Energia

Le Osservazioni di Confindustria possono essere visualizzate al seguente link: 

Osservazioni Confindustria DCO 44-2014-R-gas

14-01-23 #1 ETD.doc|Visualizza dettagliEnergy Taxation add1.doc|Visualizza dettagliEnergy Taxation.doc|Visualizza dettagli

In data 17 febbraio la Cassa Conguaglio ha provveduto a pubblicare l'elenco aggiornato delle imprese a forte consumo di energia sul portale energivori.ccse.cc.

Si è riunito in data 6 febbraio 2014 il comitato tecnico congiunto Energia e Ambiente in Confindustria, alla presenza del Ministro dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare Andrea Orlando e del Ministro dello Sviluppo economico Flavio Zanonato.

Si riportano le principali proposte presentate:

• No interventi retroattivi: E’ necessario garantire la certezza e la stabilità del quadro regolatorio, anche nel medio e lungo periodo, evitando interventi frammentati nei diversi strumenti e misure retroattive che pregiudichino il ritorno degli investimenti effettuati.  Ciò è indispensabile ai fini della bancabilità dei progetti e per assicurare le adeguate garanzie finanziarie per lo sviluppo degli investimenti.
• Emission Trading: Il meccanismo deve rimanere stabile  e non essere modificato nel tempo  ovvero non subire interventi correttivi che alterino il funzionamento di mercato e creino incertezza. Diversamente si abbia il coraggio di disconoscere il meccanismo di mercato ETS e dire apertamente che la Commissione intende adottare una carbon tax. Il mercato ETS dovrebbe essere il driver principale per indirizzare le scelte tecnologiche: i segnali di prezzo del mercato del carbonio europeo dovrebbero costituire l'incentivo implicito per lo sviluppo dell'ampia gamma delle tecnologie per l’efficienza energetica e le fonti rinnovabili in relazione alla loro efficacia e reale convenienza (economica). Occorre quindi evitare ciò che è' accaduto in passato: l' aver sovrapposto a meccanismi di mercato come l'ETS , incentivi amministrati non coerenti, ha prodotto distorsioni (a costi altissimi) che hanno premiato anche tecnologie poco efficienti sul piano ambientale ed energetico
• Target definito dopo Conferenza 2015. Per evitare effetti di spiazzamento e delocalizzazione dell’economia Europea il livello del Target dovrebbe essere definito alla luce degli impegni assunti dagli altri paesi, in particolare  US-Cina-India.

• Carbon-leakage: si dovrà continuare a prevedere misure per tutelare i settori maggiormente esposti al rischio carbon leakage (in particolare la disponibilità di quote gratuite) fino a quanto le imprese dei Paesi extra Ue non avranno gli stessi vincoli di riduzione delle emissioni. In tal senso si valuta positivamente la proposta della Commissione europea di mantenere inalterati i criteri stabiliti dall’attuale Direttiva ETS auspicabilmente anche dopo il 2020
• Infrastrutturazione energetica. I nuovi obiettivi clima-energia della Commissione porteranno allo sviluppo di un modello energetico fortemente incentrato sulla generazione distribuita. E’ quindi importante creare rapidamente un contesto favorevole allo sviluppo di una consistente  infrastrutturazione nel collegamento tra gli impianti ed i centri di consumo e integrare in modo efficace dal punto di vista dei costi le rinnovabili nel sistema elettrico, sfruttando appieno  la capacità di produzione degli impianti già installati. Ciò significa avere un quadro regolamentare semplificato che garantisca tempi rapidi e certi alla realizzazione delle opere infrastrutturali.

 Si allegano le slides proiettate durante il suddetto Comitato.

Slide Comitato Tecnico congiunto Energia e Ambiente - 6 febbraio 2014

Il rapporto mensile sul sistema elettrico  pubblicato da Terna indica che a gennaio 2014 la richiesta di energia elettrica nel mese è stata pari a 26,9 TWh, in diminuzione del 4% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente.

Rispetto a gennaio 2013 sono aumentate del 2,5% le importazioni di energia elettrica e si sono ridotte di un quarto le esportazioni. A gennaio 2014 il 15,8% della richiesta totale è stata soddisfatta dal saldo estero (4,245 TWh in import).

Per quanto riguarda la produzione nazionale di energia elettrica per fonte a gennaio la generazione idroelettrica fa registrare un fortissimo aumento (+40,5%) rispetto al gennaio 2013 per un produzione netta di 4,158 TWh. Il fotovoltaico ha prodotto 0,779 TWh in linea con i valori dello scorso anno (+0,4%), in lieve calo l’eolico con 1,717 TWh (-2,5%), il geotermoelettrico fa registrare un +4,8%. Il termoelettrico ha fatto registrare un calo del 13 %.

Anche in termini congiunturali si registra una diminuzione della richiesta, il valore destagionalizzato dell’energia elettrica richiesta a gennaio 2014 ha fatto registrare una variazione negativa (-0,3%) rispetto a dicembre. Il profilo del trend congiunturale mantiene un andamento negativo.

