Energia

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato ad ottobre 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.

È stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 268 del 18 novembre  il decreto del Ministero dello Sviluppo economico del 6 novembre 2014 “Rimodulazione degli incentivi per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico spettanti ai soggetti che aderiscono all'opzione di cui all'articolo 1, comma 3, del decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, convertito con modificazioni, in legge 21 febbraio 2014, n. 9".
 

La Commissione Europea ha in mente l’armonizzazione della fiscalità energetica in quanto un requisito essenziale per poter pensare ad una reale unione energetica.

Le evidenti differenze che vi sono tra Stati membri non fanno che aumentare il divario. Infatti attualmente il carico fiscale differisce fortemente da Paese a Paese: in Danimarca, ad esempio, le tasse rappresentano il 57% del prezzo finale dell'elettricità e in Germania il 49%, mentre Malta e Regno Unito non vanno oltre il 5%. Il risultato è che se i consumatori danesi e tedeschi arrivano a pagare circa 30 euro per 100 kWh, quelli bulgari beneficiano di un prezzo di 9 €/100 kWh.

Per questo motivo, in una intervista, il Commissario per l’energia e l’ambiente Miguel Aras Cañete, ha dichiarato che per completare il mercato interno dell'energia non basta la realizzazione delle interconnessioni, ma servono nuove norme, in particolare sulle tariffe, la cui composizione è necessaria sia trasparente e basata su regole comuni.

E’ quindi intenzione della nuova Commissione Europea fare pressioni sugli Stati membri UE affinché armonizzino la fiscalità sull'elettricità e il gas.

L'Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI) ha recepito, con la delibera 566/2014, gli indirizzi del Ministero dello Sviluppo Economico per ridurre di 140 milioni di euro il servizio di interrompibilità (provvedimento Taglia-bollette).

Rispetto alla disciplina per il 2015/2018, fissata provvisoriamente dal Regolatore con la delibera 301/2014, rilevano i seguenti aspetti:

• il prezzo posto a base d'asta viene tagliato del 10%. L’Autorità ha quindi fissato il premio di riserva per la capacità interrompibile istantaneamente a 135.000 €/MW/anno e quello per l'interrompibilità di emergenza a 90.000 €/MW/anno;
• la quantità massima disponibile di energia per il sevizio viene ridotta a 3.300 MW/anno;
• la quota per il prodotto triennale viene portata da 2/3 a 3/4 della capacità massima;
• sono eliminate le assegnazioni mensili, salvo che Terna non ritenga necessario reintegrare le quantità mensili riacquistate dagli assegnatari;
• rimangono il prodotto annuale e quello infrannuale. Quest'ultimo verrà interdetto agli assegnatari di prodotti triennali o annuali in caso di perdita dei requisiti contrattuali nell'anno di riferimento.

In riferimento alla richiesta del MiSE di prevedere strumenti che garantiscano il servizio delle unità interrompibili per far fronte alle criticità per la sicurezza del sistema elettrico, lAutorità emanerà un successivo provvedimento (che sarà posto in consultazione) volto a disciplinare un nuovo servizio "a scendere" (visto che ora gli interrompibili operano solo "a salire") per fronteggiare i giorni di basso carico.

L'AEEGSI ha successivamente approvato, con il  provvedimento 578/2014/R/eel, il Regolamento delle procedure di approvvigionamento dei servizi di interrompibilità e il relativo Contratto Standard, predisposto da Terna, sulle procedure di approvvigionamento per il triennio 2015-2017.

Con tale provvedimento, come indicato dal Ministero, il prodotto triennale è stato rafforzato, prevedendo un meccanismo per cui nel caso l'offerta aggregata nella procedura di approvvigionamento del prodotto triennale sia pari o superiore alla quantità massima, Terna proceda direttamente ad approviggionare l'intera quantità massima tramite la predetta procedura senza organizzare la procedura di approvvigionamento del prodotto annuale per il primo anno del triennio.

Terna rende note, ai sensi della delibera dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico 301/2014/R/EEL come successivamente modificata ed integrata dalla delibera 566/2014/R/eel, le modalità per l’approvvigionamento a termine delle risorse interrompibili istantaneamente e di emergenza nel triennio 2015 - 2017 e i relativi schemi contrattuali come approvati con delibera 578/2014/R/eel, il termine per la presentazione delle richieste di partecipazione e per l'accesso al portale per l'inserimento delle offerte.

