Newsletter 4 – 2017

Evoluzione del panorama energetico nazionale

Molte le iniziative a sostegno della competitività delle imprese

In questi giorni stanno prendendo forma molte iniziative a sostegno della competitività delle imprese italiane, molte delle quali previste dalla Strategia energetica nazionale 2017 il cui documento, pubblicato dal Ministero dello Sviluppo economico, è in consultazione. La Strategia Energetica Nazionale 2017 (SEN 2017) è uno strumento che individua le principali scelte strategiche in campo energetico e definisce le priorità di azione indirizzando le scelte di allocazione delle risorse nazionali.

Tra le iniziative presenti, riportiamo le più importanti:

• Corridoio di liquidità gas (riduzione del gap con i prezzi UE)

• Sostegno alle imprese energivore (riduzione dei costi rispetto agli energivori tedeschi)

• Capacity market (remunerazione della capacità per i produttori)

• Riforma oneri di sistema (trasferimento dei costi dalla parte variabile alla parte fissa)

Nelle pagine seguenti affrontiamo il primo degli argomenti riportati nella precedente lista. Nelle prossime newsletter, nella speranza di avere un quadro normativo più certo di quello attuale, daremo informazioni anche sulle altre iniziative.

Link al documento di consultazione sulla Strategia energetica nazionale (SEN) sul sito del MiSE

Le nuove linee guida nel meccanismo dei certificati bianchi

Molte e consistenti novità: dai progetti ammissibili alle modalità di valutazione dei risparmi, dalle procedure di controllo e verifica agli strumenti di supporto

Con l’entrata in vigore del decreto interministeriale 11 gennaio 2017 sono stati aggiornati i criteri, le condizioni e le modalità di realizzazione dei progetti di efficienza energetica negli usi finali per l’accesso al meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE), noti anche come Certificati Bianchi, per il periodo 2017-2020.

I TEE sono titoli negoziabili che certificano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali di energia attraverso interventi e progetti di incremento di efficienza energetica. Il sistema dei certificati bianchi prevede che i distributori di energia elettrica e di gas naturale raggiungano annualmente obiettivi di risparmio di energia primaria, espressi in Tonnellate Equivalenti di Petrolio (TEP) risparmiate. Le attività di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati a progetti di efficienza energetica condotti nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi sono affidate al Gestore Servizi Energetici (GSE).

Le principali novità sono riportate, in seguito, in forma schematica.

• Valore energetico dei TEE: 1 TEE = 1 TEP risparmiato (scompare il coefficiente moltiplicativo “tau”)

• Durata dell’incentivo: tra 3 e 10 anni a seconda della categoria dell’intervento. La cogenerazione segue un iter diverso (D.M. MSE 5/9/11)

• Due sole metodologie di valutazione dei risparmi: progetti a consuntivo (PC) e progetti standardizzati (PS)

• I progetti a consuntivo prevedono misurazioni giornaliere per almeno 6 mesi per definire i consumi pre intervento, baseline; per i progetti standardizzati vale la medesima regola, a meno di “sconti” da parte del GSE

• Soglie minime di risparmio addizionale nei primi 12 mesi di monitoraggio: 5 TEP per progetti standardizzati, 10 TEP per progetti a consuntivo

• Tipologie di certificati: Tipo I (risparmio energia elettrica), Tipo II (risparmio gas naturale), Tipo III (risparmi diversi da energia elettrica e gas naturale non nel settore dei trasporti), Tipo IV (risparmi diversi da energia elettrica e gas naturale nel settore dei trasporti)

• La qualifica di controparte centrale assunta dal GME consente di eliminare il rischio di controparte ed introduce una semplificazione degli adempimenti amministrativo-contabili derivanti dalla partecipazione al mercato organizzato (al termine di ciascuna sessione di mercato i venditori dovranno emettere una sola fattura nei confronti dell’acquirente GME e gli acquirenti riceveranno un’unica fattura dal GME)

Lunedì 19 giugno il GSE ha pubblicato i “Chiarimenti operativi per la presentazione dei progetti” di efficienza energetica per i quali è richiesto l’accesso al meccanismo dei Certificati Bianchi. Con la prossima newsletter saranno riassunte le principali novità. Nel frattempo, la difficoltà ad ottenere i titoli, l’incertezza legata all’obbligo delle misurazioni per 6/12 mesi per la definizione della baseline e l’effetto di piccoli operatori che hanno comperato a prezzi alti sono fattori che hanno contribuito all’aumento delle quotazioni dei titoli, arrivati fino a 270 Euro/TEE.

