Numero 3 – 2019

Novità per le imprese energivore

Alcune notizie utili in merito ad una recente sentenza del TAR e la prossima dichiarazione 2020

Sentenza Tribunale Amministrativo di Milano

Il Tar di Milano, nella sentenza con cui viene accolto il ricorso di Cambi Luigi & C Srl contro il diniego opposto dalla CSEA per gli anni 2018 e 2019, afferma che la modifica meramente formale dell’assetto societario non può portare all’esclusione dalle agevolazioni agli energivori previste dal DM 21 dicembre 2017.

Il decreto consente l’accesso alle agevolazioni alle imprese che risultavano iscritte negli elenchi per il 2013 e 2014, come nel caso della ricorrente, che però nel frattempo ha cambiato ragione sociale da Spa a Srl mediante conferimento di ramo d’azienda.

Per il Tribunale, però, “la ricorrente è un soggetto solo formalmente diverso dall’impresa Cambi Luigi e C. S.p.a., che a sua volta, ha beneficiato delle agevolazioni di cui al D.M. 21.12.2017 per gli anni 2013-2014, venendo iscritta nei relativi elenchi, ed avendo l’istante proseguito lo svolgimento delle attività energivore, avviate dalla sua dante causa, e poste a fondamento delle agevolazioni oggetto del presente giudizio”.

Apertura portale

Come previsto dalle deliberazioni dell’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA), la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) dovrà rendere disponibile, ai fini dell’inserimento nell’Elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica, il sistema telematico per la raccolta della dichiarazione per l’annualità 2020 entro la fine di settembre 2019 ed entro 45 giorni dall’apertura le imprese energivore dovranno completare la pratica on-line.
Il periodo di riferimento per il calcolo dei requisiti per la dichiarazione relativa all’anno 2020 è il triennio 2016-2017-2018.

Come previsto dalla deliberazione 921/2017/R/eel, accedono alle agevolazioni le imprese che hanno un consumo di energia elettrica annuo pari almeno a 1 GWh e che rispettano uno dei seguenti requisiti:

a) operano nei settori dell’Allegato 3 alle Linee guida europee;

b) operano nei settori dell’Allegato 5 alle Linee guida europee e sono caratterizzate da un indice di intensità elettrica positivo determinato, sul periodo di riferimento, in relazione al Valore aggiunto Lordo (di seguito: VAL) pari almeno al 20% (queste imprese, unitamente alle imprese di cui al precedente punto a, sono definite “imprese eleggibili”);

c) sono già ricomprese negli elenchi delle imprese a forte consumo di energia degli anni 2013 e 2014, redatti dalla CSEA anche se non eleggibili ai sensi delle Linee guida europee.

Le agevolazioni non sono in ogni caso applicabili alle imprese in difficoltà secondo la definizione della comunicazione della Commissione C(2014) 249/01, concernente “Orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà”.

Si ricorda infine che dal 2018 le agevolazioni sono riconosciute direttamente in fattura con l’applicazione di aliquote differenziate della componente A_SOS. (componente a copertura di oneri generali per energie rinnovabili e cogenerazione).

Il Portale sarà accessibile tramite l’applicazione web disponibile sul sito della CSEA cliccando sul riquadro ENERGIVORI o tramite il link: energivori.csea.it

Imprese gasivore

Resta ancora sospesa invece la questione riguardante le imprese gasivore. Attualmente il riferimento normativo resta il Decreto ministeriale del 2 marzo 2018 che prevede un sistema di agevolazioni analogo a quello previsto per le aziende energivore e finanziare le misure di decarbonizzazione. Si ricorda che i requisiti indicati sono i seguenti:

• consumo medio di almeno 1 GWh/anno, (94.582 Sm³/anno considerando un PCS pari a 10,57275 kWh/Sm³);

• azienda che opera nei settori indicati nell’Allegato 3 delle Linee guida CE;

oppure

• azienda che opera nei settori indicati nell’Allegato 5 delle Linee guida CE e che possiede un indice di intensità gasivora in relazione al VAL non inferiore al 20%.

A livello nazionale le aziende della chimica e della ceramica, tramite le loro associazioni di categoria e Confindustria, stanno cercando un dialogo con il Governo, ma per il momento è tutto fermo.