Con la delibera 546/2014/R/eel l'Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico ha approvato le regole per l'allocazione su base annuale, mensile e giornaliera della capacità di interconnessione con l'estero nelle regioni Centro Ovest, Centro Sud e Svizzera valevoli a partire dal 1° gennaio 2015.

Le regole sono contenute nel documento “Rules for capacity allocation by Explicit Auctions”, elaborato da Terna e dagli altri Tso nell'ambito delle iniziative regionali ACER.

Le regole aggiornano quelle attualmente vigenti definite nel 2011, in considerazione delle estensioni territoriali e del previsto avvio di iniziative di market coupling su alcune frontiere italiane.

Le nuove regole, che oltre ai confini ricompresi nelle Iniziative Regionali Centro-Ovest e centro Sud trovano applicazione anche ai confini svizzeri e alla frontiera Francia-Spagna, promuovono una maggiore armonizzazione tra i diversi ambiti nazionali e favoriscono il raggiungimento della piena integrazione del mercato elettrico italiano entro la scadenza del semestre di presidenza italiana del Consiglio dell'Unione Europea.

Come riportato nella scheda tecnica dell’Autorità, con riferimento al sistema italiano, le modifiche approvate con la delibera 546/2014/R/eel sono relative:

• a regole per l'allocazione da applicare in relazione all'avvio del market coupling (sospensione delle aste esplicite giornaliere sulle frontiere che introducono il coupling);
• all'introduzione delle shadow auction quale meccanismo da applicarsi per le allocazioni di capacità su base giornaliera in caso di indisponibilità temporanea del market coupling;
• alle nuove tempistiche di svolgimento delle aste giornaliere per le frontiere per le quali si mantengono le aste esplicite per le allocazioni giornaliere;

Lo scorso 12 novembre è stata presentata dall'Agenzia Internazionale dell'Energia (Aie) la nuova edizione del World Energy Outlook.

Secondo l’Agenzia, la domanda energetica mondiale aumenterà del 37% al 2040, con un aumento medio annuo dell'1,1%. Un rallentamento rispetto ai decenni precedenti dovuto da una parte ai miglioramenti sul piano dell'efficienza e dall'altra a cambiamenti strutturali nell'economia globale in favore di attività a più bassa intensità energetica. Il mix energetico mondiale sarà suddiviso equamente tra: petrolio, gas, carbone ed energie "low-carbon"(nucleare e rinnovabili).

La domanda mondiale di elettricità crescerà, tra il 2012 e il 2040, dell’80%. Il maggior contributo verrà dalla Cina (33%), seguita dall'India (15%), dal Sud Est Asiatico (9%) e dal Medio Oriente (6%).

Secondo lo scenario centrale dell’Outlook, nel 2040 la quota nella produzione elettrica di fonti fossili scenderà al 55%, nel 2012 era del 68%, e le rinnovabili passeranno dal 21 al 33%. Il carbone sarà la fonte che perderà più terreno, soprattutto nei Paesi OCSE, frenato dalle politiche di riduzione delle emissioni. Previsto inoltre un dimezzamento della produzione da olio combustibile e un quasi raddoppio di quella da gas che in Europa comunque non tornerà ai livelli del 2010 prima del 2030.

Sempre secondo l’AIE, la domanda di petrolio dovrebbe salire di 14 milioni di barili/giorno, toccando i 104 milioni di barili al giorno nel 2040, una previsione legata però alla realizzazione di tempestivi investimenti in Medio Orinete. La produzione di tight oil statunitense e quella dei Paesi non-Opec, infatti, rallenterà la sua crescita e il mondo sarà sempre più dipendente dal greggio di un numero relativamente piccolo di Paesi produttori.

La domanda di carbone crescerà dello 0,5% l'anno, contro il 2,5% degli ultimi trenta anni, con due terzi dell'aumento concentrati nei primi 10 anni del periodo. I consumi di questo combustibile - prevede l'Agenzia - raggiungeranno il picco anche in Cina, al 2030, mentre tra le superpotenze solo in India continueranno a crescere

Per il gas, diversamente da petrolio e carbone, si prevedono al 2040 consumi superiori del 50% rispetto al livello attuale. La produzione di gas naturale è prevista crescere linearmente a 5.400 miliardi di metri cubi, grazie al contributo di tutte le maggiori aree del mondo, Europa esclusa, con il peso degli Usa che, grazie al gas non convenzionale, salirà dal 17 al 31% mantenendo il ruolo di primo produttore.