La potenza massima richiesta alla punta a gennaio è stata pari a 49.767 MW, il picco è stato raggiunto il 29 gennaio alle ore 11, valore che indica un calo dello 0,9% sullo stesso mese dell’anno precedente.

A livello di macro-zone la domanda elettrica rispetto a gennaio 2013 è cresciuta solamente in due aree territoriali del nord, quella composta da Liguria, Piemonte e Val d’Aosta (+2,6%) e quella composta da Friuli, Veneto e Trentino A.A. (+6,2%), il calo più vistoso in Emilia Romagna e Toscana (-11,2)%.

Su la Repubblica di oggi Luisa Grion intervista il Vice Presidente di Confindustria Aurelio Regina

La Repubblica - intervista Aurelio Regina.pdf|Visualizza dettagli

La Comunità Europea sta proseguendo il processo di definizione delle metodologie di allocazione delle capacità incrementali di gas naturale, sviluppate attraverso investimenti in pipeline, compressori e altre infrastrutture similari.

L’Associazione degli operatori europei del trasporto gas (ENTSOG) ha pubblicato il 31 gennaio 2014 un piano per la definizione delle proposte di  emendamento al codice di rete per i meccanismi di allocazione delle capacità (CAM) in merito alle regole di allocazione delle nuove capacità, seguendo le direttive del documento guida emanato dall'Agenzia per la cooperazione dei regolatori energetici europei (Acer) ha pubblicato il 30 Novembre 2013.

Il piano presenta le seguenti fasi:

•         Fase di overview delle proposte di sviluppo del CAM riguardo le capacità incrementali (1 febbraio – 31 luglio 2014).
•         Fase decisionale in merito allo sviluppo del CAM riguardo e capacità incrementali (1 agosto – 31 dicembre 2014).

Il progetto della associazione avrà come principali focus:

•         Valutazioni in merito alla capacità esistente, alla nuova capacità e alla capacità incrementale.
•         Quando offrire capacità incrementale.
•         Requisiti di coordinamento fra TSO e Autorità nazionali di regolazione.
•         Requisiti di cooperazione cross-border.
•         Valutazioni in merito alla capacità esistente, alla nuova capacità e alla capacità incrementale.
•         Quando offrire capacità incrementale.
•         Requisiti di coordinamento fra TSO e Autorità nazionali di regolazione.
•         Requisiti di cooperazione cross-border.
•         Proiezioni riguardo l’informazione in merito alle capacità standard bundled offerte.
•         Regole per assicurare gli impegni vincolanti degli utenti delle reti.
•         Integrazione della nuova capacità e della capacità incrementale nelle aste annuali preciste dal CAM.
•         Procedure “Open Season” quando le aste possono non rappresentare un robusto approccio o quando ci si riferisce ad un      area afferente a più di due mercati del gas.
•         Questioni relative ai possibili aggiustamenti delle tariffe ad esempio nei casi in cui i prezzi di riferimento, così come definiti  dalla metodologia di allocazione della capacità (CAM), porterebbero ad una situazione di impossibilità del passaggio dei test  economici.
•         Relazioni con le linee guida e i codici esistenti.

         Il Piano è consultabile al seguente link:  Entsog Plan Incremental Proposal

La Commissione Europea sta proseguendo nella direzione di armonizzare le tariffe di trasporto del gas naturale, lo sviluppo dell’armonizzazione delle tariffe risulta essere parte vitale del complessivo processo di trasformazione delle regole vincolanti di trasporto del gas naturale, con l’obiettivo di una implementazione e un efficientamento del mercato interno e dello scambio cross-border.

Il 30 novembre 2013 ACER ha definito le linee guida riguardanti l’armonizzazione delle strutture delle tariffe di trasporto del gas naturale (TAR FG). Il 19 dicembre 2013 la Commissione Europea (EC) ha commissionato ad ENTSOG la definizione di un “Network Code” in merito a tale armonizzazione (TAR NC).

Il 31 gennaio 2014 l’associazione degli operatori europei del trasporto gas (ENTSOG) ha definito un piano per lo sviluppo del suddetto “Network Code” sulla base delle linee guida, che presenta le seguenti fasi:

·         Fase di presentazione delle proposte di sviluppo del Network Code ( 1 febbraio - 31 luglio 2014)

·         Fase decisionale in merito al Network Code. (1 agosto – 31 dicembre 2014)

Il progetto della associazione avrà come principali focus:

·         Previsioni generali, attraverso impact assessment, dell’armonizzazione delle tariffe.

·         Requisiti di informazione in relazione alle informazioni che dovrebbero essere pubblicate dai TSO e dalle autorità nazionali di regolazione per fornire sufficienti strumenti alle terze parti per comprendere la derivazione, la metodologia di calcolo e la struttura delle tariffe.

·         Costo di allocazione e determinazione del prezzo di riferimento secondo un limitato numero di metodologie in modo da evitare discriminazioni.

·         Capacità incrementale da prodursi, mediante test economici.

