Oneri Generali di Sistema EE, l’origine della specie

 

Dato che quello degli oneri generali di sistema è uno dei temi caldi di questo primo trimestre 2017, anche e soprattutto per le note vicende giuridiche, è quantomai opportuno fare un po’ il punto della situazione e cercare di capire cosa sono, da dove vengono e verso dove vanno.

Di conseguenza, nelle prossime righe e pagine, per prima cosa, individueremo il perché della loro esistenza, quindi ripercorreremo quella che è la loro storia, a volte poco conosciuta e sempre molto articolata e complessa, per poi cercare di capire come funziona oggi il loro meccanismo e di quanti euri stiamo parlando. Infine, tenteremo una analisi della situazione attuale, cercando di individuare i possibili rischi e soluzioni.

Orsù, andiamo a cominciare!

Perché gli oneri di sistema?!

Come tutte le domande esistenziali, il motivo ultimo del perché qualcosa esista in certa data forma è sostanzialmente insondabile. Questo concetto può applicarsi anche agli oneri di sistema, che avrebbero potuto benissimo assumere una forma diversa, ad esempio (come frequentemente proposto) sotto forma di fiscalità generale.

Comunque sia, l’evoluzione è andata diversamente e, almeno inizialmente, si è preferito forse utilizzare un criterio di (vaga) inerenza tra costi da coprire e fonti di copertura, visto che – come vedremo in seguito – è innegabile una certa affinità di questi costi con il sistema elettrico e con la sua evoluzione.

Inoltre, probabilmente anche il fatto che inizialmente non è che erano questa cifra stratosferica ha giocato un ruolo nel propendere per metterli da una parte (bollette) e non altrove: d’altronde, spulciando nelle relazioni annuali dell’Autorità apprendiamo che nel 2001 – sono passati solo 15 anni e pochi mesi, ma per il sistema elettrico sembra passata un’era geologica! – gli oneri pesavano in bolletta un incredibile 3,3% (dato ovviamente indicativo, vista l’evoluzione successiva del sistema e delle aggregazioni di costo considerate in bolletta) e nel 2003 questi erano aumentati in maniera iperbolica, portandosi a ben 8,1%. Oggi solo al 20,36%.

E così gli oneri sono finiti in bolletta e ci sono rimasti fino ad oggi (ed anche domani) dove sono applicati come maggiorazione della tariffa di distribuzione (ma questa è un’altra storica, su cui torneremo in seguito. 

Le Origini (del mito)

Ma da dove arrivano questi oneri di sistema che, sin dalla loro introduzione, hanno generato non pochi malumori?

La loro nascita è da attribuire al celeberrimo Dlgs 79/99 (il c.d. Decreto Bersani, quando ancora non smacchiava giaguari!) ed al suo art.3 comma 11. Si trattava però solo di un primo abbozzo, in cui si definivano ruoli e criteri generali(ssimi) da sviluppare in un apposito Decreto Ministeriale. Che arrivò, un po’ oltre i 180 giorni previsti (ma questo è un classico italiano!), i primi di febbraio del 2000 nella forma del DM 26 gennaio 2000 e smi, che conteneva le antenate delle attuali componenti. In particolare:

  •  A2  a copertura degli oneri nucleari, che con l’andare del tempo è stata più volte rimaneggiata e anche “saccheggiata” dalle voraci fauci statali, ad esempio nel 2005 e nel 2006 con le relative finanziarie;
  • A4 a copertura delle agevolazione tariffaria ferrovie e – originariamente- alla produzione di alluminio. Successivamente, l’agevolazione si ampliò anche ad altre industrie energivore (lavorazione/produzione piombo, zinco ecc) localizzate in Sardegna per poi  essere eliminata con definitivamente col la legge 9/99 – legge sviluppo);
  •  A5  a copertura dei costi relativi alla ricerca di sistema.

Oltre a queste simpatiche vegliarde, c’erano anche dei veri e propri dinosauri, elementi di un ‘altra epoca che piano piano di sono estinti. In particolare:

  • La fu A6, a copertura degli stranded cost derivanti, inizialmente, dagli effetti della   liberalizzazione del settore elettrico sull’ex-monopolista e sulle imprese produttrici e, in seguito, anche dall’affaire del GNL Nigeriano (in poche parole, Enel importava questo gas, solo che in Italia allora non c’erano rigassificatori e, quindi, ci si avvaleva dei cugini transalpini di GdF che, ovviamente, si facevano pagare bene. A valle della liberalizzazione e fino alla conclusione del contratto questi costi erano coperti tramite questa componente).
  • la fu A7, che serviva ad estrarre dai gestori di impianti idroelettrici la mitica “rendita idroelettica” generata dal nuovo assetto di mercato (post decreto bersani infatti questa energia era valorizzata come quella generata da fonte termoelettrica, con un notevole aumento rispetto al passato quanto non era riconosciuto l’ “onere termico).  2000)

La materia fu poi riordinata – per alcune questioni relative alla quantificazione degli oneri coperti dalla A6 e dalla A7, eliminata,- dal DL 18 febbraio 2003, n.25 come convertito con legge 17 aprile 2003, n. 83.

Sempre nel 2003, con la legge 24 dicembre 2003, n. 368 veniva poi introdotta la componente MCT a copertura delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare (e teoricamente in futuro al sito che ospiterà il fantomatico deposito nazionale, una infrastruttura fatta della stessa materia di cui sono fatti i sogni).

Più recenti, invece, sono gli oneri generale a copertura dei costi legati al doveroso Bonus Sociale (As) e quello, su cui si è da poco giunti ad una quadra, a copertura delle agevolazioni alle imprese manifatturiere con elevati consumi di energia elettrica (a.k.a. energivori) (Ae). Difatti, il primo nasce nel 2007 grazie al DM MiSE 28 dicembre 2007, mentre il secondo nel 2012 con il DL 22 giugno 2012, n. 83 (legge di conversione 134/2012).

Ho volutamente lasciato per ultima la principessa, la star degli oneri generali: quella A3 che in pochi anni è salita alla ribalta monopolizzando la scena come una vera e propria rockstar anni ’80!

Sin dall’inizio si capiva che era una predestinata alla gloria, data la “nobiltà” della sua schiatta, che si vanta di discendere direttamente dal celeberrimo provvedimento CIP 6/92 con cui, a valle della legge 9 gennaio 1991, n. 9,  si era iniziato fattivamente ad incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili. Si tratta però di una mezza verità, dato che il conto “contributo energia da fonti rinnovabili ed assimilate” originariamente era stato istituito dal provvedimento CIP 15/89, che però non ha avuto grande fortuna. Non ancora adolescente, poi, subì il trauma della riforma complessiva del sistema elettrico nazionale ex dlgs 79/99, quando il compito di ritirare  l’energia allora incentivata (quella da impianti ex CIP 6/92) e per la quale copriva l’onere di detta incentivazione, passò dall’Enel+imprese distributrici a quel Gestore di Rete da cui nacque in seguito l’attuale GSE. Nel frattempo, gli oneri che andava a coprire pian piano si allargavano con l’entrata in vigore dei vari conti energia e delle varie evoluzioni normative/regolatorie dei meccanismi a sostegno della produzione da fonti rinnovabili, solare e non (ad esempio, le tariffe fisse omnicomprensive o lo scambio sul posto), ma lo schema è rimasto sempre più o meno lo stesso: l’Autorità individua i meccanismi per la copertura dell’incentivazione a carico della A3, i clienti finali la pagano, i venditori la trasferiscono ad distributori che, infine, la versano per la stragrande maggioranza al GSE che provvede ad erogare gli incentivi.