La quota delle fonti rinnovabili nella produzione di elettricità salirà dal 21% del 2012 al 33% del 2040. A spingere la crescita delle rinnovabili saranno il calo dei costi e gli incentivi. A crescere di più saranno nell'ordine eolico, idroelettrico e solare. Le rinnovabili, si prevede, supereranno il gas divenendo la seconda fonte del mix elettrico già nel giro di un paio di anni ed entro il 2035 daranno il contributo più importante, sorpassando anche il carbone.

Destinato inoltre a triplicare il consumo di biocarburanti, da 1,3 milioni di barili/giorno di petrolio equivalente a 4,6 milioni, quando coprirà l'8% della domanda del trasporto stradale.

Per il nucleare, infine, si parla di un aumento della potenza del 60% nei prossimi 26 anni, localizzato soprattutto in Cina, India, Corea e Russia. Di qui al 2040 dovranno però essere smantellati 200 reattori con un costo di circa 100 miliardi di dollari.

Sono disponibili l'executive summary e le slides utilizzzate nella presentazione a Londra del rapporto.

WEO2014_LondonNovember.pdf|Visualizza dettagliWEO2014SUM.pdf|Visualizza dettagli

Da quando si è intrapreso il lungo e ambizioso cammino verso la sostenibilità ambientale, anche nel settore energetico, una cosa è risultata chiara da subito: l’ambiente è una priorità globale che riguarda tutto il pianeta e senza uno sforzo comune è destinato a non trovare una adeguata protezione.

Nella definizione delle politiche energetico-ambientali  l’Europa ha voluto assumere la leadership globale nella lotta ai cambiamenti climatici determinando un profonda trasformazione dei sistemi energetici fortemente orientati alla promozione delle tecnologie per l’efficienza energetica e la produzione da fonti rinnovabili.

Finora però questo sforzo era apparso quasi inutile a fronte delle emissioni derivanti dagli Stati Uniti, dalla Cina, dall’India e dai Paesi emergenti dove analoghe misure non sono state prese.

Ora, dopo nove mesi di negoziati, Stati Uniti e Cina (responsabili del 45% delle emissioni totali di anidride carbonica) hanno raggiunto una storica intesa sul clima, che per la prima volta fissa ambiziosi impegni per i due maggiori emettitori mondiali di gas-serra.

In base all’intesa bilaterale tra Obama e Xi Jinping, gli Stati Uniti si impegnano a ridurre entro il 2025 le emissioni di gas serra fra il 26% e il 28% rispetto al livello del 2005. La Cina, invece, promette di raggiungere il massimo delle sue emissioni intorno al 2030, con l’intenzione di arrivare a questa soglia anche prima. Dal 2030 in poi il suo inquinamento comincerà a scendere, puntando sull’obiettivo di produrre il 20% della propria energia con fonti alternative non fossili entro quella data.

Inoltre i due Paesi si sono impegnati a rivedere i sussidi ai combustibili fossili nell'ambito del G-20 e a promuovere il libero scambio dei "prodotti verdi" e delle "tecnologie energetiche pulite". Sono state poi lanciate una serie di iniziative congiunte tra cui un gruppo di lavoro e un centro di ricerca per le auto pulite, le smart grid, la Ccs, gli accumuli e l'efficienza.

L'11 novembre scorso è stata pubblicata sul Supplemento Ordinario n. 85 della Gazzetta Ufficiale n. 262,  la legge 11 novembre 2014, n. 164, di conversione del decreto legge 12 settembre 2014, n. 133 ("Sblocca Italia"), recante "Misure urgenti per l'apertura dei cantieri, la realizzazione delle opere pubbliche, la digitalizzazione del Paese, la semplificazione burocratica, l'emergenza del dissesto idrogeologico e per la ripresa delle attività produttive". Sempre in G.U. troviamo il testo coordinato del DL. 