·         Revenue Recolciliation per assicurare il recupero degli effettivi costi sviluppati al TSO e per proporre la stabilità delle tariffe per gli utenti del network.

·         Metodologie per definire il prezzo dei prodotti short-term e delle capacità interrompibili.

·         Metodologie per definire il prezzo della capacità scambiata presso i punti di interconnessione virtuale.

·         Specificazione del prezzo dei prodotti di capacità bundled.

·         Prezzo pagabile nelle aste.

·         Relazioni con le linee guida e i codici esistenti.

Il piano è consultabile al seguente link:

Entsog Tar Plan

L'Autorità ha deliberato le seguenti disposizioni in merito al servizio di stoccaggio virtuale, per l’anno termico di stoccaggio 2014 – 2015:

• I soggetti aderenti al Decreto 130 dovranno operare offerte, per una quantità pari al 50% del gas che il GSE deve approvvigionare per l’intero anno termico 2014-2015, a fronte di un corrispettivo pari a 1,62 €/MWh. Tale disposizione aggiorna il suddetto corrispettivo, che era stato fissato dall’AEEG pari a 4,03 €/MWh per l’anno termico 2012-2013 e 2,24 €/MWh per l’anno 2013-2014.
• I corrispettivi relativi alla consegna di gas naturale nel mercato estero (C_MKT), fissati dalla direttiva ARG/gas 193/10 come 2,6 €/MWh per l’hub TTF e 2,8 €/MWh per l’hub ZEE e aggiornati per l’anno 2013-2014 rispettivamente al valore di 0,8 €/MWh e 1 €/MWh, sono riuniti in un unico valore per l’anno termico 2014-2015, pari a 0,9 €/MWh.

La delibera è consultabile al seguente link:

Delibera AEEG 30 gennaio 2014 numero 22

L'Autorità ha avviato un procedimento per l’adozione di provvedimenti per definore le condizioni economiche del servizio di tutela per il gas naturale a partire dall’anno termico 2014-2015, con particolare riferimento alle componenti:

• C_MEM a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale nei mercati all’ingrosso,
• CCR a copertura dei costi delle attività connesse alle modalità di approvvigionamento del gas naturale all’ingrosso, compreso il relativo rischio.

La delibera è consultabile al seguente link:

Delibera AEEG 30 gennaio 2014 numero 23

Disposizioni in materia di bilanciamento di merito economico del gas naturale:

• Definizione delle modalità di utilizzo di flessibilità nella capacità di stoccaggio, line-pack e prestazioni aggiuntive di stoccaggio, per il bilanciamento di merito economico del gas naturale.
• Proroga al 15 febbraio 2014  delle disposizioni transitorie nell'ambito del sistema di bilanciamento in merito alle capacità di stoccaggio non utilizzate dalle imprese di trasporto.
• Aggiornamento codice di rete Snam Rete Gas.

La delibera è consultabile al seguente link:

Delibera AEEG 31 gennaio 2014 numero 27

La Commissione Ue ha lanciato la consultazione sulle politiche comunitarie per l'efficienza energetica al 2030, che dovranno affiancarsi all'obiettivo di riduzione della CO2 del 40% rispetto al 1990 ed al target di produzione di fonti rinnovabili del 27% sul consumo di energia.

C'è tempo fino al 28 aprile per rispondere alla consultazione on line: http://ec.europa.eu/yourvoice/ipm/forms/dispatch?form=2014eed

IL GSE ha aggiornato al 31 dicembre 2013 il Contatore del "costo indicativo cumulato annuo degli incentivi" riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili elettriche, diversi dal fotovoltaico. Il costo indicativo annuo risulta pari a circa 4,56 miliardi di euro.

Vai alla news del GSE: http://www.gse.it/it/salastampa/news/Pages/Aggiornamento-contatore-oneri-fonti-rinnovabili-elettriche-diverse-da-fotovoltaico.aspx

Il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato il Decreto 31 gennaio 2014 sulle nuove modalità di determinazione del CEC, il parametro per calcolare il costo evitato del combustibile, utilizzato per definire la remunerazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti Cip 6/92. 

Leggi il decreto sul sito del MiSE: http://www.sviluppoeconomico.gov.it/images/stories/normativa/DM_31gennaio2014_CEC.pdf

E' disponibile l'aggiornamento Eurostat, al I semestre 2013, dei prezzi dell'energia elettrica e del gas per gli utenti industriali.

Vedi le slides sul confronto europeo:

Confronto europeo prezzi elettricità utenti industriali_ I semestre 2013

Confronto europeo prezzi gas utenti industriali_ I semestre 2013

 E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato al 31 gennaio 2014.

 Nel report sono riportati i seguenti dati:

• confronto prezzi, spot (baseload) e future, mensili e giornalieri delle principali borse, elettriche e gas, europee;
• prezzi Ipex mensili per fascia di consumo (peak, off-peak, F1, F2 e F3);
• prezzi future brent, WTI, coal e gasoil.