Energia

allegato A delibera 148_14.pdf|Visualizza dettagliavviso_modalita_di_garanzia CCSE.pdf|Visualizza dettaglidelibera 148_14 fidejussioni energivori.pdf|Visualizza dettagli

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

Facciamo seguito a quanto riportato nella nostra precedente comunicazione di pari oggetto per comunicare che il Ministro Guidi ha risposto, con una lettera al Direttore Generale di Confindustria, alle nostre preoccupazioni per il sistema di fidejussioni a carico delle aziende energivore beneficiarie - previsto dalla delibera dell’Autorità 148/14 - dando maggiori indicazioni in merito.

Più nello specifico, l’AEEG esprime preoccupazione sulla eventualità che la Commissione Europea ritenga la misura ex art. 39 non compatibile con la disciplina sugli aiuti di stato e quindi valuta più prudenziale, nelle more della decisione della Commissione Europea relativa alla notifica dell’Italia, mantenere la richiesta della garanzia a copertura dei rischi.

A seguito della notifica l'AEEG, dunque, ritiene più opportuno che le aziende prestino opportuna garanzia fideiussoria (secondo le indicazioni della Cassa Conguaglio), a seguito della quale otterranno l’importo dovuto (le erogazioni per le aziende che hanno presentato la fidejussione stanno già avvenendo regolarmente). 
 

In alternativa, per le aziende che non vogliono presentare la garanzia, il versamento del contributo avverrà trascorso il tempo di stand still, ovvero il tempo necessario alla Commissione europea per definire la pratica.
Trascorso tale termine, secondo quanto riportato dal MiSE, l’AEEG potrebbe revocare la delibera che richiede la fidejussione obbligatoria.

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato al 28 febbraio 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.

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

L’AEEGSI ha pubblicato in data odierna la Delibera  210/2016/R/EEL “ DISPOSIZIONI CONSEGUENTI ALLA DELIBERAZIONE DELL’AUTORITÀ 668/2015/R/EEL” con la quale disciplina le erogazioni delle agevolazioni per l’anno 2014 e detta le disposizioni utili per l’iscrizione a bilancio delle somme spettanti per l’anno 2015.

L’AEEGSI riporta nella Delibera tutti i precisi riferimenti alla normativa vigente sulle energivore e sugli aiuti di stato e riporta lo stato di avanzamento della procedura in corso presso la Commissione Europea.

L’AEEGSI sottolinea dunque che, l’attuale stato del procedimento presso la Commissione europea non consente di avere certezza sulla tempistica di conclusione della procedura.

Inoltre a seguito dell’esito di tale procedimento, sottolinea ancora l’AEEGSI, potrebbero essere necessarie modifiche all’attuale disciplina delle  misure agevolative che richiedono comunque un aggiornamento anche a seguito del nuovo regime normativo introdotto dal decreto legge 210/15 che, in coerenza con le Linee Guida, con decorrenza dal 1 gennaio 2016, ha:

-          circoscritto l’ambito applicativo delle predette agevolazioni ai soli oneri generali che finanziano il sostegno alle energie rinnovabili

-          disposto il superamento dell’attuale struttura a “scaglioni di consumo” delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema applicata agli utenti connessi in media, in alta e altissima tensione.

L’AEEGSI  rimette in moto la macchina per l’iscrizione delle aziende al registro energivore presso la CCSE, dando mandato alla stessa di predisporre e trasmettere all’Autorità, entro il 31 marzo 2016, una proposta contenente gli adempimenti che devono essere rispettati dalle imprese che intendono rinnovare le fideiussioni relative alle agevolazioni di competenza 2013 in procinto di scadenza. Inoltre l’AEEGSI dà mandato alla Cassa di predisporre e trasmettere all’Autorità, entro il 15 aprile 2016, una proposta contenente:

a)        gli adempimenti procedurali prodromici alla raccolta delle dichiarazioni attestanti la titolarità dei requisiti tipici delle imprese a forte consumo di energia elettrica per l’anno 2015;

b)        le modalità di comunicazione dei dati relativi al VAL registrati dalle imprese a forte consumo di energia elettrica negli anni in cui queste ultime hanno presentato alla Cassa la dichiarazione necessaria all’iscrizione nell’elenco delle imprese energivore;

c)         gli adempimenti che devono essere rispettati dalle imprese per presentare fideiussione, laddove ciò si renda necessario per l’erogazione delle agevolazioni relative all’annualità di competenza 2014.

Nella delibera l’AEEGSI fa riferimento anche alla aziende che non avevano rispettato il termine del 31/10/15 per l’iscrizione al registro energivore 2014, dando mandato alla Cassa di compiere con urgenza i necessari approfondimenti istruttori al fine di verificare, sulla base di attenta valutazione delle motivazioni addotte dalle imprese interessate, se accogliere o meno le istanze.

La Delibera evidenzia quegli elementi che consentono alle imprese di verificare autonomamente la propria compliance con le disposizioni sugli aiuti di stato e decidere di non accantonare un fondo rischio per l’equivalente delle somme “spettanti” in quanto certi che non debbano restituirle.

L’AEEGSI infine fissa al 30 aprile 2016 il termine per l’aggiornamento dei valori del costo di riferimento  del PUN anche se è altamente probabile che l’AEEGSI riesca ad anticipare i tempi pubblicando la determina integrativa con il costo tra il 15 e il 20 aprile.