Potete trovare i testi ai seguenti link: Legge 164/2014 Sblocca Italia
Testo coordinato DL Sblocca Italia
 

In riferimento al documento per la consultazione 519/2014/R/EEL dell'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI), relativo alla prima attuazione delle disposizioni di cui all’articolo 24 del decreto legge 91/2014, in tema di applicazione dei corrispettivi degli oneri generali di sistema alla quota di energia elettrica consumata ma non prelevata dalle reti pubbliche all’interno di reti interne di utenza (riu), sistemi efficienti di utenza (seu) e sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (seeseu), di cui alla  voce di blog Taglia-bollette: l'AEEGSI avvia l'applicazione del DL 91/14, è disponibile la Posizione Confindustria trasmessa all'AEEGSI.

Il GSE informa che le tariffe incentivanti base, indicate per ciascuna fonte, tipologia di impianto e classe di potenza nella Tabella 1.1 dell’Allegato 1 del D.M. 6 luglio 2012, non saranno decurtate del 2% di cui all’art. 7, comma 1, del Decreto, per gli anni 2015 e 2016.

La decurtazione, infatti, non si applica nel caso in cui nell’anno precedente, la potenza complessivamente assegnata tramite le procedure di Aste e Registri sia inferiore all’80% della somma delle potenze disponibili per il medesimo anno.

Al riguardo la potenza complessivamente assegnata è risultata inferiore alla soglia dell’80%, sia relativamente ai Bandi 2013, con riferimento alla potenza disponibile per l’anno 2014, sia relativamente ai Bandi 2014, con riferimento alla potenza disponibile per l’anno 2015.andi 2014, con riferimento alla potenza disponibile per l’anno 2015.

Il GSE informa che è stato aggiornato al 30 settembre 2014 il Contatore del “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici.

Il costo indicativo annuo risulta pari a circa 5,403 miliardi di euro.

Si ricorda che Il “contatore degli oneri delle fonti rinnovabili”, è lo strumento operativo che serve a visualizzare, sul sito internet del GSE, il “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici, definito all’art. 2 del D.M. 6/7/2012.

Tale costo rappresenta una stima dell’onere annuo potenziale, già impegnato anche se non ancora interamente sostenuto, degli incentivi riconosciuti agli impianti a fonti rinnovabili non fotovoltaici, in attuazione dei vari provvedimenti di incentivazione statali che si sono succeduti in questo settore.

In base all’art. 3 del D.M. 6/7/2012, il “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” non potrà superare i 5,8 miliardi di euro annui.

Il 5 novembre scorso l'assemblea del Senato ha votato la fiducia al Governo, approvando il Ddl di conversione del DL Sblocca Italia n. 133/2014, in attesa ora di pubblicazione in Gazzetta Ufficiale.

Numerose le norme di interesse nel settore energetico presenti nel provvedimento:

L'art. 22 riguarda il conto termico e in particolare gli interventi realizzati dopo il 31 dicembre 2011, prevedendo che l'aggiornamento del sistema di incentivi venga effettuato entro il 31 dicembre 2014 con decreto Mse-Minambiente, semplificando le procedure. L'applicazione del nuovo sistema sarà monitorata entro il 31 dicembre 2015 ed eventualmente corretta. 

L'art. 22bis esclude gli impianti di enti locali e scuole dal taglia-incentivi FV.

L'art. 35 reca disposizioni per la realizzazione di una rete nazionale di impianti di recupero energetico dei rifiuti.

Gli art.36, 36bis e 38 prevedono misure sull'upstream. In particolare gli art. 36 e 36bis contemplano interventi in favore dei territori con insediamenti produttivi petroliferi, mentre l'art. 38 contiene norme per accelerare gli iter dei progetti in corso per le attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi e quelle di stoccaggio sotterraneo di gas. 

L'art. 37 definisce i gasdotti di importazione dall'estero, i terminali Gnl, gli stoccaggi gas e le infrastrutture della rete nazionale di trasporto del gas, incluse le operazioni preparatorie necessarie alla redazioni dei progetti e le relative opere connesse, di interesse strategico, di pubblica utilità, indifferibili e urgenti. Quanto agli stoccaggi sono previsti incentivi per lo sviluppo di ulteriori prestazioni di punta dal 2015. 

Infine l'art. 39 riguarda la revisione degli incentivi per i veicoli a basse emissioni complessive.