Pubblicato il decreto per i nuovi incentivi alle fonti rinnovabili

Sintesi del decreto, con un focus specifico sul fotovoltaico

È stato pubblicato il 9 agosto nella Gazzetta Ufficiale il DM 4 luglio 2019 (cosiddetto DM Fer1), che prevede nuovi incentivi per le fonti rinnovabili, per un totale di 8.000 MW. Il Decreto è entrato in vigore il 10 agosto e il GSE ha pubblicato, sul proprio sito, il Regolamento operativo secondo quanto stabilito dalla legge.

Il nuovo Decreto prevede l’accesso agli incentivi, previa procedura di gara, per quattro gruppi differenti di impianti.

1. Gruppo A: comprende gli impianti:

• eolici “on-shore” di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento;

• fotovoltaici di nuova costruzione.

2. Gruppo A-2: comprende gli impianti fotovoltaici di nuova costruzione, i cui moduli sono installati in sostituzione di coperture di edifici e fabbricati rurali su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o dell’amianto

3. Gruppo B: comprende gli impianti:

• idroelettrici di nuova costruzione, integrale ricostruzione (esclusi gli impianti su acquedotto), riattivazione o potenziamento;

• a gas residuati dei processi di depurazione di nuova costruzione, riattivazione o potenziamento.

4. Gruppo C: comprende gli impianti oggetto di rifacimento totale o parziale:

• eolici “on-shore”;

• idroelettrici;

• a gas residuati dei processi di depurazione.

A seconda della potenza dell’impianto, il Decreto prevede due differenti modalità di assegnazione degli 8.000 MW disponibili:

• Iscrizione ai Registri

Gli impianti o aggregati costituiti da più impianti di potenza superiore a 1 kW (20 kW per i fotovoltaici) e inferiore a 1 MW che appartengono ai Gruppi A, A-2, B e C devono essere iscritti ai Registri, attraverso i quali è assegnato il contingente di potenza disponibile sulla base di specifici criteri di priorità.

• Partecipazione a Procedure d’Asta

Gli impianti di potenza superiore o uguale a 1 MW e gli aggregati costituiti da più impianti di potenza unitaria compresa tra 20 kW e 500 kW e di potenza complessiva inferiore a 1 MW che potenza complessiva inferiore a 1 MW che appartengono ai Gruppi A, B e C devono partecipare alle Aste, attraverso le quali è assegnato il contingente di potenza disponibile, in funzione del maggior ribasso offerto sul livello incentivate e, a pari ribasso, applicando ulteriori criteri di priorità.

Tutte le informazioni sono disponibili sul sito istituzionale del GSE nella nuova sezione dedicata.

Si riporta lo schema delle modalità di accesso agli incentivi per le varie tipologie di impianti (nuovi, riattivazioni, integrali ricostruzioni e potenziamenti).

Sono previsti sette bandi per la partecipazione ai Registri e alle Aste, con le seguenti tempistiche:

Dalla data di apertura del bando si hanno 30 giorni per la presentazione delle domande di partecipazione. La graduatoria viene poi pubblicata sul sito della GSE entro 90 giorni dalla data di chiusura dei bandi.

Si segnala un nuovo interesse per il fotovoltaico, in precedenza incentivato tramite i c.d. “Conti energia” (l’ultimo Conto energia è quello previsto con il DM 5 luglio 2012). A tal proposito riportiamo in seguito un approfondimento.

Per avere accesso agli incentivi, gli impianti devono aver avviato i lavori di realizzazione dopo l’inserimento in posizione utile nelle graduatorie. Solo gli impianti fotovoltaici di nuova costruzione sono ammessi alle procedure di asta e registro, mentre sono esclusi gli impianti con moduli collocati a terra in aree agricole.

Il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti decorre dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto ed è pari alla vita utile convenzionale. L’erogazione degli incentivi è sospesa nelle ore in cui si registrano prezzi zonali pari a zero per un periodo superiore a 6 ore consecutive.

La Tariffa di riferimento che si applica è data dall’allegato 1 del DM 2016, per gli impianti che entrano in funzione entro il 09 agosto 2020, e dall’allegato 1 del DM 2019, di cui si riporta la Tabella 1, per quelli che entrano in funzione dopo tale data e per gli impianti fotovoltaici. La Tariffa offerta si calcola riducendo la Tariffa di riferimento di una percentuale pari all’offerta di ribasso formulata dal produttore in fase di iscrizione ai Registri o a procedure d’Asta. In alcuni casi si applicano ulteriori riduzioni per determinare la Tariffa spettante.