Oltre agli oneri generali appena citati, esistono (e sono ad oggi pagati in bolletta) anche delle c.d. “ulteriori componenti“, le UC, che si differenziano dai primi in primis per la loro “fonte” di leggittimazione e in secundis per la loro funzione che, a differenza dei primi, è tutta interna al sistema elettrico. Oggi questi sono essenzialmente 4: (i) il preistorico UC4, a copertura delle integrazioni tariffarie per le imprese elettriche minori (originariamente 12 e operanti sulle isole minori italiane, come capri, favignana e l’isola del giglio. Dal 2009 il perimetro si è allargato anche ai distributori <5.000 pod), è decisamente preistorica, dato che la sua introduzione risale addirittura al 1974, grazie al provvedimento CIP 34/74 (pensate, è così antico che non ne ho trovata una copia elettronica….quindi niente link!); (ii) il più recente UC7, a copertura degli oneri generati dalla promozione dell’efficienza energetica negli usi finali, introdotto dall’Autorità nel 2004 a seguito del decreto 20 luglio 2004 e infine (iii) l’UC3 e (iv) UC6, rispettivamente a copertura di meccanismi perequazione e di regolazione incentivante della qualità del servizio, entrambi di natura, ed origine, puramente regolatoria.

Una volta esistevano anche l’UC1, a copertura degli squilibri della perequazione dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica destinata al mercato vincolato, eliminata a valle momento di transizione dalla vecchia organizzazione di mercato, con distribuzione e vendita insieme, a quello attuale; la UC2, a copertura dell’ulteriore componente di ricavo riconosciuta all’energia elettrica prodotta dalle imprese produttrici-distributrici per i clienti del mercato vincolato, di cui all’art. 6 della deliberazione dell’Autorita’ 29 dicembre 1999, n. 205/1999  e la UC5 a copertura del meccanismo di perequazione delle perdite di rete).

L’ammontare di tutte queste componenti è aggiornato trimestralmente dall’Autorità sulla base degli indirizzi generali previsti dalla normativa appena ricordata.

Unbundling: chiusura di un ciclo e prospettive future

Nel corso della riunione dello scorso 2 febbraio 2017, l’Autorità ha approvato 3 delibere di grandissimo interesse “sistemico” e da tempo attese, sia dai diretti interessati che da tanti altri soggetti gravitanti intorno al mondo dell’energia e della regolazione: altri operatori, consulenti, avvocati ecc… 

Si tratta delle delibere 40, 41 e 42/2016/S/com (triplete!), tutte accomunate da un unico tema, l’unbundling, declinato nelle sue varie forme, contabile e funzionale, all’occasione ampliato fino a lambire aree regolatorie ad esso attigue e da esso influenzate, come le tariffe. 

Queste delibere sono così importanti perché vanno a chiudere un ciclo iniziato 10 anni fa: quello aperto dalla delibera 11/07 di approvazione del testo unico unbundling, contabile ma soprattutto funzionale (la vera novità).

Negli anni successi, dopo un intervallo ragionevole per dare tempo agli operatori di mettersi al passo con le nuove regole (operazione molto onerosa in termini burocratico/amministrativi, ma anche pratici dato che andava ad incidere profondamente nell’operarività aziendale), sono iniziate le ispezioni, com’è naturale che sia.

Anche se in numero contenuto, le ispezioni si sono rilevate di indubbia efficacia dato che a valle di queste sono state avviati altrettanti procedimenti sanzionatori, senza contare l’indubbio effetto di moral suation sugli altri operatori. 

Per dovere di cronaca, si deve ricordare il procedimento avviato a carico di agsm Verona, il primo, e quindi fatalmente il più noto nel settore, a cui sono seguiti da quelli verso Deval, Gelsia+Gelsia Reti (che ha presentato impegni, poi accettati dell’Autorità), Valle Umbria Servizi – VUS e Edison Stoccaggio (la cui vicenda ha sollevato grande scalpore nell’ambiente per l’elevatissima sanzione comminata).


Il tratto saliente che emerge da tutte queste ispezioni è che l’applicazione pratica della regolazione in materia di unbundling, in realtà societarie ed operative complesse, non è così facile come ci si potrebbe aspettare.

I procedimenti avviati, al netto di quelli chiusi con la presentazione di impegni o con l’irrogazione di una sanzione, sono andati avanti, anche se decisamente a rilento, cosa più che comprensibile, dati i temi e ciò che c’è in ballo. 

Ora, tuttavia, le delibere appena approvate (ma ad oggi non ancora pubblicate: presumibilmente devono essere prima notificate agli interessati) vanno a costituire un importante punto fermo dell’intera vicenda, magari non finale ma senza dubbio di cruciale importanza per il settore.

Le valutazioni che saranno espresse dall’Autorità in merito alle varie fattispecie contestare agli operatori in sede di avvio di procedimento, infatti, sono destinate a “fare giurisprudenza” ed a influenzare profondamente le scelte e le valutazioni di tutti i soggetti interessati citati in precedenza. Oltre che alimentare numerosi convegni, riunioni, seminari ecc ecc. 

Ma, ovviamente, c’è di più. 

Le delibere in analisi, come già detto in precedenza, chiudono un ciclo durato 2 lustri e mandano definitivamente in pensione la vecchia regolazione ex delibera 11/07. 

Ci si potrà quindi focalizzare sulla nuova disciplina contenuta nel nuovo TIUF (unbundling funzionale), approvato con delibera 296/2015/com e TIUC (unbundling contabile), approvato con delibera 231/2014/R/com e smi.  Di conseguenza, non è inverosimile che nel medio termine (entro l’anno?) sia deliberato un nuovo ciclo di visite ispettive, focalizzare a verificare la corretta applicazione della regolazione ex TIUF e TIUC. 

Questa volta, però, con alle spalle la grande esperienza maturata con la precedente regolazione e, soprattutto, con in mente le valutazioni effettuate dall’Autorità per fattispecie concrete, di cui alle delibere in analisi. 


Smart Meter 2G, facciamo il punto

Lo scorso 20 Gennaio, con la presentazione da parte di E-Distribuzione del proprio piano di messa in servizio degli smart meter 2G, si è conclusa la fase consultiva del processo di approvazione di tale piano e la palla è, quindi, passata all’Autorità che dovrà deliberare – entro marzo, a quanto dichiarato – in materia e, in particolare, decidere se il piano potrà imboccare l’autostrada del fast track o dovrà passare dalla mulattiera dello slow track,. Inoltre, tale delibera dovrà dare indicazioni in merito alla c.d. spesa standard annuale di capitale e definire il piano di sostituzione convenzionale.

Possiamo quindi permetterci qualche osservazioni in materia con maggiore tranquillità.

Il punto caldo dell’intera questione, recentemente affrontata anche da autorevoli commentatori (vedi qui, ad esempio), è se sia o meno opportuno sostituire gli attuale misuratori elettronici di prima generazione (di seguito: 1G) con misuratori di seconda generazione (di seguito: 2G) o se sia meglio individuare soluzioni alternative/aspettare ancora un po’ e sviluppare uno strumento ancora più performante di quello proposto.

Prima di affrontare tale questione, però, è opportuno e necessario sgombrare il campo da alcune imprecisioni che, volute o meno, vanno a colpire la pancia dei consumatori con il risultato (voluto? Domanda retorica!) di provocarne lo sdegno & indignazione.

A tal fine. facciamo un brevissimo excursus dei dati disponibili e della regolazione applicabile.