Delibera 120_2016 Energivore.pdf|Visualizza dettagli

Vi informiamo che sono state pubblicate dall'Autorità per l'Energia le FAQ, riorganizzate e aggiornate al 12 giugno 2015, sul "Testo Integrato dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo – TISSPC" contenenti le risposte sulle principali questioni interpretative dell'assetto regolatorio.. 

: in tal caso, la CCSE potrà provvedere all’escussione della fideiussione solo per la somma effettivamente erogata.

3.    l’impresa non ha già presentato la fideiussione: in tal caso ai fini dell’erogazione dovrà semplicemente presentare la fideiussione per l’importo del conguaglio 2013 (in questo caso pari all’importo dell’agevolazione 2013), secondo il format fornito dalla CCSE e con tutte le caratteristiche suelencate.

Per tutto quanto non previsto nella presente circolare, si rinvia alla normativa vigente in materia.

ANTICIPAZIONE 2014

La CCSE informa i beneficiari che per quanto riguarda l’erogazione dell’anticipazione 2014 (come risultante dall’account di ciascuna impresa) occorrerà attendere un’ulteriore delibera dell’AEEGSI non essendo allo stato prevedibile la necessità o meno di estendere il regime di garanzia alle successive erogazioni.

format fidejussione

Il Ministro dello Sviluppo Economico, Federica Guidi, ha firmato i primi tre provvedimenti di attuazione delle norme per la riduzione delle bollette elettriche, in particolare per le PMI, varate la scorsa estate con il decreto legge Competitività.

Un primo provvedimento - informa una nota del MiSE - riguarda la rimodulazione volontaria degli incentivi all'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico. In particolare, il decreto consente ai produttori da fonti rinnovabili interessati a operazioni di rifacimento o ripotenziamento del sito di ottenere un prolungamento di 7 anni del periodo di diritto agli incentivi, con una conseguente riduzione dell'erogazione annua.

Un secondo decreto attiene alle modalità di erogazione degli incentivi al fotovoltaico da parte del GSE. Sulla base del provvedimento, ai produttori sarà riconosciuto, ogni anno, un acconto pari al 90%, calcolato sulla base della produzione effettiva dell'anno precedente, con saldo entro 60 giorni dall'invio delle misure sulla produzione effettiva e, comunque, entro il 30 giugno dell'anno successivo. Il decreto disciplina le modalità di calcolo dell'acconto, le verifiche che il GSE è tenuto ad effettuare per evitare erogazioni indebite e la periodicità dei pagamenti, differenziata sulla base della dimensione degli impianti. Il provvedimento, sottolinea sempre il MiSE, consentirà di programmare e rendere più certe le erogazioni.

Un terzo decreto regolamenta la rimodulazione degli incentivi agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 200 kW nell'arco dei 20 anni, offrendo così ai produttori il quadro completo delle opzioni ai quali gli stessi produttori possono accedere.

Da queste prime misure, il MiSE si attende una riduzione degli oneri di incentivazione dell'energia elettrica da fotovoltaico e da altre fonti rinnovabili compresi in 500-700 milioni di euro l'anno, a partire dal 2015. Si tratta - spiega il comunicato - dei primi risultati di un intervento di più ampio respiro, che comprende misure, in avanzata fase di definizione, per rendere più efficiente il mercato elettrico e ridurre il peso di alcuni altri oneri gravanti sulla bolletta dell'energia, conclude la nota.

Di seguito i DM di attuazione delle norme per la riduzione delle bollette elettriche:

 DM 16 ottobre_incentivi energia fonti rinnovabili.pdf|Visualizza dettagliDM  16 ottobre_incentivi energia fotovoltaico.pdf|Visualizza dettagliDM 17 ottobre 2014_ incenti fotovoltaico superiore 200kw.pdf|Visualizza dettagli

Si è svolto stamani il preannunciato incontro con la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, il Ministero dello Sviluppo Economico e l'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Servizio Idrico sul tema delle Energivore.

L'incontro, che ha visto la partecipazione di numerose associazioni e aziende, è stato particolarmente articolato e ha messo luce su alcuni punti.

In particolare i punti maggiormente discussi e di respiro generale sono:

• Anche per i conguagli di dicembre 2014 verrà richiesta la fidejussione perché vi sono ancora incertezze che devono essere risolte e deve concludersi l'esame della misura a Bruxelles nell'ambito delle procedure sugli Aiuti di Stato.
• L'introduzione del termine del 31/10/14, per la presentazione della fidejussione per l'erogazione dell'anticipo, è di natura meramente pratico. Essendo ormai infatti giunti ai calcoli sul conguaglio, chi non presenterà fidejussione per l'anticipo lo potrà fare direttamente sull'intera cifra. E' stato ribadito che non vi è alcuna perdita di diritto. Le somme non riscosse sono accantonate sul conto corrente presso la MPS con un tasso del 3,8%.
• Nel caso dal conguaglio dovesse emergere che una azienda ha percepito con l'acconto puù di quanto alla stessa spettante, l'azienda dovrà restituire la differenza non spettante comprensiva degli interessi nel frattempo maturati su quella quota parte non dovuta.
• Se ci sono discrepanze evidenti tra i dati dichiarati dall’azienda e quelli forniti dal distributore - tali da cambiare la classe di sconto allora la CCSE - sospenderà la procedura e chiederà chiarimenti all’azienda e al distributore.
• Per quanto riguarda la  componente Ae pagata, i distributori non l’applicheranno solo a quei soggetti che risultano energivori sulla base dell’elenco definitivo prodotto dalla CCSE a seguito del conguaglio. Ad esempio la componente Ae non verrà applicata dall'1/12/14 solo sulle aziende risultate energivore nell'elenco 2013. 

