Quotidiano Energia - Il mantenimento della tutela, rafforzata con approvvigionamenti di medio-lungo termine e assegnata tramite aste. Il rafforzamento dell’unbundling dei Dso, con una quota dei ricavi da destinare obbligatoriamente a investimenti sulle reti. Aste sugli accumuli non prima di 12-18 mesi, svolte dal Gse e senza intervento di Terna in caso di fallimento di mercato (o con paletti precisi su tale intervento), con un ruolo di affiancamento da parte di Rse.
Sono solo alcune tra le numerose richieste di intervento sullo schema di D.Lgs mercato interno dell’energia elettrica contenute in una bozza di parere elaborata dai relatori e illustrata martedì 5 ottobre alle commissioni riunite X e XIII del Senato.
Un testo di 9 pagine che è l’esito di “un lavoro di sintesi rispetto a tutti suggerimenti che sono pervenuti da parte dei Gruppi”, come sottolineato dal relatore Buccarella (Misto-LeU-Eco). Anche se alcuni senatori hanno criticato l’eccessivo dettaglio.
Il presidente della X commissione, Gianni Girotto (M5S) si è soffermato in particolare sui sistemi di stoccaggio, sulle aste, sui gestori e sulla condivisione dei dati. Nonché sulle comunità energetiche e “sull’esigenza di assicurare la qualità del servizio, considerato che la rete non può sopportare forniture di bassa qualità”.
Per il voto sul testo si attende ora il parere della Conferenza Stato-Regioni.
Vediamo nel dettaglio le richieste dei senatori.
Gli orientamenti generali
Il parere indica innanzitutto alcune linee guida generali. Tre in particolare.
Innanzitutto “promuovere una riforma efficiente per il funzionamento dei mercati dell’energia e dei criteri di regolazione di allocazione delle componenti regolate nella bolletta, al fine di ridurre il costo dell’energia per i clienti finali e l’impatto di eventuali tensioni sui mercati del gas del prezzo della CO2”.
Poi, “tenuto conto che alcune riforme contenute nello schema di decreto in esame si riferiscono a processi articolati e complessi, quali ad esempio l’accorciamento dei tempi di switching a 24 ore (art. 7), l’obbligo per i fornitori di offrire contratti a prezzi dinamici (art. 8), individuazione e gestione dei clienti vulnerabili e in condizione di povertà energetica (art. 11) nonché il passaggio dall’applicazione del Pun all’applicazione dei prezzi zonali (art. 13)”, occorre “garantire che tali riforme siano improntate in ottica di semplificazione, al fine di accompagnare i clienti finali e favorire la partecipazione attiva e consapevole degli stessi, e che vengano introdotte prevedendo modalità e tempi congrui per la definizione delle disposizioni attuative e per l’implementazione, in considerazione anche degli investimenti necessari da parte delle imprese, ponendo in essere comunque prima possibile quanto necessario per consentire ai consumatori di avvantaggiarsi in modo effettivo dei minori costi dell’energia rinnovabile, orientando i propri consumi nelle ore di produzione rinnovabile”.
Infine, disporre che il Gse “si adoperi per produrre e rendere disponibili scenari anche a lungo termine del fabbisogno della componente tariffaria Asos sempre più assidua e sistematica, mettendoli a disposizione degli attori istituzionali coinvolti nella governance, nonché di prevedere, inoltre, che Arera pubblichi e aggiorni costantemente analoghi contatori di spesa e scenari previsionali per tutte le componenti regolate della bolletta con particolare riguardo agli oneri di rete e a quelli del dispacciamento”.
Clienti vulnerabili e tutela
La prima richiesta è di “individuare con maggiore precisione le categorie di clienti vulnerabili”, con l’identificazione che può “essere posta in capo ad Acquirente Unico” e attivazione automatica del regime a loro dedicato.
Poi arrivano una serie di proposte che sembrano in linea proprio con le indicazioni fornite da AU in una recente audizione. Innanzitutto che “il meccanismo della maggior tutela continui ad operare in attesa delle auspicate misure strutturali di politica sociale, richiamate anche dalla direttiva in esame”.
Il parere ritiene “opportuno suggerire che, ad oggi, la soluzione che sembra maggiormente realizzabile senza aggravio di costi né particolari complicazioni per il sistema è il mantenimento dell’attuale servizio di maggior tutela, che risulta conforme al dettato della direttiva, anche attraverso un suo perfezionamento, ad esempio ampliando la possibilità dell’acquisto dell’energia sul mercato di medio e lungo periodo, anche ricorrendo a contratti Ppa con impianti a fonti rinnovabili, e l’affidamento del servizio di vendita al mercato tramite procedure competitive”.
Nel servizio di maggior tutela, così delineato, “potrebbero rientrare da subito e automaticamente i soli clienti individuati ai sensi del comma 1 e successivamente, su richiesta, tutti i clienti domestici”.