Sono inoltre previsti due premi:

• 12,00 €/MWh, per l’energia prodotta da impianti fotovoltaici installati in sostituzione di coperture di edifici o fabbricati rurali su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o dell’amianto;

• 10,00 €/MWh per l’energia prodotta e autoconsumata a condizione che questa superi il 40% dell’energia prodotta netta e la potenza degli impianti sia inferiore a 100 kW.

Procedure per l’iscrizione ai registri:

Nella fase di richiesta di partecipazione ai registri si indica la percentuale di riduzione offerta sulla tariffa di riferimento che, una volta presentata la domanda, non potrà essere modificata. Basandosi su dei criteri di priorità elencati nel DM 2019 il GSE pubblicherà una graduatoria. Per quanto concerne il fotovoltaico, sono favoriti gli impianti realizzati su scuole, edifici pubblici o ospedali. Nell’eventualità in cui gli impianti iscritti non entrino in funzione entro determinati termini saranno soggetti a una riduzione della tariffa. Gli impianti di potenza superiore a 100 kW sono inoltre tenuti a versare una cauzione.

Procedure d’asta:

Per partecipare alle procedure d’asta è necessario possedere una solidità finanziaria ed economica. In fase di iscrizione, come garanzia, è richiesto il versamento di una cauzione che verrà restituita nel caso in cui non si rietri in graduatoria. L’asta al ribasso è realizzata tramite offerte di riduzione percentuale sulla tariffa di riferimento che possono andare dal 2% al 70%. Il GSE stila una graduatoria secondo i valori di riduzione offerta e altri parametri. Gli impianti che sono rientrati in graduatoria devono entrare in esercizio entro determinati termini altrimenti perdono il diritto di accesso agli incentivi.

Il costo d’investimento degli impianti fotovoltaici è fissato a 1.000 €/kW.

Sono presenti specifiche procedure d’asta e registro, aventi le stesse tempistiche sopracitate, per gli impianti oggetto di interventi di rifacimento totale o parziale. Questi impianti devono essere in esercizio da almeno due terzi della loro vita utile e non beneficiare, alla data di pubblicazione della procedura, di incentivi sulla produzione energetica.

Va infine segnalato che per le fonti rinnovabili escluse dal decreto, come ad esempio il biogas, il geotermoelettrico e il solare termodinamico, saranno oggetto di un futuro provvedimento ad hoc (cosiddetto DM Fer2), tuttora in fase di elaborazione presso il MiSE.

PTE è disponibile ad assistere i propri clienti nella valutazione di progetti rientranti nei Gruppi precedentemente esposti.

Aggiornamento mercato European Emission Allowances (EUA)

Nel corso del 2019 il trend a rialzo ha raggiunto i massimi storici influenzando notevolmente i mercati all’ingrosso dell’energia elettrica

Le cosiddette quote EUA interessano direttamente solo i grandi impianti industriali e di produzione di energia, ma il loro “costo” viene ribaltato, a cascata, su tutti i consumatori diventando quindi uno dei fattori che influenzano gli andamenti di mercato dell’energia elettrica.

Durante l’anno 2018 abbiamo assistito all’esplosione del valore di mercato delle quote che, sotto l’azione di fattori come il CAP del sistema ETS e la speculazione finanziaria, sono passate da 7,78 euro a tonnellata di CO₂ emessa a 25,00 €/tCO₂. Il fenomeno di crescita registrato è stato pressoché costante tutto l’anno, fatta eccezione per un breve periodo estivo in cui si è registrato un brusco calo.

Il trend registrato fino ad ora nel 2019 risulta essere più irregolare, caratterizzato da alta volatilità nelle quotazioni, ma con un trend generale di crescita. Le quotazioni massime sono state registrate nella seconda metà di luglio quando si è quasi raggiunto il valore di quasi 30,00 €/tCO₂ (il valore medio da inizio anno risulta essere 25,38 €/tCO₂), valore elevato che mantiene alto il costo di produzione dell’energia e quindi il valore dei prodotti futures.

Dal grafico riportato si può osservare la stretta correlazione tra prezzo di mercato dell’energia elettrica e costo delle quote EUA. L’impennata del valore dei permessi di emissione registrata ad aprile e a luglio ha spinto, di conseguenza, il costo dei futures dell’energia elettrica ai massimi annuali. Il calo di agosto invece, ha fatto in modo che il prezzo dei futures dell’energia elettrica si ridimensionasse in maniera consistente.

