la delibera 318/2020/R/eel in attuazione di quanto disposto dall’articolo 42-bis del D.L. 30 dicembre 2019, n. 162, in materia di regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica oggetto di autoconsumo collettivo o di condivisione nell’ambito di comunità di energia rinnovabile. Successivamente il MiSE ha pubblicato il DM 16 settembre 2020 che stabilisce la tariffa incentivante per la remunerazione degli impianti a fonti rinnovabili inseriti nelle configurazioni sperimentali di autoconsumo collettivo e comunità energetiche rinnovabili.

L’art. 8 del D.Lgs. n. 199 del 2021 amplia la potenza della Comunità Energetica Rinnovabile a 1 MW e prevede che siano aggiornati i meccanismi di incentivazione per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo o in comunità energetiche rinnovabili di potenza non superiore a 1 MW, sulla base dei seguenti criteri direttivi:

1. possono accedere all’incentivo gli impianti a fonti rinnovabili che hanno singolarmente una potenza non superiore a 1 MW e che entrano in esercizio in data successiva a quella di entrata in vigore del decreto;
2. per autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e comunità energetiche rinnovabili l’incentivo è erogato solo in riferimento alla quota di energia condivisa da impianti e utenze di consumo connesse sotto la stessa cabina primaria;
3. l’incentivo è erogato in forma di tariffa incentivante attribuita alla sola quota di energia prodotta dall’impianto e condivisa all’interno della configurazione;
4. nei casi di cui alla lettera b) per i quali la condivisione è effettuata sfruttando la rete pubblica di distribuzione, è previsto un unico conguaglio, composto dalla restituzione delle componenti di cui all’articolo 32, comma 3, lettera a), compresa la quota di energia condivisa, e dall’incentivo di cui al presente articolo.

L’art. 14 del comma 6 del D.Lgs. n. 210 del 2021 definisce le comunità energetiche dei cittadini che devono essere costituite nel rispetto delle seguenti condizioni:

1. la partecipazione è volontaria e aperta a tutti i soggetti interessati, i quali possono altresì recedere dalla configurazione della comunità con le medesime garanzie e con gli stessi diritti previsti dall’articolo 7 del decreto;
2. i membri o soci della comunità mantengono tutti i diritti e gli obblighi legati alla loro qualità di clienti civili ovvero di clienti attivi;
3. la comunità può partecipare agli ambiti costituti dalla generazione, dalla distribuzione, dalla fornitura, dal consumo, dall’aggregazione, o dallo stoccaggio dell’energia elettrica ovvero dalla prestazione di servizi di efficienza energetica, di servizi di ricarica dei veicoli elettrici o di altri servizi energetici;
4. la comunità energetica dei cittadini è un soggetto di diritto privato che può assumere qualsiasi forma giuridica, fermo restando che il suo atto costitutivo deve individuare quale scopo principale il perseguimento, a favore dei membri o dei soci o del territorio in cui opera, di benefìci ambientali, economici o sociali a livello di comunità, non potendo costituire i profitti finanziari lo scopo principale della comunità;
5. la comunità è responsabile del riparto dell’energia elettrica condivisa tra i suoi partecipanti.

A valle della pubblicazione del documento per la consultazione 390/2022/R/eel, l’Autorità ha pubblicato la delibera 727/2022 contenente il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (TIAD) che disciplina le modalità di valorizzazione dell’autoconsumo diffuso per le configurazioni previste dai decreti legislativi 199/21 e 210/21, la cui applicazione decorrerà dall’ultima data tra il 1° marzo 2023 e la data di entrata in vigore del decreto del MASE di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 199/21 (regolamentazione incentivi).

Contestualmente, a partire dalla medesima data, la deliberazione 318/2020/R/eel e il relativo Allegato A sarà abrogata.

Con riferimento all’individuazione da parte dei DSO dell’area sottesa alla stessa cabina primaria, l’art. 10 del TIAD dispone che le soluzioni adottate per la perimetrazione devono tenere conto:

• della struttura delle reti elettriche;
• degli assetti di funzionamento delle reti elettriche;
• dello sviluppo prospettico delle reti elettriche, per quanto noto al momento dell’identificazione;
• fermo restando il vincolo connesso all’ambito territoriale della concessione di distribuzione di energia elettrica, di ulteriori aspetti di tipo geografico funzionali a rendere fruibile l’area convenzionale individuata.

ARERA, quindi, conferma che l’area perimetrata deve contemperare la natura tecnica della rete sottesa alla CP e quella convenzionale del perimetro geografico di riferimento, per meglio intercettare, per quanto possibile, le esigenze provenienti dal mercato.

La prima versione della mappatura deve essere pubblicata sui siti dei DSO che dispongono di cabine primarie entro il 28 febbraio 2023 e ha validità fino al 30 settembre 2023, ed è altresì sottoposta a consultazione fino al 31 maggio 2023. Entro il 30 settembre 2023, le mappe saranno pubblicate sul sito del GSE, secondo modalità definite dal GSE stesso.

Le mappe inoltre:

• assumono come riferimento l’indirizzo di fornitura associato a ciascun POD;
• a decorrere dal 1° ottobre 2023, sono aggiornate con frequenza biennale;
• nel caso di DSO sottesi, il territorio in concessione è inserito nella sua totalità nell’area sottesa alla cabina primaria a cui la rete dell’impresa distributrice sottesa è fisicamente connessa.

Si attende la pubblicazione del decreto del MASE di cui all’articolo 8 del D.Lgs. 199/21 (regolamentazione incentivi).

Il GSE ha pubblicato un documento di consultazione – con scadenza il 19 giugno – per acquisire elementi utili alla definizione delle Regole Operative relative al servizio per l’autoconsumo diffuso definito dall’Autorità con delibera 727/2022/R/eel e il relativo Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (TIAD). In particolare, i temi trattati nella consultazione riguardano l’ammissione al servizio per l’autoconsumo diffuso; l’attivazione del servizio per l’autoconsumo diffuso e l’erogazione dei contributi per il servizio per l’autoconsumo diffuso. Acea non ha individuato particolari criticità rispetto alle proposte di regole operative del GSE.

Con delibera 326/2023/E/com l’Autorità ha avviato un procedimento per la revisione del regolamento per la disciplina dei procedimenti sanzionatori e delle modalità procedurali per la valutazione degli impegni, seguita dal documento per la consultazione 327/2023/E/com che ne illustra gli orientamenti in materia.

Con la delibera 541/2020/R/eel, integrata dalla delibera 160/2021R/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:

1. deve trattarsi di un cliente BT con potenza contrattualmente impegnata non superiore a 4,5 kW e non inferiore a 2 kW;
2. 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;
3. 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 a un soggetto esterno (per es. un aggregatore);
   • ridurre/incrementare o ripristinare la potenza massima di ricarica;
4. 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 inizialmente prevista dal 1° luglio 2020 fino al 31 dicembre 2023, è stata prorogata al 31 dicembre 2024 con delibera 634/2023/R/eel, che rappresenta un primo esito della consultazione 540/2023/R/eel.