Innanzitutto, il costo del misuratore: Utilizzando i dati presenti nel PMS2 predisposto da E-Distribuzione (che è disponibile qui), è possibile stimare un valore pari a circa 93 €/unità in servizio nel periodo 2017-2025, ovvero il periodo di sostituzione massiva, e di € 140/unità messa in servizio nel periodo 2026 – 2031, quando la gestione sarà effettuata “on-condition“. In generale, prezzo medio per unità in servizio nell’intero periodo di piano sarà pari a circa 99 €/unità in servizio.

Si devono poi aggiungere tutta una serie di altri costi (concentratori, sistemi centrali,ecc) che generano un costo medio unitario di circa 105 € (€98 in fase massiva, € 153 in fase on condition).

Si deve però considerare che i valori patrimoniali riportati nel piano incorporano una inflazione in arco piano definita dall’Autorità e che, seppur certamente derivante da fonti autorevolissime (DEF, Stime BCE o che altro), ad oggi sembra al minimo sovra stimata: l0 0,5% nel 2017, l’1% nel 2018 e poi in media l’1,6% nel periodo 2019-2032…Roba da trasformare l’austero Mario Draghi nel leader della LOVE parade di Berlino! Di conseguenza, il costo medio effettivo verosimilmente sarà più basso (diciamo sui €100/unità in servizio).

Infine, si deve considerare l’effetto della matrice IQI predisposta dall’AEEGSI che però potrebbe essere sia positivo, che negativo a seconda di (i) rapporto tra stima E-distribuzione/Stima AEEGSI sui capex unitari e (ii) costo unitario annuale effettivo sostenuti da E-Distribuzione. Si può andare da un incentivo massimo di circa il 5% del costo unitario di capitale ad una penalità massima di circa il 7%.  Ad ogni modo, una stima attendibile su questo elemento è oggi impossibile.

Nella tabella seguente trovate i dati quantitativi, estrapolati dal PMS2 di E-Distribuzione, utilizzati per le stime:

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In generale, quindi, ci si può sbilanciare ed affermare che il costo unitario del sistema di misura 2G è comparabile con quello attuale, di prima generazione. Tra l’altro, E-Distribuzione non ha fatto mistero di confidare, proprio in virtù di ciò, di poter accedere  al fast track per la valutazione ed approvazione del proprio piano.

Stabilito che, a livello di costo, poco/nulla cambia tra installare misuratori 1G o misuratori 2G, bisogna individuare chi paga.

Tali costi – ammortamento del costo del misuratore in 15 anni e la remunerazione del capitale (oggi 5,6%) – , ovviamente, saranno pagati in bolletta dai clienti finali….come normale che sia, aggiungerei, dato che si tratta di investimenti infrastrutturali in attività (strettamente) regolate –  in quanto monopoli naturali -realizzati per erogare a tali soggetti un servizio (pubblico) con caratteristiche coerenti con quanto previsto dalla regolazione e, nel caso specifico, dalla normativa.

Si deve però considerare che la regolazione adottata dall’Autorità, proprio al fine di scongiurare il rischio di improvvise fiammate tariffarie, per il riconoscimento in tariffa degli investimenti prevede il ricorso alla rata costante  (in breve, se la sostituzione avvenisse in un unico anno  con un investimento di 150 da ammortizzare in 15 anni e remunerato al 5,6%, i clienti dovrebbero pagare ogni anno circa 14€, il che significa che nei primi anni “soffre” un po’ il distributore e negli ultimi anni il cliente. Da notare che con le regole attuali”soffrirebbe” solo il cliente).

Da ultimo, non bisogna dimenticare che i nuovi investimenti per i misuratori 2G saranno riconosciuti con un meccanismo – piuttosto cervellotico -basato sul piano di dismissione convenzionale 1G e sullo speculare piano di messa in servizio 2G: sostanzialmente, se nell’anno X si conclude l’ammortamento di Y misuratori 1G, tale piano prevede – convenzionalmente – che venga installato lo stesso numero Y di misuratori 2G che verrano poi effettivamente riconosciuti a livello tariffario (rectius, viene riconosciuto il minimo tra il numero di misuratori installati effettivo e quello previsto dal piano convenzionale). In questo modo, quindi, si cerca di adottare una logica “rolling” nel riconoscimento degli investimenti che tende a minimizzare – anche insieme agli elementi prima ricordati – aumenti sgraditi e sgradevoli delle tariffe.

Sono infine previste sanzioni tariffarie  in caso di mancato rispetto del piano proposto, e anche piuttosto salate.

Bene, finito il nostro saccente excursus possiamo concentrarci sul cuore della questione: questa sostituzione s’ha da fare (meglio, si doveva fare) oppure no?

Secondo me il punto focale, a prescindere da quanto richiesto dalla normativa (D.lgs 102/2014), è che i misuratori 1G di E-Distribuzione sono comunque da cambiare: come è possibile vedere dai dati pubblicati nel suo PMS2, al 2017 i misuratori che hanno superato i 15 anni di vita sono circa 4,3 mln, cifra che sale a circa 19 mln al 2019, fra soli 2 anni.

Si potrà sempre obiettare che non è necessario sostituire questi misuratori dato che, essendo entrati in esercizio prima del fatidico ottobre 2006, non rientrano nel novero di quelli oggetto di verifiche metrologiche legali periodiche e, quindi, possono essere utilizzati in secula seculorum (sempre che non vengano rimossi). Tuttavia, non mi sembra una grande idea perseverare nell’errore e continuare come se nulla fosse! Meglio sarebbe approfittare dell’occasione e procedere all’eliminazione di questo vulnus.

Si potrebbe però dire, a questo punto, “ok, dai, va bene…sostituiscili, ma perché devi utilizzare questi 2G? Puoi continuare con gli 1G che funzionano e nel frattempo vediamo se è possibile fare qualcosa di più figo (allo stesso costo o meno)”. Si potrebbe anche fare, ma ci sono alcune elementi da valutare:

  • I 2G costano più o meno come gli 1G (vedi su)
  • I 2G hanno funzionalità molto più avanzate degli 1G
  • Se installo gli 1G ho 2 problemi:
    • Procedo “on condition, ovvero quando si rompono i misuratori installati o comunque quando c’è necessità? la sostituzione sarà più lunga e molto più inefficiente e, quindi, costosa (far uscire un tecnico per cambiare un solo misuratore in un appartamento costa molto di più che far uscire lo stesso tecnico per fargli cambiare i misuratori di tutto un palazzo). Senza contare che (i) rimane il problema dei vecchi misuratori non certificati (si potrebbe dire “e vabbeh..ce si siamo tenuti finora, non sarà qualche anno in più a fare la differenza”), (ii) non posso fornire alcuna funzionalità evoluta alla clientela, (iii) con l’invecchiare del parco contatori cresce la probabilità di disservizi (guasti, letture sballate e tutte quelle cose belle lì), cosa che fa diminuire il già basso livello di fiducia dei clienti nel mercato. Il che, nell’attuale fase di mercato, non mi sembra una cosa particolarmente intelligente.
    • Predispongo un piano massivo? Devo essere conscio che ciò sostanzialmente mi preclude la possibilità di passare ad un sistema più evoluto in tempi brevi: dopo che in 2/3 anni ho sostituito qualche milione di misuratori con 1G nuovi, è pensabile pensare di iniziare ad installare dei nuovi e superfighi misuratori, magari 4G e che fanno pure il caffé? E di quelli nuovi che nel frattempo ho installato che ci faccio? Li butto, con una grossa perdita economica? Li tengo  in esercizio fino allo scadere dei 15 anni, generando così una Italia spaccata a metà e, cosa ben peggiore, creando una inefficienza pazzesca dato che bisogna tenere in vita 2 sistemi di misura sovrapposti (e si badi bene: per quanto retrocompatibili è impensabile che dei misuratori diversi tra loro possano funzionare a pieno regime con lo stesso sistema centrale+concentratori)? Chi paga tutto ciò? (suggerimento: inizia con c e finisce con liente)