​A brevissimo condivideremo le slides presentate dalla CCSE nel corso dell'incontro.

Il 2015 è sicuramente un anno positivo per i consumi energetici, si è infatti assistito, dopo 12 anni, ad una crescita dei consumi petroliferi del 3,6%, ad un aumento dopo 4 anni del 9% dei consumi di gas e dopo 3 anni ad una richiesta elettrica di +1,5%.

Dati che evidenziano senz'altro un timido miglioramento del clima economico, ma che al contempo vanno letti anche alla luce della picchiata delle basi di confronto prima dello "spartiacque" della crisi globale del 2008 (e ancor prima per quanto riguarda l'oil).

Per quanto riguarda la domanda petrolifera: si nota che pur con il passo avanti di quest'anno mancano ancora all'appello rispetto al "pre-crisi" circa 24,3 mln ton. Allungando poi il confronto fino al 2002, ultimo anno con consumi oil in salita, il valore totale registra un crollo di 33,6 mln ton.

Sul fronte del gas: l'eccezionalità che ha fatto del 2015 l'anno con le temperature più elevate dal 1880, ha consentito per la prima volta dopo alcune stagioni una inversione di tendenza dei consumi di gas (+9%). Le temperature sopra le medie hanno portato a un maggior uso dei condizionatori e, di conseguenza, portando le centrali termoelettriche (alimentate a gas) a lavorare di più.

La domanda di gas per la produzione di energia elettrica è cresciuta del 16,5%, pari a 20,7 miliardi di metri cubi, un dato che ci riporta comunque al 2002 quando vennero consumati per la produzione di energia 20,4 miliardi di metri cubi.

In totale in Italia, sono stati consumati 67 miliardi di metri cubi di gas, oltre 5,5 miliardi in più rispetto al 2014, ma 2,5 in meno rispetto al 2013 e oltre 19 miliardi in meno (il 22,4%) rispetto al massimo storico che si è registrato nel 2005. Tuttavia, i livelli di consumo totali sono ancora inferiori a quelli del 1998. In particolare, i consumi residenziali e dei servizi, che rappresentano più del 40% della domanda complessiva, hanno segnato un +9,4% a 1,3 miliardi di mc. Ancora più significativo è stato il recupero della domanda di gas naturale per generare energia elettrica (+16,5% a 20,7 miliardi di mc). Ancora in calo invece la grande industria (-3,1% a 12,7 mld di mc).

Quanto all'elettricità: dopo tre anni consecutivi in calo, tornano a crescere i consumi di energia elettrica in Italia. Il totale dell'energia richiesta in Italia nel 2015 è stata di 315,2 miliardi di kilowattora, in aumento dell'1,5% rispetto al 2014. Si segnala inoltre che è stato raggiunto il nuovo record assoluto dei consumi elettrici in Italia con valore di picco pari a 59.353 MW (+15,1% rispetto alla richiesta massima del 2014) a testimonianza dell’eccezionale caldo del 2015.

L'analisi delle serie storiche invece indica che i 315,2 TWh richiesti lo scorso anno marcano un passo indietro rispetto al picco del 2007 (339,9 TWh) di 24,7 TWh.

Venendo infine alla ripartizione dei consumi energia italiani, il 2015 vede il petrolio (35,9%) mantenere ancora la leadership davanti al gas (33,3%), con le rinnovabili al 17,5% e i combustibili solidi all'8,1%.

Nell'analizzare gli andamenti della richiesta energetica, entrano in gioco anche altri fattori che sono stati e saranno ancora determinanti nel bilancio dei consumi: i progressi nel campo dell'efficienza e in generale gli obiettivi ambientali, ma anche i processi di trasformazione del sistema produttivo italiano e dei comportamenti individuali.

 Il 16 febbraio, la Commissione Europea ha adottato il Pacchetto sulla sicurezza energetica, contenente due proposte a carattere legislativo e due documenti di orientamento strategico:

• Proposta di un nuovo Regolamento sulle misure per garantire la sicurezza degli ampio e più liquido rappresenta un’opportunità per l’UE, che è il primo importatore di gas dopo il Giappone. Per questo dovrà essere rafforzata la cooperazione internazionale al fine di promuovere un mercato libero, liquido e trasparente e assicurare che non ci siano barriere per gli attori del mercato, sia in condizioni di mercato normale che nelle emergenze.

   

  Comunicato Stampa

  http://europa.eu/rapid/press-release_IP-16-307_it.htm

  Link ai documenti:

  https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-gas-and-heating-and-cooling-strategy

   

   

Summer Package 

COMUNICATO STAMPA

http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-5358_en.htm

NEW DEAL FOR CONSUMERS

http://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-15-5351_en.htm

ENERGY EFFICIENT LABEL REVISION

http://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-15-5350_en.htm

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato ad aprile 2015.

Nel report sono disponibili 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 e coal

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato a marzo 2015.

Nel report sono disponibili 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 e coal

 La Commissione  Europea ha avviato oggi un’indagine sugli aiuti di Stato settoriali nel contesto delle misure adottate dagli Stati Membri  per garantire un’adeguata capacità di produzione di elettricità (i cosiddetti "capacity mechanisms") al  fine di  evitare insufficienze nella rete.  La Commissione invierà questionari ai governi di 11 Stati Membri: Belgio, Croazia, Danimarca, Francia, Germania, Irlanda, Italia, Polonia, Portogallo, Spagna e Svezia.