Polo Tecnologico per l’Energia da oltre tre anni ha ottenuto la certificazione UNI CEI 11352:2014 per le attività di “Erogazione di servizi energetici integrati volti al miglioramento dell’efficienza energetica presso i propri clienti mediante installazione di sistemi di monitoraggio e misura del consumo energetico”. Dal mese di luglio 2016, la norma UNI CEI 11352:2014 è un obbligo di legge per le E.S.Co. che vogliono accedere al meccanismo dei “Certificati bianchi” ed effettuare diagnosi energetiche ai sensi del D.Lgs 102/2014. PTE rimane a disposizione per offrire eventuale assistenza nell’ottenimento dei Certificati Bianchi.

Qualifiche SEU e SEESEU: hanno scherzato?

Milleproroghe e delibera 276/2017 dell’Autorità cambiano le regole ex post

Le regole precedenti

Il combinato disposto della legge 99/09 e del DL 91/14 (convertito dalla legge 116/14) prevedeva, a decorrere dal 1° gennaio 2014, così come attuato dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico con la delibera 578/13, che i clienti finali fossero tenuti al pagamento degli oneri generali di sistema sull’energia consumata, ivi inclusa l’energia autoprodotta e consumata in sito. In questo contesto, facevano eccezione i Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU) e quelli ad essi equiparati (SEESEU), che avrebbero avuto diritto ad un beneficio specifico, consistente in uno sconto sugli oneri generali di sistema. Gli oneri avrebbero dovuto essere applicati ad aliquota piena alla sola energia prelevata; all’energia autoprodotta e consumata in sito sarebbe stata applicata un’aliquota ridotta. L’accesso ai benefici per i SEU e SEE-SEU era subordinato all’ottenimento di una qualifica da richiedere tramite l’apposito portale informatico del GSE. L’argomento interessava quindi tutti i soggetti che avevano produzione e autoconsumo di energia, ad esempio impianti cogenerativi, fotovoltaici, idroelettrici ed eolici.

Le regole attuali

Con la delibera 276/2017/R/eel, l’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico ha dato piena attuazione a quanto previsto dal Dl 244/2016, anche noto come Milleproroghe.

A partire dal 1° gennaio 2017, nel caso di Sistemi semplici di produzione e consumo (SSPC, vale a dire SEU, SEESEU, SSP, ASE, ASAP) e Sistemi di distribuzione chiusi (SDC, vale a dire RIU e ASDC), le componenti tariffarie di trasmissione e distribuzione nonché a copertura degli oneri generali di sistema, si applicano solo all’energia prelevata dalla rete.

Inoltre, gli oneri sull’energia consumata non sono più esigibili anche in relazione ai periodi antecedenti al 1° gennaio 2017, per tutti i SSPC e i SDC, con l’unica eccezione della componente tariffaria MCT a copertura delle compensazioni territoriali agli enti locali che ospitano impianti nucleari. Quest’ultima, infatti, si applicherà all’energia consumata fino al 31 dicembre 2016, ma solo nel caso degli ASE (Altri sistemi esistenti) e degli ASAP (Altri sistemi di autoproduzione). Sono, invece, esclusi dall’applicazione i SEU, SEESEU-A, i SEESEU-B, i SEESEU-D e le RIU.

A partire dal 1° gennaio 2017, inoltre, non occorre più presentare richiesta di qualifica di SEU o SEESEU.

Il Gestore dei servizi energetici, a sua volta, con il comunicato stampa del 28 aprile, ha reso noto che dal 1° maggio 2017 verranno sospese le funzionalità del portale informatico per l’invio delle richieste di qualifica o di comunicazioni di avvenuta modifica dei sistemi per i quali era già stata presentata la richiesta.