Allo stato attuale delle cose risulta difficile fare previsioni sull’evoluzione dei mercati dell’energia elettrica, i cui i prezzi sono significativamente influenzati dall’andamento del mercato ETS che sta attraversando un periodo di incertezza (testimoniato dall’alta volatilità) dovuto al rischio “No-deal” Brexit e al destino incerto delle quote EUA inglesi.

Effetti dell’Emission Trading System sul settore della produzione elettrica

Un approfondimento sugli effetti del mercato ETS nella formazione del prezzo dell’energia elettrica

Il sistema europea ETS (Emission Trading System) introdotto nel 2005, rappresenta un punto chiave della politica europea per la riduzione delle emissioni di gas serra in un’ottica “cost-effectiveness”. L’obiettivo del sistema è infatti la riduzione delle emissioni attraverso la penalizzazione economica di fonti energetiche e processi particolarmente impattanti per l’ambiente, spingendo grandi industrie e centrali di produzione di energia a rinnovare le tecnologie impiegate in un’ottica ambientale sempre più sostenibile.

Il sistema si basa sui principi del “Cap” e dello “Scambio”, coinvolge 31 paesi, oltre 11 mila impianti industriali o centrali di produzione ed interessa circa il 45% delle emissioni complessive europee di gas serra. La partecipazione all’ETS UE è obbligatoria (sopra determinate dimensioni) per imprese operanti nei seguenti settori:

• produzione di energia elettrica e di calore;

• settori industriali ad alta intensità energetica, comprese raffinerie di petrolio, acciaierie e produzione di ferro, metalli, alluminio, cemento, calce, vetro, ceramica, pasta di legno, carta, cartone, acidi e prodotti chimici organici su larga scala;

• aviazione civile.

Il “Cap” rappresenta la forzante del sistema, definendo un limite massimo di emissioni che possono essere rilasciate annualmente dagli impianti coinvolti nel progetto.  All’interno del Cap le compagnie ricevono delle quote di emissioni che a fine anno devono restituire per coprire le proprie emissioni annuali. Una compagnia virtuosa, che nel corso dell’anno abbia inquinato meno di quanto era in suo “diritto” fare, può decidere di tenere per sé, come riserva, le quote in eccesso oppure vendere i “permessi di inquinamento” non utilizzati sul mercato libero.

Il sistema di scambio di quote di emissione che ne scaturisce, con il valore delle quote sul mercato e il tetto massimo (Cap) di emissioni a scendere nel corso degli anni, impone quindi un’attenta valutazione degli investimenti per ridurre le emissioni di gas serra e la conseguente penalizzazione di processi industriali.

EUA ed effetti sulla produzione energetica

A partire dall’entrata in vigore del sistema l’effetto diretto del costo per le emissioni è stato quello del rialzo del prezzo di produzione dell’energia elettrica da impianti termoelettrici tradizionali. Dopo il primo impatto dovuto alla “novità”, l’influenza delle EUA sul costo di produzione si è mantenuta costante nel corso degli anni rappresentando un fattore secondario rispetto all’andamento del petrolio e alla “stagionalità”.

A partire da inizio 2018, la rapida crescita delle quotazioni EUA ha spinto verso l’alto il costo di produzione dell’energia facendo guadagnare a questo indice una posizione privilegiata tra i parametri di mercato da tenere sotto stretta osservazione. Nella prima newsletter dell’anno era già stata evidenziata la correlazione diretta tra il prezzo dell’energia elettrica dei mercati spot e il valore delle quote di CO₂.

A partire dal 2018 si è registrato un costante e significativo aumento fino a raggiungere a luglio 2019 il massimo di quasi 30 €/tCO₂, soglia che inizia ad essere importante non solo per il prezzo dell’energia prodotta, ma anche per i sistemi di produzione dell’energia elettrica. Valori così alti dei permessi di emissione pongono infatti le basi per due quesiti:

• Visto l’andamento del mercato EUA, è più redditizio produrre energia elettrica con le centrali termoelettriche a carbone o è più conveniente la tecnologia a turbogas, con prezzo della materia prima più elevato ma meno influenzata dalle quote EUA?

• Quale è il valore dei permessi di emissione per cui i grandi produttori risultano essere incentivati ad abbandonare il carbone come fonte energetica primaria?

Si propone di seguito una breve analisi del costo di produzione di 1 MWh di energia elettrica tramite impianto turbogas a ciclo combinato (CCGT) ed impianto termoelettrico a carbone.