L’indagine ha lo scopo di raccogliere informazioni sui meccanismi  nazionali e valutare se assicurino l'elettricità necessaria senza distorcere la competitività o il commercio nel mercato unico UE.

Per maggiori informazioni:  http://europa.eu/rapid/midday-express.htm?locale=FR

Con le delibere 131/2015/R/gas, 130/2015/R/eel e 129/2015/R/com, l’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico ha aggiornato, al secondo trimestre 2015, le componenti tariffarie per l’energia elettrica e il gas.

Per l’energia elettrica, si registra in particolare un decremento trimestrale del -1,1%, dovuto alla riduzione dei costi per l’acquisto della ”materia energia” nei mercati all’ingrosso, in parte controbilanciata da un leggero adeguamento complessivo degli oneri generali di sistema (+0,7% totale) ed in particolare delle componente A3 - legata all’incentivazione delle fonti rinnovabili - e alla componente A2 – legata allo smantellamento degli impianti nucleari.

Per il gas, si registra un calo ancora più deciso -4,4%, rispetto al trimestre precedente, dovuto principalmente al forte calo della componente per l’approvvigionamento della materia prima (-10% rispetto al trimestre precedente) in parte leggermente controbilanciato dall’aumento della componente RE (+0,3%) a copertura degli incentivi a sostegno delle iniziative di efficienza energetica.

Secondo dati Eurogas, i consumi in Europa nel 2014 sono scesi dell' 11,2% rispetto al 2013, attestandosi sui 409 mld mc. In Italia si è registrata una contrazione leggermente superiore alla media europea, con un calo dell' 11,6%, che ha portato i volumi utilizzati a circa 60,7 mld mc. Nel 2014 il nostro paese è terzo per consumi di gas naturale in Europa, la Germania rimane infatti il paese in cui si registrano le maggiori quantità (rispettivamente 87,2 Mld mc nel 2013 e 76,2 Mld mc nel 2014), seguita a breve distanza dal Regno Unito (78,7 Mld mc nel 2013 e 71,5 Mld mc nel 2014).

I valori dei consumi differenziati per paese possono essere consultati al seguente link: Consumi Gas Naturale UE - Eurogas.pdf|Visualizza dettagli

L'AEEGSI ha pubblicato la delibera 112/15 con la quale, come anticipato nel primo rapporto sul funzionamento della misura ex art. 39 sulle imprese energivore, prevede la soppressione del meccanismo di acconto/conguaglio per il riconoscimento delle agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia elettrica per l'anno 2014.

Potete scaricare qui la delibera Delibera AEEGSI 112_2015

Nei prossimi giorni Terna pubblicherà sul proprio sito il Piano di Sviluppo 2015 (PdS 2015) della Rete di Trasmissione Nazionale.

Vi anticipiamo la presentazione di Terna del Piano nella quale sono analizzati i seguenti aspetti:

• Stato di avanzamento aggiornato dei principali interventi strategici di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, ai sensi della delibera dell’Autorità 40/2013/R/eel, con le relative tempistiche distinguendo tra quelle in fase di autorizzazione e quelle in fase di realizzazione.
• Principali evidenze del mercato dell’energia e del funzionamento del sistema elettrico in termini di crescita della generazione da fonte rinnovabile, inversione dei flussi sulle cabine primarie, nonché gli interventi focalizzati alla risoluzione delle congestioni su rete AT.
• Scenari evolutivi del Piano 2015 riguardano l’andamento della capacità produttiva da fonte tradizionale e rinnovabile, l’andamento previsto della domanda nelle due diverse prospettive di sviluppo e di base.
• Ratio delle valutazioni effettuate nel PdS 2015 per il re-scheduling di ulteriori attività di sviluppo, in risposta alle esigenze di maggiore selettività, razionalizzazione e prioritizzazione degli investimenti. Tali valutazioni, che hanno portato nelle ultime due edizioni del PdS a distinguere tra opere poste in valutazione e interventi che invece risultano confermati, tengono conto in particolare della variazione degli scenari di domanda e generazione e dell’incertezza delle condizioni al contorno, oltre che delle reali condizioni di fattibilità delle opere pianificate.
• Struttura del PdS e le principali novità introdotte nell’edizione 2015, tra cui in particolare l’integrazione delle schede intervento con ulteriori informazioni finalizzate a migliorare la trasparenza, completezza e fruibilità del Piano.
• Proposta di evoluzione della metodologia di analisi costi-benefici (ACB) degli interventi di sviluppo presentata nel PdS 2015, con i principali passaggi di tale metodologia (definizione degli scenari e dei modelli di riferimento, scelta dei casi di riferimento, strumenti di simulazione, calcolo dei benefici e relativi indicatori), illustrando anche il Piano di lavoro previsto per l’applicazione nel PdS del nuovo approccio metodologico.

 Per maggiori dettagli scarica il file PdS 2015_10 Marzo 2015.pdf|Visualizza dettagli.

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico gennaio 2015.pdf|Visualizza dettagli".

Nel report sono disponibili 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 e coal

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.

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

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato a settembre 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.