Nel caso di un sistema per il quale il richiedente ha comunque presentato richiesta di qualifica nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2017 e il 30 aprile 2017, il richiedente, in alternativa, può:

• rinunciare all’istanza di qualifica entro il 31 maggio 2017, tramite raccomandata o via PEC, all’indirizzo info@pec.gse.it;

• non rinunciare all’istanza di qualifica. In tali casi il GSE completerà l’attività istruttoria verificando in quale categoria, tra quelle previste di ASSPC, ricade il sistema.

La CSEA ha emanato Circolare N.7/2017/ELT contenente le prime indicazioni operative per gli esercenti le attività di distribuzione e gli autoproduttori. La disposizione ha effetto retroattivo a partire dal 1° gennaio di quest’anno, nonostante rimanga ancora aperta la questione della retroattività o meno del pagamento degli oneri sugli autoconsumi per il periodo 2015 e 2016 che verrà chiarita mediante successive circolari da parte della CSEA.

Il commento

Come PTE abbiamo sempre dichiarato insensato, da parte di chi produce e consuma in loco l’elettricità, di essere sottoposto al pagamento di oneri. Inoltre l’impresa che ha sostenuto l’investimento degli impianti di autoproduzione non era al corrente di questo costo che quindi incide ex post su un investimento già ipotizzato e sostenuto.

Va poi rilevato che, in seguito a quanto previsto dalla normativa precedente alla delibera 276/2017/R/eel e al c.d. Decreto Milleproroghe, la maggioranza delle imprese aveva incaricato consulenti per eseguire le qualifiche SEU/SEESEU presso il GSE.

Anche se la normativa è cambiata, fortunatamente a favore delle imprese, sorgono spontanee tre domande.

1. Chi restituirà alle imprese i costi per la qualifica presso il GSE (tempo perso, costi consulenze, costo qualifica)?

2. Chi risarcirà le imprese per i mancati investimenti effettuati (e quindi mancati risparmi) a causa della precedente normativa penalizzante nei confronti di chi autoproduce e autoconsuma?

3. Chi restituirà la fiducia alle imprese in termini di certezza degli investimenti?

Questo è l’ennesimo caso (si ricorda, su tutti, il c.d. “decreto “spalmaincentivi” per gli impianti fotovoltaici, le incertezze passate per le agevolazioni delle imprese energivore e la provvisorietà degli oneri di sistema) in cui sono state prese decisioni con leggerezza, senza valutare le ricadute economiche conseguenti.

Per ogni impresa permangono quindi una serie di rischi di tipo burocratico e normativo che, di fatto, ostacolano lo sviluppo imprenditoriale. Ben vengano il Piano nazionale Industria 4.0, iper e super ammortamento e tutte le misure messe in campo dal Governo, ma tutto ciò pensiamo vada fatto, oltre che con una burocrazia ridotta ai minimi termini, in un clima nazionale di certezza della remunerazione degli investimenti.

Super ammortamento anche per fotovoltaico ed eolico

Chiarimento dell’agenzia delle Entrate che estende i benefici del super ammortamento

L’Agenzia delle Entrate, con la Circolare n. 4/E pubblicata il 30 marzo 2017 fornisce le linee guida e i chiarimenti per fruire del super ammortamento al 140% e dell’iper ammortamento al 250%.

Le due agevolazioni rientranti nel piano Industria 4.0 sono state approvate con la Legge di Bilancio 2017 e prevedono particolari vantaggi per le imprese che investono in tecnologia e digitalizzazione.

Il paragrafo 9 della circolare fornisce importanti informazioni circa le aliquote di ammortamento per gli impianti fotovoltaici ed eolici e l’applicabilità del super ammortamento agli stessi, tenuto conto della recente disciplina sui così detti “imbullonati” e delle incertezze emerse negli ultimi mesi circa i coefficienti di ammortamento di tali impianti.