Senza contare, poi, la dura realtà dei fatti: i 2G, le cui caratteristiche rispondono a quanto richiesto dalla normativa e dalla regolazione, sono stati sviluppati, industrializzati e – presumibilmente – anche messi in produzione massiccia e sono pronti ad essere installati. Che ci facciamo? Cambiamo la normativa e li buttiamo a mare? E i sunk cost derivanti chi se li accolla? (vedi suggerimento precedente)

No, da come stanno le cose la soluzione più razionale è quella di sfruttare l’occasione e installare dei misuratori di nuova generazione. Ciò, tra l’altro, porta benefici ad entrambe le parti in gioco:

Da una parte, E-Distribuzione (ma anche il cliente, naturalmente!) ha interesse ad investire nella propria infrastruttura, e nello specifico nei misuratori 2G, per tantissimi motivi, tecnici ed economici.  Tra i primi, possiamo citare, ad esempio, il miglioramento del monitoraggio della rete in generale e delle interruzioni in particolare (funzionalità last gasp, molto utile), nonché delle performance del sistema di misura (grazie ai 2 canali di chain 1), mentre tra i secondi, oltre agli attesi aumenti di efficienza in alcuni processi-chiave sia aziendali (manutenzioni/perdite “commerciali”/pronto intervento in caso di interruzioni) che di sistema (settlement), è fondamentale il mantenimento di un adeguato n livello di RAB, cosa necessaria per restare appetibili agli occhi del mercato/analisti/investitori e assicurarsi un futuro prospero (con tutto quello che ciò comporta: investimenti, occupazione, riflessi positivi sui territori gestiti ecc.).

Dall’altra, ci sono i clienti. Per questi, il passaggio agli smart meter 2G, segna un grosso balzo in avanti in termini di capacitazione (marchio registrato), almeno potenziale, dato che permette di superare il peccato originale dell’attuale sistema 1G: essere sostanzialmente chiuso ai clienti finali (con buona pace del mitologico display a cristalli liquidi che nemmeno le calcolatrici che uscivano dai fustini di detersivo del discount e utile quanto una forchetta per bere il brodo). E’ indubbio, infatti, che la possibilità (parola chiave, cfr. infra), di poter monitorare in tempo reale i propri consumi è di enorme importanza per rendere palese il vincolo causale tra comportamenti->consumi->bollette, cosa oggi impossibile. La disponibilità crescente di tali informazioni permetterà – finalmente – l’accumulo di conoscenza da parte dei clienti finali che, in questo modo, capiranno sempre più le caratteristiche base del settore (oggi del tutto oscuro) e saranno in grado di meglio barcamenarsi nel procelloso mare delle offerte presenti nel mercato elettrico. Inoltre, all’aumentare della conoscenza del mercato da parte del cliente, queste ultime andranno inesorabilmente ad aumentare di numero e, soprattutto, di raffinatezza in modo da soddisfare le richieste – crescenti – di una clientela sempre più conscia delle proprie esigenze e delle conseguenze delle proprie scelte.

Sul tema della disponibilità dei dati è poi doveroso aprire una parentesi: le caratteristiche base dei misuratori 2G (Allegato A alla Delibera 87/2016/R/eel) comprendono tra l’altro la “Segnalazione al dispositivo (il famoso “smart info”, ndr) di imminente intervento del limitatore, in relazione alla derivata in aumento della potenza istantanea“, mentre i dati sui consumi – sebbene non validati – avranno disponibilità immediata (come più volte ribadito anche dall’AEEGSI: cfr presentazione AEEGSI alle associazioni dei consumatori su smart meter 2G); questi ultimi, anche qualora fossero con granularità quartoraria, sarebbero comunque di grandissimo aiuto per i clienti finali/fornitori di servizi ad alto valore aggiunto dato che l’unità di tempo elementare del mondo elettrico è proprio  il quarto d’ora. Sul tema in esame, quindi, sostenere il contrario significa, nel migliore dei casi, sostenere qualcosa di errato.

Non dimentichiamoci infine che anche una fatturazione near real time basata su dati di consumo effettivi (possibile grazie al combinato disposto dell’acquisizione giornaliera e non più mensile delle letture e miglioramento della performance nell’esecuzione di tale attività), la possibilità di effettuare switch in pochissimo tempo/infra-mese e la possibilità di impostare offerte commerciali maggiormente su misura (grazie ad una maggiore granularità delle fasce orarie e facilità di configurazione) sono tutti elementi che contribuiranno fattivamente a trasformare radicalmente, seppur progressivamente il mercato nei prossimi anni.

Semplicemente, pensare che l’attuale configurazione del mercato elettrico retail possa sopravvivere immutata a se stessa ancora a lungo nell’era dell’informazione e del su misura è pura utopia. Ci vorrà del tempo, ma ci si arriverà. E un sistema di misura (ma sarebbe meglio chiamarlo informativo) che fornisca le a tutti i soggetti informazioni complete, attendibili e tempestive ed  è la pietra da cui partire.

Quando detto finora significa forse che siamo nel migliore dei mondi possibili? Assolutamente NO! Si potrebbe/sarebbe potuto fare di meglio? Certamente!

Innanzitutto, ci si poteva svegliare un po’ prima ed iniziare ad immaginare il misuratore del futuro con un certo margine, magari meno stringente, così da permettere analisi più approfondite su molte tematiche, non ultime le soluzioni tecniche da adottare, coinvolgendo ancora di più tutti gli stakeholder.

Inoltre, sarebbe opportuno meglio chiarire alcuni aspetti di interesse generale come ad esempio:

  • Quale sarebbe stato il delta costo unitario (i.e. per misuratore) nel caso di adozione di soluzioni alternative alla PLC per la chain 2 (quella misuratore->cliente) tali da permettere una connessione diretta tra misuratore e apparati nella disponibilità del cliente (ad esempio: WiFi, Bluetooth).
  • Fattibilità tecnica delle soluzioni appena ricordate. Difatti, non va dimenticato un elemento molto importante: non sempre i misuratori sono in casa! Se fossero centralizzati, magari in cantina, il Bluetooth non sarebbe nemmeno ipotizzabile…il WiFi non ne ho idea.
  • Il costo dell’ apparecchio tipo “smart info” e informazioni in merito: dove si compra, come si installa (è plug&play?!), interoperabilità (cioè..ne compro uno, di una qualsiasi marca e questo funziona senza problemi o qualcuno ha l’esclusiva?) ecc. ecc. (da considerare a latere che sulla fornitura di tale apparecchio si potrebbero fondare molte offerte commerciali….tipo i modem per le offerte adsl/fibra).
  • Quanto costa il singolo misuratore per gli altri operatori che dovessero decidere di convergere su tale modello/tecnologia?
  • Livello di performace atteso della chain 2, elemento cruciale affinché il sistema di misura si trasformi in un sistema informativo efficace ed efficiente al servizio del mercato.

Infine, un appunto. Ma veramente è possibile pensare che, per una società che mediamente investe ogni anno circa € 1 miliardo (€ 1.000.000.000) per interventi sulla propria rete, un investimento di € 4,4 mld in 15 anni precluda ogni altro tipo di investimento, finanche quelli importantissimi per aumentare la resilienza del sistema elettrico (su cui tra l’altro è in corso un importante tavolo tecnico operatori/RSE proprio sul tema dei manicotti di ghiaccio)?! No, dai…seriamente… non è evidentemente possibile se non con un grande esercizio di benaltrismo, specialità olimpica tutta italiana!