Il prossimo 24 ottobre, i Capi di Stato e di Governo UE dovrebbero raggiungere un accordo politico sugli obiettivi climatici e energetici che l’Unione Europea dovrà porsi in un orizzonte al 2030.  Nei mesi scorsi, la Commissione Europea ha proposto tre obiettivi principali:

1. Un obiettivo vincolante di riduzione delle emissioni di  gas serra del 40% (vs 1990), ripartito in  43% per l’industria e 30% per i settori non-ETS (vs 2005);
2. Un obiettivo vincolante a livello UE di produzione da fonti rinnovabili del 27% dei consumi finali di energia;
3. Un obiettivo indicativo di risparmi energetici del 30% rispetto al tendenziale

Confindustria ha adottato un documento di posizionamento che pone  l’accento sulla necessità che gli elementi relativi alla competitività delle imprese siano parte integrante del quadro politico per il 2030.  

Osservazioni Confindustria su Quadro Clima Energia 2030 FINAL 1 10 14.pdf|Afficher les détails

Con la delibera 458/2014/R/com sono state aggiornate dall'AEEGSI, a decorrere dal 1° ottobre 2014, le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema, vai al file 458-14tab.xls|Visualizza dettagli

Nel 2014 gli oneri generali di sistema per le utenza in MT, con consumi mensili inferiori a 8 GWh, sono stati pari a 57,70 €/MWh in aumento del 14% rispetto all'anno precedente e del 200% rispetto al 2010. Clicca qui per vedere l'evoluzione delle componenti degli oneri generali di sistema dal 2010 ad oggi.

Hanno avuto inizio ieri i lavori della Commissione Ambiente della Camera sul Ddl di conversione del DL Sblocca Italia n. 133/2014.

Dopo la discussione generale, che si svolgerà la prossima settimana,  avranno inizio un ciclo di audizioni dei soggetti interessati.

Il termine per presentare gli emendamenti sarà fissato per fine settembre-inizio ottobre, mentre il termine per la conversione del Decreto scade l'11 novembre.

Nel suo consueto Rapporto mensile, Terna rende noto che nel mese di luglio l'energia elettrica richiesta in Italia è stata pari a 28,6 TWh, in diminuzione del 3,8% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Valore che, depurato dal fattore calendario e temperatura, porta la flessione a -1,6%. A giugno, lo ricordiamo, il calo era stato dello 0,8%.

I 28,6 TWh richiesti lo scorso mese sono distribuiti per il 46% al Nord, per il 29 % al Centro e per il 25% al Sud. A livello territoriale, la variazione della domanda è risultata negativa: al Nord (-5,9%) e al Centro (-3,3%), positiva invece al Sud (+0,3%).

La domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’88,7% con produzione nazionale e per la quota restante (11,3%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero (saldo tra importazione ed esportazione di energia elettrica). In dettaglio, la produzione nazionale netta (25,4 TWh) è calata del 3,6% rispetto a luglio 2013. Sono in crescita le fonti di produzione idrica (+2,6%), geotermica (+2,6%) ed eolica (+78,2%). In calo la fonte termica (-10,1%) e stazionaria quella fotovoltaica (-0,3%).

La potenza massima richiesta alla punta nel mese di luglio è stata pari a 51.458 MW, il picco si è registrato il 18 luglio, alle ore 12.00, con una diminuzione del 4,6% sul valore registrato nello stesso mese dell’anno precedente.

In termini congiunturali, la variazione destagionalizzata della domanda elettrica di luglio 2014 rispetto al mese precedente è stata pari a -1,1%. Il profilo del trend congiunturale si mantiene su un andamento negativo.

Nei primi sette mesi di quest'anno, la domanda di energia elettrica è risultata in flessionde del 3,2% rispetto ai valori del corrispondente periodo del 2013; in termini decalendarizzati la variazione è pari a -3,0%.

Terna rende noto, nel consueto Rapporto mensile, che nel mese di giugno l'energia elettrica richiesta in Italia è stata pari a 25,9 TWh, in diminuzione dello 0,8% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Valore che, depurato dal fattore calendario e temperatura, porta la flessione a -1,3%. A maggio, lo ricordiamo, il calo era stato del 2,9%.

I 25,9 TWh richiesti lo scorso mese sono distribuiti per il 47,1% al Nord, per il 29,1% al Centro e per il 23,8% al Sud. A livello territoriale, la variazione della domanda è risultata ovunque negativa: -0,5% al Nord, -1,3% al Centro e -1% al Sud.

La domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’88,3% con produzione nazionale e per la quota restante (11,7%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero (saldo tra importazione ed esportazione di energia elettrica). In dettaglio, la produzione nazionale netta (23,1 TWh) è calata dello 0,4% rispetto a giugno 2013. Sono in crescita le fonti di produzione termica (+1,1%), fotovoltaica (+2%) e geotermica (+6,7%) . In calo, invece, la fonte idrica (-3,4%) ed eolica (-9,7%).

La potenza massima richiesta alla punta nel mese di giugno è stata pari a 51.550 MW, il picco si è registrato il 12 giugno, alle ore 12.00, con una diminuzione dell'1% sul valore registrato nello stesso mese dell’anno precedente.

In termini congiunturali, la variazione destagionalizzata della domanda elettrica di giugno 2014 rispetto al mese precedente è stata pari a +0,5%. Il profilo del trend congiunturale si mantiene su un andamento debolmente negativo.

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato al 30 giugno 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.

Dal Rapporto mensile Terna, nel mese di maggio l'energia elettrica richiesta in Italia è stata pari a 24,9 TWh, in diminuzione del 2,9% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Valore che, depurato dal fattore calendario, porta il calo al -2,3%.

I 24,9 TWh richiesti nel mese di maggio 2014 sono distribuiti per il 47,1% al Nord, per il 28,9% al Centro e per il 24,0% al Sud.

La domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’88,1% con produzione nazionale e per la quota restante (11,9%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero (saldo tra importazione ed esportazione di energia elettrica). In dettaglio, la produzione nazionale netta (22,2 miliardi di kWh) è calata del 3,2% rispetto a maggio 2013. Sono in crescita le fonti di produzione fotovoltaica (+10,4%) e geotermica (+3,5%). In calo, invece, le fonti eolica (-23,8%), idrica (-9,1%) e termoelettrica (-0,2%).

La potenza massima richiesta alla punta nel mese di maggio è stata pari a 44.455 MW, il picco si è registrato il 23 maggio, alle ore 12, con una diminuzione dello 0,2% sul valore registrato nello stesso mese dell’anno precedente.

In termini congiunturali, la variazione destagionalizzata della domanda elettrica di maggio 2014 rispetto al mese precedente è stata pari a -1,2%. Il profilo del trend si mantiene su un andamento negativo.

Nel mese di aprile, come Terna rende noto nel suo rapporto mensile, l'energia elettrica richiesta in Italia si è attestata a 24 TWh, in diminuzione del  2,9% rispetto ad aprile dello scorso anno. Valore che, depurato dal fattore temperatura, porta il calo al -2,8%.

I 24 TWh richiesti nel mese di aprile 2014 sono distribuiti per il 46% al Nord, per il 29,3% al Centro e per il 24,3% al Sud.

La domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’88,1% con produzione nazionale e per la quota restante (11,9%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. In dettaglio, la produzione nazionale netta (21,4 TWh) è calata del 2,7% rispetto ad aprile 2013. In crescita le fonti di produzione idrica (+12,1%), eolica (+ 9,2%), geotermica (+2,7%) e fotovoltaica (+2,3%). In flessione la fonte termoelettrica (-10,2%).

La potenza massima richiesta alla punta di 47.044 MW si è registrata il 17 aprile, alle ore 11, con una diminuzione dell’1,3% sul valore registrato nello stesso mese dell’anno precedente.

In termini congiunturali, la variazione destagionalizzata della domanda elettrica di marzo ha fatto registrare una variazione positiva pari a +1,5% rispetto a febbraio. Il trend si mantiene tuttavia su un andamento negativo.

E’ disponibile il Report "Monitoraggio mercato elettrico", aggiornato al 30 aprile 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.

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

A febbraio, rende noto Terna nel suo rapporto mensile, l'energia elettrica richiesta in Italia si è attestata a 24,9 TWh, registrando un calo del 4% rispetto a febbraio 2013.

Nel mese di febbraio 2014 la domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’82,1% con produzione nazionale e per la quota restante (17,9%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. In dettaglio, la produzione nazionale netta (20,7 TWh) è calata del 5% rispetto a febbraio 2013. Sono in crescita le fonti di produzione idrica (+42,3%), geotermica (+ 5,6%) ed eolica (+ 11,3%). In flessione la fonte termoelettrica (- 16,1%), mentre resta sostanzialmente stabile la produzione fotovoltaica (+0,2%).

In termini congiunturali, la variazione destagionalizzata della domanda elettrica di febbraio 2014 rispetto al mese precedente è stata pari a - 1,3%. Il profilo del trend si mantiene decrescente.

La potenza massima richiesta di 48.941 MW si è registrata mercoledì 5 febbraio, alle ore 19, con una diminuzione del 2% sul valore registrato nel corrispondente mese dell’anno precedente.

I 24,9 TWh richiesti a febbraio sono distribuiti per il 47,5% al Nord, per il 28,6% al Centro e per il 23,9% al Sud. A livello territoriale, la variazione della domanda di energia elettrica si è articolata in maniera differenziata: - 3% al Nord, - 4% al Centro e - 6% al Sud.

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)%.

 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.

Le DG Energia, Clima e Trasporti della Commissione UE hanno pubblicato, a fine dicembre, il rapporto "EU Energy, Transport and GHG Emissions Trends to 2050", assumendo come scenario di riferimento il 2013.

Questo il link da cui scaricare il documento: http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2050_update_2013.pdf

Segnaliamo la versione ufficiale del DdL Stabilità contente le modifiche introdotte dalla Commissione Bilancio della Camera (Rel. Marchi), su cui verrà posta con ogni probabilità la fiducia da parte del Governo. Sono stati eliminati gli articoli che prevedevano la soppressione del servizio di interrompibilità per il settore elettrico

Vi invitiamo a considerare i seguenti articoli

1) articolo 99 capacity payment senza aggravio di oneri in bolletta;

2) articolo 100 proroga incentivi rinnovabili per aree colpite dal terremoto;

3) art 100bis norme per la revisione della convenzione per gli impianti alimentati da bioliquidi;

4) art 204 quater benefici per reti di imprese

Trovate il testo al seguente collegamento: Legge Stabilità testo inviato alla camera il 18 dicembre 2013

Dal prossimo 1° gennaio la quota di obbligo di biodiesel da miscelare nel gasolio autotrazione salirà dal 4,5 al 5% come previsto dall'art. 33 del D.lgs. 28/2011.

L’approfondimento sugli impieghi industriali per l’idrogeno, sviluppato in collaborazioe con ENEA, è finalizzato alla definizione di un quadro di insieme sullo stato di sviluppo e diffusione delle tecnologie nel panorama nazionale, agevolare la condivisione delle informazioni e favorire lo sviluppo ed il coordinamento di iniziative sull’idrogeno, attraverso una serie di incontri tematici con i diversi esponenti e rappresentanti dei settori industriali. I risultati del lavoro forniscono una positiva valutazione del potenziale nazionale di penetrazione/diffusione dell’utilizzo dell’idrogeno e propongono una mappatura dei potenziali Off-Takers Industriali.