Nel corso degli anni il costo dei moduli fotovoltaici e il valore degli incentivi sono variati molto e solamente il tempo di ritorno dell’investimento è rimasto costante, pari a circa 8 anni per i grossi impianti. Una veloce stima prevede che il super ammortamento permetterà di ridurre di 1-2 anni il payback time (ipotizzando che l’azienda generi un imponibile fiscale per usufruire del beneficio) e quindi le ricadute economiche risultano molto interessanti.

Si ricorda infine come la Legge di Bilancio abbia prorogato il termine per fruire del super ammortamento fino al 30 giugno 2018 nel rispetto di alcune condizioni:

• entro la data del 31 dicembre 2017 il relativo ordine risulti accettato dal venditore;

• sia avvenuto il pagamento di acconti in misura almeno pari al 20 per cento del costo di acquisizione.

Polo Tecnologico per l’Energia ha una consolidata esperienza nei progetti di impianti a fonti rinnovabili, in special modo per gli impianti fotovoltaici e rimane a disposizione per eventuali richieste di chiarimento.

Siccità ed energia idroelettrica

La mancanza di acqua ha avuto delle ricadute economiche sui prezzi spot e futures. Precipitazioni e riduzione del prezzo del petrolio porteranno dei miglioramenti?

L’inverno e l’inizio di primavera sono stati caratterizzati dalla mancanza di precipitazioni e questo ha avuto delle dirette conseguenze sulla produzione di energia idroelettrica.

La mancanza d’acqua ai fini idroelettrici registrata in questa primavera è dovuta principalmente alla scarsa alimentazione proveniente dallo scioglimento di ghiacciai e nevai (regime idrologico nivale-glaciale che prevede una “magra” invernale, una lunga “morbida” tra la primavera e l’autunno, con plateau estivo).

La mancanza di energia idroelettrica sta mantenendo alti i prezzi spot della Borsa elettrica e quelli futures (piattaforme IDEX, EEX, TFS, …), basti ricordare come nei mesi di aprile 2014 e 2016, anni caratterizzati da abbondanti precipitazioni nevose, avevano infatti registrato una diminuzione delle quotazioni proprio in virtù dell’importante apporto di acqua e quindi di energia idroelettrica.

Nell’inverno passato, in Veneto, su Dolomiti e Prealpi non ha quasi mai nevicato, apporti dal Trentino non ne sono arrivati e le falde sono ai livelli minimi. L’Adige dovrebbe avere una portata media di 80 mc/s, ma negli scorsi mesi abbiamo toccato i 37 mc/s e il mar Adriatico ha risalito la corrente in senso inverso per cinque chilometri. Con l’aumento delle temperature, gli sporadici temporali estivi non miglioreranno molto la situazione, limitandosi a mantenere il più possibile costanti i livelli di accumulo nei bacini montani.

La riduzione della produzione da impianti idroelettrici e l’aumento delle temperature nel periodo estivo sono due fattori che contribuiscono a delineare uno scenario in cui i prezzi dell’energia elettrica sono destinati ad aumentare o, nel caso migliore, restare pressoché costanti. La diminuzione del prezzo del petrolio di questi ultimi giorni ha influito leggermente sul prezzo del gas metano, ma per quanto riguarda l’energia elettrica la situazione è rimasta invariata. Restiamo in attesa di conoscere se nei prossimi giorni ci saranno sviluppi interessanti.

L’influenza francese sui prezzi energetici europei

La situazione francese quanto a lungo potrà influenzare i prezzi europei e italiani? Quali le politiche energetiche future?