 

Quanto costa l’efficienza energetica al consumatore?

Riceviamo e volentieri pubblichiamo il seguente articolo in cui Riccardo Gallottini di energyaffairs fa il punto sul costo del meccanismo dei TEE per i clienti finali.  Buona lettura!

Quanto costa l’efficienza energetica al consumatore?

di Riccardo Gallottini

Quasi quotidianamente, sfogliando la rassegna stampa o girando per internet, leggiamo che fare efficienza energetica significa essenzialmente migliorare un sistema, riducendo l’apporto di energia in ingresso, mantenendo lo stesso “prodotto” in uscita, sia esso un bene o una forma di energia.  Gli interventi di efficientamento energetico, come noto, comportano una serie di benefici al privato cittadino o all’impresa, quali la riduzione dei consumi (e quindi abbattimento dei costi) nonché l’ammodernamento dei sistemi produttivi/tecnologici. Tali interventi hanno però un costo di investimento che, in particolare per alcune tipologie, rende difficile la sostenibilità del progetto senza un incentivo di tipo economico o fiscale. Lo strumento più utilizzato in questi anni per sostenere gli interventi di efficienza energetica è indubbiamente il meccanismo dei certificati bianchi (da non confondere con i certificati verdi a sostegno della fonti rinnovabili).

Ma quanto costano i certificati bianchi in bolletta al consumatore italiano medio di energia? E quanto costano rispetto ad altri strumenti di incentivazione che il consumatore paga tra gli oneri di sistema presenti in bolletta? Queste sono le domande a cui proveremo a dare una risposta al fine di valutare se i certificati bianchi oltre che sostenere gli investimenti in efficienza energetica, sono anche “sostenibili” per il sistema, e quindi per il consumatore.

Funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi 
Il meccanismo dei certificati bianchi o titoli di efficienza energetica (di seguito anche TEE)  è entrato in vigore nel gennaio 2005. Un TEE rappresenta un’unità di consumo di energia primaria espresso in Tep (tonnellata di petrolio equivalente) riguardante interventi di risparmio di energia elettrica, gas naturale e altri combustibili per autotrazione. Il meccanismo è basato sulla determinazione di obblighi di risparmio di energia primaria definiti via via negli anni da una serie di decreti ministeriali e posti in capo alle imprese di distribuzione di energia elettrica e gas. In funzione della quantità di energia distribuita, ad ogni impresa viene quindi assegnata una quota di obiettivo di risparmio nazionale quantificabile in un numero di TEE da annullare al fine di soddisfare l’obbligo. Gli obiettivi di risparmio di energia primaria assegnati riguardano ad oggi il periodo 2005 – 2016. Gli obiettivi per gli anni 2017 – 2020 sono tutt’ora in corso di definizione da parte del Ministero. Va detto che il ruolo dei TEE dovrebbe rimanere centrale nella strategica globale di risparmio energetico che si è data il paese. Il decreto legislativo 102/14 che ha recepito la direttiva UE sull’efficienza energetica ha infatti assegnato al meccanismo dei TEE l’obbligo di contribuire con almeno il 60% dell’obiettivo di risparmio energetico totale cumulato al 2020.

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I TEE hanno chiaramente un prezzo che è basato su uno schema di mercato di incrocio tra domanda e offerta. Il valore economico dell’incentivo non è infatti determinato ex – ante ma dipende dall’andamento dei titoli sul mercato. La domanda di TEE è formata dalle imprese di distribuzione (ad oggi 13 distributori elettrici e 48 distributori gas) in quanto soggetti obbligati all’adempimento normativo di risparmio energetico. Viceversa l’offerta è data dai TEE derivanti da risparmi energetici ottenuti tramite progetti realizzati sia dai soggetti obbligati che da altri soggetti non obbligati (società di servizi energetici, distributori minori ecc). La contrattazione dei TEE può avvenire tra le parti interessate (tramite contratti bilaterali) o all’interno di una specifica borsa gestita dal Gestore dei Mercati Energetici (GME). Il Gestore dei Servizi Energetici (GSE), il quale possiede il 100% del GME, è  invece l’ente che autorizza l’emissione dei titoli a fronte della presentazione dei progetti e si occupa del controllo del risparmio energetico ottenuto. Le imprese di distribuzione, essendo soggetti obbligati dalla normativa al soddisfacimento dell’obbligo di risparmio di energia primaria, hanno diritto a ricevere ogni anno un contributo tariffario di copertura per ogni TEE acquistato sul mercato. Il contributo tariffario è erogato a consuntivo da parte dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il servizio idrico (di seguito AEEGSI) una volta che il GSE ha verificato che i soggetti obbligati hanno adempiuto ai propri obblighi annuali di risparmio energetico.

Il contributo tariffario erogato alle imprese di distribuzione a fronte del sostenimento dei costi relativi all’acquisto dei TEE rappresenta di conseguenza l’effettivo esborso che il sistema deve sostenere per il funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi. Ad oggi infatti la famiglia tipo paga in bolletta elettrica i certificati bianchi sulla base dei KWH consumati, tramite la componente UC7 destinata alla promozione dell’efficienza energetica della voce “spesa per oneri di sistema”. In maniera analoga, nella bolletta gas è presente la componente RE nella voce “spesa per oneri di sistema”. Il gettito riscosso da tali componenti alimenta quindi dei conti i cui fondi sono utilizzati per erogare i contributi tariffari alle imprese di distribuzione.

Impatti in bolletta
A questo punto, una volta spiegato in maniera molto sintetica il meccanismo dei TEE e i vari soggetti coinvolti, possiamo andare a rispondere ai quesiti che ci siamo posti inizialmente. Va detto che per un’analisi completa di sostenibilità del meccanismo, andrebbero calcolati anche i benefici (e c’è ne sono) apportati al sistema. Il risparmio totale di energia primaria conseguito con il sistema dei certificati bianchi comporta sicuramente una serie di impatti positivi in termini di riduzione della bolletta energetica nazionale la quale, come si sa, è fortemente dipendente dalle importazioni dall’estero. Da tali benefici andrebbero però decurtati gli effetti della crisi che si sono riverberati in questi anni che hanno di fatto anch’essi causato un calo dei consumi energetici. Vanno poi aggiunte alcune esternalità positive quali l’ammodernamento del tessuto immobiliare/produttivo nonché il rilancio degli investimenti. In questa sede  tuttavia ci limitiamo a dare uno sguardo ai costi rimandando in un secondo momento una completa analisi costi benefici.

Con l’aiuto quindi dei dati che l’AEEGSI pubblica relativi all’aggiornamento delle condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela sia di elettricità che di gas, abbiamo provato a stimare gli impatti economici in bolletta elettrica e gas causati dall’introduzione delle componenti a sostegno della promozione dell’efficienza energetica. Si è cercato inoltre di isolare per quanto possibile gli oneri derivanti dal meccanismo dei certificati bianchi che è appunto l’oggetto dell’articolo.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI relativi al primo aggiornamento trimestrale di ogni anno per cliente domestico tipo (per elettricità 3 KW di potenza e 2.700 KWH di consumo e per il gas 1400 Smc di consumo).
Note: Dalle componenti UC7 e RE relative all’efficienza energetica è stata decurtata la quota parte di gettito che va ad alimentare il conto per lo sviluppo tecnologico e industriale di cui all’articolo 32 del decreto legislativo n. 28/11, il fondo a sostegno del teleriscaldamento e una stima degli oneri cumulati del conto energia termico pubblicati dal GSE.