Clienti attivi e comunità energetiche dei cittadini
Tra le principali richieste c’è quella di “creare sub-concessioni di rete per le comunità energetiche solamente in casi specifici e per ragioni di carattere tecnico, su autorizzazione del Ministero della transizione ecologica, anche tenendo conto del rapporto costo beneficio del consumatore”.
Ancora, “non obbligare i clienti attivi proprietari di storage ad assumere le responsabilità del bilanciamento”.
Occorre poi “superare il totale divieto di perseguire profitti finanziari, purché ciò non sia lo scopo principale della comunità”.
Vi sono inoltre una serie di indicazioni per l’Arera, tra cui quella di “rimuovere le barriere che ostacolano la partecipazione ai servizi di flessibilità, di semplificarne la qualificazione e di non gravare i clienti attivi e le comunità energetiche con oneri discriminatori e sproporzionati”.
Accumuli
Una prima richiesta è “di rivedere principalmente le tempistiche indicate al fine di scongiurare eventuali discrepanze”, prevedendo “rispetto alla proposta di progressione temporale che il Ministero si avvalga di Rse come ente tecnico terzo”.
Necessario poi garantire che le aste “siano avviate in un tempo congruo - e comunque non prima di dodici o diciotto mesi - a valle della definizione dei fabbisogni di accumulo”.
Tali procedure dovrebbero essere svolte dal Gse (e non da Terna). Il Tso non dovrebbe inoltre intervenire in caso di fallimento di mercato ma dovrebbero essere previste “aste successive”. In subordine Terna dovrebbe realizzare gli accumuli “a un costo e a condizioni più vantaggiosi per i consumatori rispetto alle condizioni stabilite nell’ultima procedura non aggiudicata”.
Le modalità definite dal Tso per determinare i contingenti da assegnare dovranno essere sottoposte a un esame di Rse.
La capacità di accumulo non dovrebbe comunque essere garantita esclusivamente tramite le aste ma anche “adottando meccanismi che stimolino una domanda di sistemi di accumulo in capo agli impianti a fonti rinnovabili, ad esempio esponendo maggiormente questi ultimi ai segnali di prezzo del mercato spot”.
Necessario infine inserire accanto al criterio di garanzia della neutralità tecnologica nell’approvvigionamento, anche quello delle “condizioni di generazione ad emissioni neutrali di CO2”.
Ruoli e obblighi dei Dso: l’unbundling
Secondo il parere, la norma sull’unbundling del distributore “appare alquanto ambigua” e si presta a “fenomeni di discriminazione a danno di operatori non verticalmente integrati”.
Occorre quindi “prevedere che non vi siano funzioni condivise all’interno del gruppo societario cui appartiene il distributore o servizi che siano garantiti dagli stessi soggetti all’impresa di distribuzione e alle altre società del gruppo e che la violazione di tali disposizioni è causa di decadenza dalla concessione”.
È inoltre “urgente un deciso rafforzamento delle forme di separazione dell’attività di distribuzione dalle altre attività svolte da società appartenenti al medesimo gruppo societario, così da scongiurare un eventuale conflitto di interessi nello svolgimento delle proprie attività, capace di alterare il livello di concorrenza, specie nel mercato dei servizi di rete”.
Entro 6 mesi, l’Arera dovrà quindi “perfezionare le vigenti misure di separazione” con “ulteriori misure volte a garantire la piena indipendenza del gestore della rete di distribuzione nei propri processi decisionali e nell’attività quotidiana, facendo riferimento in particolare alle misure introdotte per il Gestore della rete di trasmissione dalla Direttiva 2009/72/CE ai Capi IV e V”.
Previsto inoltre che “una quota dei ricavi derivanti dallo svolgimento dell’attività di distribuzione e corrispondente alla remunerazione del capitale investito debba essere obbligatoriamente utilizzata dai Gestori delle reti di distribuzione per la realizzazione degli investimenti previsti nei piani di sviluppo delle reti”.
Limitazioni al ruolo del Dso arrivano poi in tema di mobilità elettrica. Da una parte il distributore dovrà collaborare “in maniera non discriminatoria con tutte le imprese che intendono possedere, sviluppare e gestire, sulla base di libere determinazioni di impresa, punti di ricarica”. Dall’altra è necessario esplicitare “che sia in capo al Comune - e non al distributore - la responsabilità di definire il fabbisogno” di colonnine.
Le ulteriori raccomandazioni
Le Commissioni riunite, rimettono infine “alla valutazione del Governo” una serie di “raccomandazioni”.
Tra queste: informazioni ai clienti sul mix energetico delle offerte, strumenti di favore per le aggregazioni di domanda industriale, superamento del Pun non oltre il 31 dicembre 2022, un’esplicita remunerazione per i Dso nei progetti pilota per l’approvvigionamento dei servizi ancillari locali regolati dall’Arera, nessuna premialità aggiuntiva per Terna per la definizione delle procedure relative ai servizi di bilanciamento e specifiche tecniche per i servizi ancillari.