Ipotizzando un fattore di emissione per la centrale a carbone pari a 0,85 e dei prezzi di fornitura della materia prima di 21,16 c€/Sm³ e 70,00 €/t rispettivamente per gas naturale e carbone, il costo di produzione di un MWh di energia elettrica viene riportato nel grafico sottostante. Il valore di una quota EUA è fissato a 30 €/tCO₂.

Dal grafico emerge che, considerati i parametri in ingresso, la produzione di energia elettrica tramite centrale a carbone è ancora più vantaggiosa, grazie al costo molto ridotto della materia prima.

L’effetto del valore dei permessi d’emissione sta però gradualmente riducendo il “gap” tra le due tecnologie e, nel caso di variazioni di prezzo delle materie prime o nel caso di impianti con fattore di emissione più alto, potrebbe invertire il risultato, spingendo Paesi europei a modificare le proprie strategie energetiche (obiettivo ETS).

Il panorama energetico italiano, toccato marginalmente dagli impianti a carbone, dovrebbe risentire meno di altri Paesi di un ulteriore eventuale innalzamento delle quote EUA, ma conseguenze parziali sarebbero comunque inevitabili essendo il sistema elettrico ormai interconnesso a livello europeo. Potrebbe risentire inoltre di un innalzamento del prezzo del gas qualora la domanda estera dovesse aumentare per il graduale abbandono delle centrali a carbone.

Al momento è difficile prevedere come evolveranno le strategie energetiche di alcuni Paesi europei che tutt’ora si basano sul carbone e gli effetti che questi cambiamenti avranno sul panorama nazionale. Resta inteso che un elevato costo della CO₂ non influenza solamente il costo dell’energia elettrica ma anche il modo in cui questa viene prodotta.

Servizi di Ultima Istanza: tariffe per l’anno termico 2019/20

Enel ed Hera aggiudicatari del bando per i servizi di FUI

Enel e Hera sono risultati vincitori della procedura concorsuale indetta nel 2019 da Acquirente Unico per l’individuazione dei fornitori di ultima istanza (FUI) che, assieme al servizio di Default (FDD), rappresenta un mercato a cui hanno accesso i clienti senza un contratto di fornitura nel mercato libero.

Ciò che differenzia i due servizi è la motivazione per cui il cliente rimane senza un contratto di fornitura sul mercato libero. Per utenze che svolgono attività di servizio pubblico (ospedali, case di riposo, scuole, carceri ecc.) si applica sempre il FUI. Per i clienti morosi, ad eccezione di questi ultimi, si applica sempre il FDD. Per gli altri casi, nel caso di condomini con uso domestico e consumo annuo superiore a 200.000 Sm³ e clienti con usi diversi e consumo annuo superiore a 50.000 Sm³ si applica il FUI.

Rispetto alla scorsa gara gli spread sono stati elevati e i vincitori sono stati ancora Enel Energia (lotti meridionali) ed Hera Comm (lotti settentrionali con l’eccezione della Lombardia, le cui forniture dal 1° ottobre 2019 torneranno a Enel Energia).

Si riportano i valori degli spread valevoli dal 1° ottobre 2019 fino al 30 settembre 2020 e, tra parentesi e in colore verde, i valori della precedente gara valevoli per il periodo dal 1° ottobre 2018 al 30 settembre 2019.

Esiti FUI GAS anni termici 2016/17 e 2017/18

La tariffa è costituita da una maggiorazione (spread) rispetto alla tariffa praticata per il mercato di tutela. Nella tabella sono indicati i fornitori e rispettivi spread in base agli aggregati regionali per il servizio FUI.

Si può osservare che gli spread sono aumentati di molto specialmente al settentrione e quindi, dato il valore elevato in tutta la nazione, rimanere senza un contratto di fornitura comporta aumenti molto elevati.

La media degli spread per la gara attuale è pari a 22,37 c€/Sm³, mentre lo scorso anno era pari a 13,08 c€/Sm³. L’aumento è stato quindi pari a 9,28 c€/Sm³. Se si fa riferimento alla gara 2016/2018, dove lo spread medio era pari a 3,33 c€/Sm³, ci si rende conto come una svista o una dimenticanza da parte di utenze multisito come i Comuni, possa comportare dei costi elevati rispetto a una qualsiasi proposta nel mercato libero, con spread verosimili pari a un decimo di quelli del FUI.

PTE rimane a disposizione, nel caso l’impresa fosse servita dal FUI, di riportarla nel mercato libero.