In occasione dell’ultimo aggiornamento tariffario disponibile per il primo trimestre dell’anno 2016 sono aumentati in maniera esponenziale gli oneri derivanti dal funzionamento del meccanismo dei TEE. La famiglia tipo italiana quest’anno pagherà  poco meno di 5€/anno in bolletta elettrica e poco meno di 11€/anno in bolletta gas, quindi rispettivamente 4€/anno e 7€/anno in più rispetto all’aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura effettuate ad inizio anno 2015.

Abbiamo quindi risposto alla prima domanda che ci eravamo posti all’inizio, ovvero quanto costa alle famiglie italiane la promozione dell’efficienza energetica tramite i certificati bianchi. Risulta ora interessante andare a verificare tali costi in confronto a quelli legati alla promozione delle fonti di energia rinnovabile e assimilate che ad oggi il consumatore paga nella componente A3 della bolletta elettrica tra gli oneri di sistema che come si sa, raggiungerà probabilmente nell’anno 2016 i 15 miliardi di euro di costo complessivo.

Analizzando i dati disponibili, gli incentivi alle rinnovabili e assimilate in bolletta elettrica pesano circa 7 volte di più rispetto agli oneri per i TEE ad oggi pagati, a differenze delle rinnovabili, dai consumatori sia di energia elettrica che di gas.

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Ancora oggi gli incentivi all’efficienza energetica ed in particolare il funzionamento del meccanismo dei TEE, presentano una spesa per il consumatore nettamente inferiore rispetto ad altri incentivi connessi alla promozione delle fonti rinnovabili la cui esplosione negli anni non stupisce i ben informati.

Tuttavia, nell’anno in corso, l’aumento degli oneri da efficienza energetica è stato sensibilmente elevato e di oltre il 200% rispetto all’anno precedente.

Ma quali potrebbero essere le cause di questo aumento? Salvo eventuali politiche redistributive degli oneri tra diverse tipologie di clientela (come spiegato in nota, la simulazione riguarda soltanto la famiglia tipo e non altre utenze alto consumanti  e industriali), la crescita degli oneri è essenzialmente legata all’aumento degli obiettivi nazionali in capo alle imprese di distribuzione e via via crescenti nel corso negli anni. Vi sono poi effetti temporali legati all’annullamento dell’obbligo in quanto i distributori, secondo quanto previsto dai decreti ministeriali, hanno la possibilità di soddisfare il 100% dell’obiettivo di un determinato anno entro il biennio successivo senza incorrere in sanzioni.​

Non dovrebbe poi aver avuto grosso impatto il valore del contributo tariffario riconosciuto alle imprese di distribuzione come anche evidenziato dall’Autorità nel rapporto “Stato e prospettive del meccanismo dei titoli di efficienza energetica” dello scorso giugno.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI.
Note: per quanto riguarda l’anno d’obbligo 2015 il contributo tariffario riconosciuto ai distributori è ancora preventivo in attesa di quello definitivo che sarà pubblicato intorno a Giugno 2016 secondo le modalità stabilite dalla deliberazione 13/2014/R/Efr

Conclusioni
Alla luce di quanto esposto in precedenza si può quindi affermare che il futuro impatto in bolletta degli oneri legati alla promozione dell’efficienza energetica (ed in particolare dei TEE) dipenderà quasi interamente dall’entità degli obblighi di risparmio di energia primaria posti in capo alle imprese di distribuzione e che dovrebbero essere pubblicati entro la fine dell’anno da parte del Ministero dello Sviluppo Economico. Dal punto di vista dei prezzi infatti il meccanismo di calcolo del contributo tariffario introdotto nel 2013 dall’Autorità sembra garantire un buon compromesso tra l’esigenza delle imprese di distribuzione di vedersi riconosciuti i costi sostenuti per l’obbligo di acquisto di TEE e un equo mantenimento di  un riconoscimento tariffario su forchette di valori accettabili dal punto di vista del consumatore.

In conclusione si può comunque dire che l’efficienza energetica è una buona leva di sviluppo industriale che responsabilizza il privato investitore e in ultimo sensibilizza il consumatore all’uso corretto dell’energia. A tendere quindi l’obiettivo dovrebbe essere una diminuzione degli oneri per il sistema grazie all’innovazione tecnologica e ad un migliore accesso alle fonti di finanziamento. Solo così sarà possibile “fare” veramente efficienza energetica.

Ad oggi però, e ancora per qualche tempo, ci sarà bisogno di un sistema (ancorché di mercato) come quello dei certificati bianchi. In questa fase l’auspicio è che tutte le istituzioni coinvolte, per quanto di loro competenza, monitorino il funzionamento del meccanismo dei TEE al fine di evitare situazioni spiacevoli già vissute in passato. L’ elevata incentivazione di alcune fonti rinnovabili ha portato a costi scaricati completamente sui cittadini, spesso ignari che alle loro spalle c’era qualcuno che si arricchiva sventolando la bandiera dell’ambiente e dell’energia pulita.

Riceviamo e volentieri pubblichiamo il seguente articolo in cui Riccardo Gallottini di energyaffairs fa il punto sul costo del meccanismo dei TEE per i clienti finali.  Buona lettura!

Quanto costa l’efficienza energetica al consumatore?

di Riccardo Gallottini

Quasi quotidianamente, sfogliando la rassegna stampa o girando per internet, leggiamo che fare efficienza energetica significa essenzialmente migliorare un sistema, riducendo l’apporto di energia in ingresso, mantenendo lo stesso “prodotto” in uscita, sia esso un bene o una forma di energia.  Gli interventi di efficientamento energetico, come noto, comportano una serie di benefici al privato cittadino o all’impresa, quali la riduzione dei consumi (e quindi abbattimento dei costi) nonché l’ammodernamento dei sistemi produttivi/tecnologici. Tali interventi hanno però un costo di investimento che, in particolare per alcune tipologie, rende difficile la sostenibilità del progetto senza un incentivo di tipo economico o fiscale. Lo strumento più utilizzato in questi anni per sostenere gli interventi di efficienza energetica è indubbiamente il meccanismo dei certificati bianchi (da non confondere con i certificati verdi a sostegno della fonti rinnovabili).

Ma quanto costano i certificati bianchi in bolletta al consumatore italiano medio di energia? E quanto costano rispetto ad altri strumenti di incentivazione che il consumatore paga tra gli oneri di sistema presenti in bolletta? Queste sono le domande a cui proveremo a dare una risposta al fine di valutare se i certificati bianchi oltre che sostenere gli investimenti in efficienza energetica, sono anche “sostenibili” per il sistema, e quindi per il consumatore.

Funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi 
Il meccanismo dei certificati bianchi o titoli di efficienza energetica (di seguito anche TEE)  è entrato in vigore nel gennaio 2005. Un TEE rappresenta un’unità di consumo di energia primaria espresso in Tep (tonnellata di petrolio equivalente) riguardante interventi di risparmio di energia elettrica, gas naturale e altri combustibili per autotrazione. Il meccanismo è basato sulla determinazione di obblighi di risparmio di energia primaria definiti via via negli anni da una serie di decreti ministeriali e posti in capo alle imprese di distribuzione di energia elettrica e gas. In funzione della quantità di energia distribuita, ad ogni impresa viene quindi assegnata una quota di obiettivo di risparmio nazionale quantificabile in un numero di TEE da annullare al fine di soddisfare l’obbligo. Gli obiettivi di risparmio di energia primaria assegnati riguardano ad oggi il periodo 2005 – 2016. Gli obiettivi per gli anni 2017 – 2020 sono tutt’ora in corso di definizione da parte del Ministero. Va detto che il ruolo dei TEE dovrebbe rimanere centrale nella strategica globale di risparmio energetico che si è data il paese. Il decreto legislativo 102/14 che ha recepito la direttiva UE sull’efficienza energetica ha infatti assegnato al meccanismo dei TEE l’obbligo di contribuire con almeno il 60% dell’obiettivo di risparmio energetico totale cumulato al 2020.