Dalla seconda settimana di ottobre 2016, il fermo di 21 reattori francesi nucleari su 58 per una verifica delle strutture dei reattori nucleari stessi, ha causato l’aumento dei prezzi dell’energia elettrica in Europa e in Italia. L’Italia infatti importa dalla Francia il 13% della domanda complessiva annuale di energia elettrica e la Francia stessa acquista energia nella borsa elettrica italiana. Questa combinazione ha portato i valori della borsa elettrica così come i forward dell’energia elettrica, in special modo per il primo trimestre 2017, ad aumenti importanti. La situazione energetica in Francia è caratterizzata da un ricorso quasi assoluto all’energia elettrica, e questa si basa per più del 75% dalla produzione nucleare. Per oltre quarant’anni, l’utility di stato EdF (Electricité de France) è stato il colosso mondiale dell’energia nucleare. Questa strategia “tout électrique, tout nucléaire” è lungi dal garantire l’indipendenza energetica, poiché le riserve di uranio sono in calo e il suo costo nei prossimi decenni è previsto in aumento. Essa ha inoltre l’effetto di rallentare la transizione verso l’uso più frequente delle fonti rinnovabili, cosa che ha prodotto un ritardo rispetto ai vicini europei. Va infine sottolineato come l’obsolescenza delle centrali nucleari francesi sia un problema più grave di quello attuale del fermo dei reattori.

Lo scorso mese la Francia è stata coinvolta nelle elezioni presidenziali e i candidati avevano idee molto diverse sul futuro energetico francese. In generale tutti i candidati erano favorevoli alle rinnovabili e contro le fonti fossili, ma è proprio sul nucleare che le opinioni risultavano discordanti. Il nuovo presidente, Macron (En Marche – centro) vuole chiudere tutte le centrali a carbone entro 5 anni e, in linea con la transizione avviata da Hollande, vuole ridurre il peso del nucleare dal 75% al 50% entro il 2025.

Va poi fatta un’osservazione riguardante la competitività tra le imprese europee: il nucleare francese, sostenuto politicamente fin dagli anni settanta, fino ad ora ha permesso alle imprese francesi di disporre di energia a buon prezzo. Mantenere intatta la quota di elettricità prodotta dal nucleare risulta molto difficile e, probabilmente, qualsiasi scelta politica sarà presa comporterà un allineamento dei prezzi francesi con quelli italiani.

Questo rappresenta un bene per la competitività delle imprese italiane ma influirà, al rialzo, sui prezzi dell’energia elettrica in quanto i mercati europei (Francia, Italia e Germania su tutti) sono direttamente connessi.

“Corridoio liquidità gas” per ridurre il gap di costo del gas con l’UE

Le misure previste dalla SEN 2017 permetteranno di allineare il prezzo del gas con il resto d’Europa

Il prezzo del gas naturale (metano) in Italia è mediamente superiore a quello pagato in Europa. Se si considerano i prezzi di acquisto all’ingrosso, tra Italia (hub virtuale PSV – Punto di Scambio Virtuale) e nord Europa (hub virtuale TTF – Title Transfer Facility, riferimento per tutta l’UE) vi è un differenziale pari ad almeno 2,0 c€/Sm³, come mostrato nella tabella seguente.

Con la Strategia Energetica Nazionale, il Governo sta cercando di diminuire il gap di costo del gas, allineandolo a quello dell’Europa, introducendo numerose e complesse misure, tra cui la creazione del cosiddetto “Corridoio di liquidità”. Esso prevede l’acquisizione, principalmente da parte di Snam Rete Gas, della capacità di trasporto (pari alla capacità massima di ingresso a passo Gries, pari a 59 mln m³/g) resa disponibile tra i mercati liquidi di Francia, Germania, Olanda e l’Italia.

L’allineamento dei prezzi tra PSV e TTF, a meno del costo variabile di trasporto tra i due hub, dovrebbe portare un beneficio per il sistema, al netto delle compensazioni per il delta costo acquisto/rivendita gas, variabile tra circa 100 e 600 M€ in base alla domanda ed allo spread tra PSV e TTF.

Per le imprese che devono rinnovare il proprio contratto di fornitura nasce il dubbio spontaneo sull’opportunità o meno di aspettare.

Tra le ricadute economiche del corridoio di liquidità c’è la diminuzione del costo della materia prima, che è proprio l’oggetto della negoziazione. Il rischio è quindi quello di concordare adesso un prezzo fisso più alto di 1-2 c€/Sm³ rispetto a quello ottenibile in seguito alla diminuzione dei prezzi del gas italiano. I fornitori non sono poi disposti a inserire clausole che tengano conto della diminuzione dei prezzi e questo elemento contribuisce a mantenere le posizioni di incertezza.