Il rapporto completo può essere consultato al seguente link: https://www.confindustria.it/home/policy/position-paper/dettaglio/piano-azione-idrogeno-confindustria

Confindustria sostiene l'ambizione climatica dell'Unione Europea e l'industria italiana è pronta ad assumersi la sua parte di responsabilità oltre a cogliere l’opportunità di crescita viste le numerose soluzioni tecnologiche che potrà fornire. I nuovi obiettivi previsti dal pacchetto Fit-for-55 e i relativi strumenti legislativi saranno fondamentali a spianare la strada al raggiungimento dell'obiettivo di decarbonizzazione dell'UE e permettere le decisioni di investimento da parte dell'industria, pertanto dovranno essere attentamente valutati, chiaramente identificati e stabili nel tempo. L'Unione europea sarà esposta a importanti vulnerabilità, probabilmente non ancora valutate in profondità, sia dal punto di vista economico che sociale. Il contributo limitato dell'UE alle emissioni globali di gas a effetto serra (circa l'8%) limiterà fortemente l'effettiva visibilità degli sforzi molto significativi dell'Unione in termini globali. Senza una politica globale per il clima sarà impossibile raggiungere gli obiettivi dichiarati nell’ambito dell’Accordo di Parigi. 

Forniamo le nostre prime osservazioni al Pacchetto Fit-For-55 su alcune questioni prioritarie per il sistema industriale italiano con particolare riferimento alle proposte della Commissione Europea:

• COM 2021/557 che modifica la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda la promozione dell'energia da fonti rinnovabili; 

• COM 2021/556 che modifica il regolamento 2019/631 relativo ai livelli di prestazione in materia di emissioni di CO₂  delle autovetture nuove e dei veicoli commerciali leggeri nuovi; 

• COM 2021/559 che abroga la direttiva 2014/94/UE relativa al miglioramento delle infrastrutture di rifornimento/ricarica dell'UE;

• COM 2021/562 sull'uso di carburanti rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel trasporto marittimo;

• COM 2021/561 che garantisce condizioni di parità per l'uso di combustibili sostenibili nel trasporto aereo;

• COM 2021/558 che modifica la direttiva 2012/27 sull'efficienza energetica; 

• COM 563/2021 che modifica la direttiva sul quadro dell'Unione della tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità;

• COM 2021/551 che modifica la direttiva 2003/87/CE sul sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra all'interno della UE

• COM 2021/564 che istituisce un meccanismo di adeguamento del carbonio alle frontiere  (CBAM)

Stiamo conducendo all'interno della nostra Associazione Europea, BusinessEurope, alcune analisi per valutare il potenziale impatto delle principali misure e per finalizzare la posizione condivisa del settore industriale UE. 

Confindustria Position Paper - Fit For 55.pdf|Visualizza dettagli

Confindustria ha condiviso gli obiettivi fondamentali della consultazione sui progetti pilota, quali il contributo al conseguimento dei target ambientali mediante la sperimentazione di soluzioni innovative applicate alle infrastrutture gas - da eseguire anche grazie alla rimozione degli ostacoli normativo/regolatori - considerandoli all’interno del più ampio contesto di rilancio sostenibile dell’economia definito nel Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza e dell’ambizioso percorso verso la neutralità climatica al 2050 tracciato dall’EU Green Deal. La scelta delle configurazioni dovrà essere basata su considerazioni di efficienza economica correlate alla necessità di promuovere l’utilizzo efficiente delle infrastrutture e della generazione elettrica, i benefici derivanti da economie di scala ed i risparmi nei costi di trasporto.