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I TEE hanno chiaramente un prezzo che è basato su uno schema di mercato di incrocio tra domanda e offerta. Il valore economico dell’incentivo non è infatti determinato ex – ante ma dipende dall’andamento dei titoli sul mercato. La domanda di TEE è formata dalle imprese di distribuzione (ad oggi 13 distributori elettrici e 48 distributori gas) in quanto soggetti obbligati all’adempimento normativo di risparmio energetico. Viceversa l’offerta è data dai TEE derivanti da risparmi energetici ottenuti tramite progetti realizzati sia dai soggetti obbligati che da altri soggetti non obbligati (società di servizi energetici, distributori minori ecc). La contrattazione dei TEE può avvenire tra le parti interessate (tramite contratti bilaterali) o all’interno di una specifica borsa gestita dal Gestore dei Mercati Energetici (GME). Il Gestore dei Servizi Energetici (GSE), il quale possiede il 100% del GME, è  invece l’ente che autorizza l’emissione dei titoli a fronte della presentazione dei progetti e si occupa del controllo del risparmio energetico ottenuto. Le imprese di distribuzione, essendo soggetti obbligati dalla normativa al soddisfacimento dell’obbligo di risparmio di energia primaria, hanno diritto a ricevere ogni anno un contributo tariffario di copertura per ogni TEE acquistato sul mercato. Il contributo tariffario è erogato a consuntivo da parte dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il servizio idrico (di seguito AEEGSI) una volta che il GSE ha verificato che i soggetti obbligati hanno adempiuto ai propri obblighi annuali di risparmio energetico.

Il contributo tariffario erogato alle imprese di distribuzione a fronte del sostenimento dei costi relativi all’acquisto dei TEE rappresenta di conseguenza l’effettivo esborso che il sistema deve sostenere per il funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi. Ad oggi infatti la famiglia tipo paga in bolletta elettrica i certificati bianchi sulla base dei KWH consumati, tramite la componente UC7 destinata alla promozione dell’efficienza energetica della voce “spesa per oneri di sistema”. In maniera analoga, nella bolletta gas è presente la componente RE nella voce “spesa per oneri di sistema”. Il gettito riscosso da tali componenti alimenta quindi dei conti i cui fondi sono utilizzati per erogare i contributi tariffari alle imprese di distribuzione.

Impatti in bolletta
A questo punto, una volta spiegato in maniera molto sintetica il meccanismo dei TEE e i vari soggetti coinvolti, possiamo andare a rispondere ai quesiti che ci siamo posti inizialmente. Va detto che per un’analisi completa di sostenibilità del meccanismo, andrebbero calcolati anche i benefici (e c’è ne sono) apportati al sistema. Il risparmio totale di energia primaria conseguito con il sistema dei certificati bianchi comporta sicuramente una serie di impatti positivi in termini di riduzione della bolletta energetica nazionale la quale, come si sa, è fortemente dipendente dalle importazioni dall’estero. Da tali benefici andrebbero però decurtati gli effetti della crisi che si sono riverberati in questi anni che hanno di fatto anch’essi causato un calo dei consumi energetici. Vanno poi aggiunte alcune esternalità positive quali l’ammodernamento del tessuto immobiliare/produttivo nonché il rilancio degli investimenti. In questa sede  tuttavia ci limitiamo a dare uno sguardo ai costi rimandando in un secondo momento una completa analisi costi benefici.

Con l’aiuto quindi dei dati che l’AEEGSI pubblica relativi all’aggiornamento delle condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela sia di elettricità che di gas, abbiamo provato a stimare gli impatti economici in bolletta elettrica e gas causati dall’introduzione delle componenti a sostegno della promozione dell’efficienza energetica. Si è cercato inoltre di isolare per quanto possibile gli oneri derivanti dal meccanismo dei certificati bianchi che è appunto l’oggetto dell’articolo.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI relativi al primo aggiornamento trimestrale di ogni anno per cliente domestico tipo (per elettricità 3 KW di potenza e 2.700 KWH di consumo e per il gas 1400 Smc di consumo).
Note: Dalle componenti UC7 e RE relative all’efficienza energetica è stata decurtata la quota parte di gettito che va ad alimentare il conto per lo sviluppo tecnologico e industriale di cui all’articolo 32 del decreto legislativo n. 28/11, il fondo a sostegno del teleriscaldamento e una stima degli oneri cumulati del conto energia termico pubblicati dal GSE.

In occasione dell’ultimo aggiornamento tariffario disponibile per il primo trimestre dell’anno 2016 sono aumentati in maniera esponenziale gli oneri derivanti dal funzionamento del meccanismo dei TEE. La famiglia tipo italiana quest’anno pagherà  poco meno di 5€/anno in bolletta elettrica e poco meno di 11€/anno in bolletta gas, quindi rispettivamente 4€/anno e 7€/anno in più rispetto all’aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura effettuate ad inizio anno 2015.

Abbiamo quindi risposto alla prima domanda che ci eravamo posti all’inizio, ovvero quanto costa alle famiglie italiane la promozione dell’efficienza energetica tramite i certificati bianchi. Risulta ora interessante andare a verificare tali costi in confronto a quelli legati alla promozione delle fonti di energia rinnovabile e assimilate che ad oggi il consumatore paga nella componente A3 della bolletta elettrica tra gli oneri di sistema che come si sa, raggiungerà probabilmente nell’anno 2016 i 15 miliardi di euro di costo complessivo.

Analizzando i dati disponibili, gli incentivi alle rinnovabili e assimilate in bolletta elettrica pesano circa 7 volte di più rispetto agli oneri per i TEE ad oggi pagati, a differenze delle rinnovabili, dai consumatori sia di energia elettrica che di gas.

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Ancora oggi gli incentivi all’efficienza energetica ed in particolare il funzionamento del meccanismo dei TEE, presentano una spesa per il consumatore nettamente inferiore rispetto ad altri incentivi connessi alla promozione delle fonti rinnovabili la cui esplosione negli anni non stupisce i ben informati.

Tuttavia, nell’anno in corso, l’aumento degli oneri da efficienza energetica è stato sensibilmente elevato e di oltre il 200% rispetto all’anno precedente. 