Il GSE, ai sensi dell’articolo 26, commi 2 e 3, della Legge 11 agosto 2014, n. 116, di conversione del Decreto-Legge 24 giugno 2014, n. 91, ha pubblicato leIstruzioni operative Legge competitività_art  26.pdf|Visualizza dettagli riguardanti i meccanismi di rimodulazione delle tariffe incentivanti per gli impianti solari fotovoltaici di potenza nominale incentivata superiore ai 200 kW.

Nelle Istruzioni sono, inoltre, descritte le modalità di erogazione, secondo il criterio dell’acconto-conguaglio, delle tariffe incentivanti dell’elettricità prodotta dagli impianti solari fotovoltaici previste dal comma 2 dell’art. 26 della Legge.

Il comma 3 dell’articolo 26 della sopracitata Legge prevede che, a decorrere dal 1° gennaio 2015, la tariffa incentivante per l’energia prodotta dagli impianti di potenza nominale incentivata superiore a 200 kW sia rimodulata a scelta dell’operatore sulla base di tre opzioni - a), b) e c) – descritte nelle Istruzioni.

La scelta dell’opzione potrà essere effettuata dai Soggetti Responsabili, dalle ore 8,00 del 4 novembre alle ore 23,00 del 30 novembre prossimo, esclusivamente attraverso l'applicazione web FTV/SR presente nel portale infomatico del GSE.

Si precisa che, in caso di mancata comunicazione, entro i termini indicati, dell’opzione da parte del Soggetto Responsabile, il GSE, come previsto dalla norma, applicherà la rimodulazione prevista alla lettera c) del comma 3 dell’articolo 26.

Per eventuali chiarimenti in merito è possibile contattare il contact center del GSE al numero 800.16.16.16.

La Delibera segue le analisi sviluppate nei DCO 189 e 417 del 2014. L’ultimo in particolare aveva preso in esame i criteri di incentivazione per i nuovi investimenti, l’istituzione del fattore correttivo per la garanzia dei ricavi, i corrispettivi per lo stoccaggio strategico e per la capacità assegnata pro quota.

Immobilizzazioni in corso di realizzazione

L’Autorità ritiene opportuno escludere le immobilizzazioni in corso di realizzazione, se realizzate successivamente al 31 dicembre 2014, dalla determinazione del capitale investito riconosciuto e dal calcolo della quota addizionale per gli investimenti incentivati. Le immobilizzazioni in corso inscritte invece a bilancio al 31 dicembre 2014 possono essere inserite nel calcolo, si terrà quindi debito conto della effettiva messa a disposizione del servizio. Ritiene però opportuno che si possano considerare almeno gli oneri finanziari capitalizzati in corso d’opera nel suddetto calcolo, tranne il caso per cui si sia scelto di inserire le immobilizzazioni in corso sviluppate prima del 1 gennaio 2015 nel calcolo del capitale investito riconosciuto. Si prevede quindi un limite all’applicazione dell’ultimo punto, che consideri il maggior ricorso al debito per realizzare nuovi investimenti.

Ammortamenti

Per ciò che riguarda gli ammortamenti, si ritiene opportuno che non venga epurato il calcolo dei contributi pubblici e privati in conto capitale.

WACC

Secondo l’Autorità, l’applicazione del tasso addizionale di remunerazione per i nuovi investimenti, entrati in esercizio nel secondo e terzo periodo regolatorio, non va nella direzione dell’efficientamento del servizio e deve quindi essere esclusa. Le infrastrutture strategiche sono incentivate secondo differenti canali:

• Criterio del costo medio ponderato del capitale (WACC),
• Valorizzazione del servizio mediante procedure di mercato,

L’Autorità ritiene opportuno sviluppare meccanismi incentivanti per i nuovi investimenti (entranti in esercizio nel 2015) che riflettano il valore di mercato del servizio. In coerenza con i precedenti periodi regolatori, il WACC viene posto pari al 6%, in modo da assicurare ampia parte dei ricavi anche nel caso di mancato utilizzo dell’infrastruttura e quindi nel caso le procedure a mercato (aste) vadano deserte. Novità sono sviluppate in merito al tasso Risk Free, che si calcola sulla media ponderata dei 12 mesi precedenti dei BTP decennali e viene aggiornato in conformità con gli altri settori regolati (in modo da avere un allineamento di tali valori) a partire dalla definizione delle tariffe per il 2016.