Osservazioni Confindustria DCO 250-2021.pdf|Visualizza dettagli

Confindustria welcomes the revision of Directive 2009/73 and Regulation 715/2009, considering that the future H2 framework can be embedded within the principles of the Gas Internal Energy Market.
Gas is an enabler of the EU decarbonization: several sectors rely on natural gas to fuel industrial processes (directly or through cogeneration) or as input for chemical production. Moreover, in many EU countries power generation from natural gas is going to be the main technology replacing coal and granting flexibility for NPRES in the medium term. Finally, gaseous fuels can contribute to the transport sector low carbon transition, especially in maritime, heavy duty and aviation sections. Therefore, an integrated gas system, including LNG, plays a crucial role for European Supply, energy diversification and market competitiveness. There is still to be done to achieve the Gas Target Model objectives and spreads among markets are still critical between North-West Europe and the Italian hub because of transportation tariffs along gas routes (pancaking effect). Different solutions could be effective to obtain a single gas market, e.g. the merge of national entry/exit zones applicating tariffs on external borders and on demand. It can also prevent the risk of decommissioning for those pipelines currently facing low demand but necessary for market competition and future H2 repurpose. Nevertheless, provisions aimed to enhance competitiveness should be fully applied and the 15-year time limit for LT capacity should be voluntarily applicable to existing contracts deriving from past allocation procedures.
The deployment of low/zero carbon gaseous fuels will provide a contribution in lowering the GHG emissions if adequate amounts of commodity, interoperable grids, secure storage equipment and reliable end-use technologies would be available at competitive prices to fulfill energy consumption of hard to abate sectors, in synergy with electrification trends. To reach the Green Deal objectives it is important to create a coherent legislative framework, combining all EU Regulations, so to define policies and market-based mechanisms to facilitate new gasses demand, vectoring, generation and value chain equipment production (It’s for example crucial the reduction of administrative barriers). A fair competition among technologies (P2X, storage, CCS/U etc..) and vectors shall be promoted, through the institution of an EU classification / certification, based on life cycle GHG emission savings, and a level playing field for all flexibility and market resources. It is important to pursue a gradual, flexible, open and technology neutral approach: the early development of alternative gasses shall avoid distortions of the NG markets and tariffs and be coordinated with the effective starting point/production possibilities of the different UE Countries. A regulatory sandbox approach would be beneficial to encourage R&D projects and subsidies should be considered to ease the decarbonization of those sectors where electrification is not technically or economically feasible besides where a H2 use/infrastructure already is present.
In view of a growing electricity-gas sectors coupling and market integration, the key principles of the energy regulation (e.g. unbundling, TPA) and cost-benefit evaluations of the infrastructure planning shall be synergically considered. The EU legislation should recognize the possibility for TSOs/DSOs to own, develop and operate H2 networks, as well as, to test H2 injection into their grids, so to verify standards (safety, quality, measurement) and promote the efficient use and retrofitting/repurposing of existing infrastructures, avoiding stranded costs. It’s important to ensure a transparent, fair and non-discriminatory access to the infrastructure to the decentralized production of renewable and low carbon gases and hydrogen and a correct allocation of costs avoiding cross subsidies between regulated and market-based activities.

Posizione Confindustria - Consultazione Hydrogen and Gas Market Decarbonization Package.pdf|Visualizza dettagli

Confindustria accoglie con favore il processo di riassetto dell’attività di misura del gas nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto definendo requisiti di dotazione impiantistica (requisiti impiantistici), requisiti inerenti alle prestazioni metrologiche (requisiti prestazionali) e requisiti inerenti alla manutenzione e gestione della strumentazione (requisiti manutentivi) sulla base delle normative vigenti, con l’accortezza di tradurre il riassetto stesso ad un reale miglioramento del sistema gas.

Osservazioni Confindustria DCO 167-21-R-Gas.pdf|Visualizza dettagli

Si comunica che Confindustria ha rafforzato il proprio impegno sull’idrogeno istituendo un protocollo d’intesa con l’ENEA finalizzato ad approfondire l’impiego del vettore in ambito industriale, considerando le barriere amministrative e le opportunità di mercato. Si tratta di una ulteriore dimostrazione di interesse per le potenzialità dell’idrogeno nella decarbonizzazione dei settori ad alta intensità energetica “hard to abate”, per le quali l’elettrificazione è tecnicamente inattuabile o economicamente non sostenibile, che fa seguito alla decisione di prendere parte alla European Clean Hydrogen Alliance (ECH2A) istituita dalla Commissione Europea ed alla stesura del Piano d’Azione per l’Idrogeno in anticipo rispetto alla Strategia Nazionale del Governo.

Al seguente link è disponibile il comunicato stampa dell’ENEA.

Il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) ha posto obiettivi sfidanti per lo sviluppo delle fonti rinnovabili al 2030, concentrandosi in particolare sul settore elettrico: si ricorda che in tale data il 55% dei consumi interni lordi di energia elettrica dovrà essere soddisfatto da fonti rinnovabili. La partecipazione attiva dei consumatori allo sviluppo di nuovi impianti e al rinnovamento di quelli esistenti, anche attraverso forme contrattuali di lungo termine come i Power Purchase Agreement (PPA), sarà fondamentale per rispettare gli impegni assunti in Europa.

Considerata la rilevanza di tali configurazioni nel futuro sistema energetico, Confindustria ha partecipato attivamente al dibattito pubblico aperto dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) nell’ambito della Procedura per l'identificazione degli impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile, emissione e gestione delle Garanzie D'Origine (GO). Un impulso allo sviluppo delle fonti rinnovabili potrebbe infatti essere collegato proprio al sistema delle GO ma si ritiene opportuno procedere alla definizione di un quadro regolatorio integrato sul tema che possa fornire un indirizzo chiaro agli investitori e coinvolgere tutti gli stakeholders privati ed istituzionali, evitando al contempo la proliferazione di norme e disposizioni disomogenee che rischiano di renderne più complessa la gestione. In particolare, risulta prioritaria una visione organica sulle caratteristiche delle configurazioni afferenti ai Power Purchase Agreement, superando le difficoltà connesse alle barriere amministrative nell’ottenimento delle autorizzazioni per l’istallazione e/o l’aggiornamento tecnologico degli impianti rinnovabili.

Osservazioni Confindustria - Consultazione GSE_Procedura per l'identificazione degli impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile, emissione e gestione.pdf|Visualizza dettagli

Confindustria ritiene importante procedere nella digitalizzazione delle reti energetiche ed ha pertanto accolto con favore la volontà dell'impresa maggiore di trasporto del gas naturale di procedere al riassetto dell’attività di misura nel trasporto gas. Sono state pertanto evidenziate le necessità di chiarimento sul futuro quadro regolatorio, funzionali alle decisioni di investimento degli operatori e alle valutazioni sul costo-opportunità della possibile cessione del sistema di misura.

Le osservazioni di Confindustria sono disponibili al seguente linkOsservazioni Confindustria DCO SNAM ai sensi della deliberazione 522-2019-R-Gas.pdf|Visualizza dettagli