Lag regolatorio

Il lag regolatorio, ritardo nel riconoscimento dei nuovi investimenti, è superato mediante la determinazione dei ricavi provvisori su dati pre-consuntivi, rivisti poi in base ai valori definitivi.

Fattore correttivo

Il fattore correttivo sarà sviluppato per coprire i costi, anche in caso di mancato utilizzo, dei siti di stoccaggio esercizio al 31 dicembre 2014, per i siti realizzati successivamente verrà applicato solo nel caso di infrastrutture indicate nella normativa primaria oppure considerate strategiche da parte del Mise. La componente addizionale per gli investimenti incentivati dovrebbe essere esclusa dal calcolo del fattore correttivo, poiché esso mira semplicemente ad assicurare la sostenibilità economica del servizio, tuttavia includerlo potrebbe portare alla persecuzione di comportamenti efficienti. Per questo motivo l’Autorità ha deciso di includerla. Si prevede inoltre una copertura solamente parziale dei costi operativi nel fattore correttivo per incentivare il contenimento di tali costi. L’applicazione di tale fattore correttivo è quindi sviluppata anche per le infrastrutture di stoccaggio realizzate ai sensi del Decreto 130/10. In via transitoria nel 2015 verranno coperte interamente le quote inerenti gli investimenti sviluppati nei precedenti periodi regolatori, all’interno del fattore correttivo.

Costi Operativi

Per i costi operativi si prevede l’utilizzo del meccanismo del profit saring, riconoscendo il 50% dei maggiori recuperi di produttività afferenti al periodo regolatorio precedente. Nel caso però non siano stati raggiunti gli obiettivi di efficienza l’Autorità ritiene opportuno sviluppare un incentivo al recupero di efficienza nel calcolo dei costi operativi. Quindi si ritiene opportuno prevedere, nel caso di raggiungimento degli obiettivi di efficienza, il riassorbimento del profit sharing in otto anni, mentre nel caso di mancato raggiungimento, l’imposizione di un periodo quadriennale per il recupero dell’efficienza mancante. L’Autorità ritiene altresì opportuna la previsione di un meccanismo che copra gli aumenti dei costi operativi per gli operatori esistenti, a causa della realizzazione di nuovi siti da parte di nuovi operatori.

Costo del servizio di misura

Non essendo ancora prevista una tariffa in merito, i costi sono ricompresi nell’insieme dei costi per il servizio di stoccaggio.

Rischi elevati per progetti di interesse comune

L’Autorità rimanda alla Delibera 446/2014/R/Gas per la determinazione di misure incentivanti per i promotori di progetti inseriti negli elenchi dei progetti di interesse comune.

Futuri provvedimenti

• Le modalità di assegnazione dello stoccaggio per i prossimi anni non sono state ancora definite dal Ministero dello sviluppo economico, quindi l’Autorità si riserva di indicare con un successivo provvedimento la futura disciplina dei corrispettivi del servizio di stoccaggio. I corrispettivi applicati al termine del precedente periodo regolatorio trovano applicazione fino al 1 aprile 2015.
• In seguito alla conversione in legge dell’attuale Decreto Legge 133/14 (Sblocca Italia) l’Autorità emanerà un provvedimento in relazione alle incentivazioni per le infrastrutture di stoccaggio previste dal suddetto atto di normativa primaria.
• L’Autorità definirà con successivo decreto il livello di copertura della quota di ricavo riconducibile alla remunerazione addizionale del capitale investito netto per gli investimenti incentivati. Il procedimento per la definizione del suddetto provvedimento deve avere termine al massimo in data 31 luglio 2015 e potrebbe comportare una correlazione del citato livello a indicatori di performance.

La delibera è disponibile al seguente link: Delibera AEEG 30 ottobre 2014 numero 531

I membri dell'Alleanza europea per il risparmio energetico (Eu-Ase) hanno incontrato il Commissario europeo per il lavoro e gli investimenti e nuovo Vice Presidente della Commissione europea, per invitare la Commissione a fare dell'efficienza energetica l'elemento portante del nuovo pacchetto di investimenti da 300 mld di euro. Il  sostegno all'efficienza energetica genera nuovi posti di lavoro e crescita, ed indirizza  l'Europa sulla strada giusta per i nuovi obiettivi previsti al 2030. Occorre dare priorità a settori e progetti che sono sviluppabili, produttivi e modulabili, aumentando occupazione e impattando positivamente sul PIL.