Ma quali potrebbero essere le cause di questo aumento? Salvo eventuali politiche redistributive degli oneri tra diverse tipologie di clientela (come spiegato in nota, la simulazione riguarda soltanto la famiglia tipo e non altre utenze alto consumanti  e industriali), la crescita degli oneri è essenzialmente legata all’aumento degli obiettivi nazionali in capo alle imprese di distribuzione e via via crescenti nel corso negli anni. Vi sono poi effetti temporali legati all’annullamento dell’obbligo in quanto i distributori, secondo quanto previsto dai decreti ministeriali, hanno la possibilità di soddisfare il 100% dell’obiettivo di un determinato anno entro il biennio successivo senza incorrere in sanzioni.​

Non dovrebbe poi aver avuto grosso impatto il valore del contributo tariffario riconosciuto alle imprese di distribuzione come anche evidenziato dall’Autorità nel rapporto “Stato e prospettive del meccanismo dei titoli di efficienza energetica” dello scorso giugno.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI.
Note: per quanto riguarda l’anno d’obbligo 2015 il contributo tariffario riconosciuto ai distributori è ancora preventivo in attesa di quello definitivo che sarà pubblicato intorno a Giugno 2016 secondo le modalità stabilite dalla deliberazione 13/2014/R/Efr

Conclusioni
Alla luce di quanto esposto in precedenza si può quindi affermare che il futuro impatto in bolletta degli oneri legati alla promozione dell’efficienza energetica (ed in particolare dei TEE) dipenderà quasi interamente dall’entità degli obblighi di risparmio di energia primaria posti in capo alle imprese di distribuzione e che dovrebbero essere pubblicati entro la fine dell’anno da parte del Ministero dello Sviluppo Economico. Dal punto di vista dei prezzi infatti il meccanismo di calcolo del contributo tariffario introdotto nel 2013 dall’Autorità sembra garantire un buon compromesso tra l’esigenza delle imprese di distribuzione di vedersi riconosciuti i costi sostenuti per l’obbligo di acquisto di TEE e un equo mantenimento di  un riconoscimento tariffario su forchette di valori accettabili dal punto di vista del consumatore.

In conclusione si può comunque dire che l’efficienza energetica è una buona leva di sviluppo industriale che responsabilizza il privato investitore e in ultimo sensibilizza il consumatore all’uso corretto dell’energia. A tendere quindi l’obiettivo dovrebbe essere una diminuzione degli oneri per il sistema grazie all’innovazione tecnologica e ad un migliore accesso alle fonti di finanziamento. Solo così sarà possibile “fare” veramente efficienza energetica.

Ad oggi però, e ancora per qualche tempo, ci sarà bisogno di un sistema (ancorché di mercato) come quello dei certificati bianchi. In questa fase l’auspicio è che tutte le istituzioni coinvolte, per quanto di loro competenza, monitorino il funzionamento del meccanismo dei TEE al fine di evitare situazioni spiacevoli già vissute in passato. L’ elevata incentivazione di alcune fonti rinnovabili ha portato a costi scaricati completamente sui cittadini, spesso ignari che alle loro spalle c’era qualcuno che si arricchiva sventolando la bandiera dell’ambiente e dell’energia pulita.

Sanzioni AEEGSI ai raggi X

Riceviamo e volentieri pubblichiamo a cura del sito energyaffairs.it una interessante analisi delle sanzioni comminate nel 2015 dall’AEEGSI.

Il 2015 si è chiuso ed è tempo di monitoraggi anche per noi. Quest’anno inauguriamo una nuova rubrica annuale di osservazione dell’attività sanzionatoria ad opera dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il servizio idrico (di seguito AEEGSI) sui mercati energetici. L’esercizio è interessante perché permette di verificare il potere sanzionatorio da parte di AEEGSI e di valutare l’operato delle aziende nei singoli settori di riferimento. Ricordiamo che ad oggi AEEGSI regola, monitora (ed eventualmente sanziona) le imprese operanti nei settori gas, elettricità, servizio idrico, teleriscaldamento e a breve probabilmente anche nel ciclo integrato dei rifiuti.

Il 2015 registra un aumento delle sanzioni irrogate rispetto al 2014 che sono passate da n°22 a n°28. Tale aumento è principalmente dovuto alle n°9 sanzioni irrogate per mancata comunicazione di documenti necessari alla vigilanza sul divieto di traslazione della Robin Hood Tax. Va rilevato che l’illegittimità dell’imposta stabilita dalla Corte Costituzionale ad inizio 2015 non ha effetto retroattivo e quindi per gli anni precedenti AEEGSI ha continuato a monitorare il rispetto del divieto di traslazione ai consumatori da parte degli esercenti. Dall’altro lato (ed è quello che in definitiva conta) nel 2015 sono diminuiti gli importi cumulati delle sanzioni irrogate rispetto al 2014 che passano da circa 11 milioni a  4,8 milioni di euro. Il 2014 è stato comunque un anno particolare perché AEEGSI ha concluso i procedimenti sanzionatori per alcune società di vendita che non hanno rispettato la regolazione in tema di bilanciamento gas (i famosi “furbetti” del gas per intenderci).

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI

Ad ogni modo, furbetti del gas a parte, si conferma anche nel 2015 il settore gas come quello più sanzionato da parte dell’AEEGSI. Tra i temi oggetto di sanzione da parte dell’Autorità è rilevante innanzitutto la sanzione comminata ad Edison Stoccaggio per violazione della disciplina unbundling e irregolarità in sede di presentazione delle tariffe di riferimento. Sono state poi sanzionate due imprese di trasporto minori (Retragas e Energie) per violazione della disciplina della misura presso punti di riconsegna della rete regionale di trasporto. Per quanto riguarda il settore elettrico si conferma più virtuoso del cugino gas. Negli ultimi due anni l’Autorità  ha sanzionato tale settore per la maggior parte per via di imprese di distribuzione minori che non hanno proceduto all’installazione dei contatori elettrici.

Immagine 2

 

Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI

Unbundling Contabile all’Italiana

Come ogni anno da centinaia, migliaia, forse milioni di anni, sul Bel Paese è finalmente tornata la primavera e con essa le rondini. I fiori sbocciano nei prati, nelle aiuole e sugli alberi prima spogli; le ragazze diminuiscono la lunghezza delle gonne e lo spessore delle calze; i ragazzi ripescano quelle magliette che più mettono in risalto il pettorale scolpito, speranzosi di fare finalmente colpo sulle prime (A tale alto e nobile fine ha consacrato un interno inverno, passato in una palestra squallida e umida!).

Ma primavera non è sinonimo solo di cose piacevoli!

Alcune, infatti, sono piuttosto sgradevoli…..Ad esempio, ci sono le zanzare che ti tormentano e non ti fanno dormire….Oppure il polline, che ti fa sembrare Bob Marley dopo un festino da antologia….!.

E poi c’è l’Unbundling Contabile. E anch’esso, oramai da anni, ti tormenta e non ti lascia rilassare per mesi interi (rectius…90gg!).

Per cercare di placare i nervi, mi sono anche rivolto ad uno specialista (un noto luminare della psicologia della Gestalt….Solo dopo mi sono accorto del tragico errore!)Tale professore, come terapia, mi ha consigliato di mettere per iscritto qualcosa su questo Unbundling e così, eccomi qua a parlarne!

Iniziamo dicendo che l’ unbundling 2014 (L’acronimo CAS non è che mi suoni benissimo…quindi eviterò di usarlo!) sarà an unbundling to remeber perché per la prima volta saranno applicate in toto le nuove disposizioni del TIUC (che mi fa pensare al Liuk, e questo è un bene…vedi che il prof. aveva ragione?!).

Ma non solo! Durante l’oramai imminente rito annuale di pubblicazione degli schemi xml dei conti separati, ai fedeli riuniti presso il portale dell’Autorità verrà rivelato anche un nuovo testo sacro: Il Manuale di Contabilità Regolatoria (ma il titolo è provvisorio e non ha riscosso un gran successo presso il pubblico…troppo ambiguo…troppe velate allusioni….Non era meglio “Il Manuale dei Giovani Unbundlizzatori”?!)!

L’imminente rivelazione, però, non lascia del tutto tranquilli gli adepti al culto, che continuano a sperare che il nuovo testo non contenga novità capaci di distruggere in un battito di ciglia certezze millenarie. Allo stesso modo, anche i severi censori dell’unbundling ci stanno rimuginando su: quale sarà lo “status” di questo manuale, si vanno domandando nei loro lugubri manieri, e a dubbio aggiungono dubbio: E se poi in qualche punto si discosta dalla lettera della delibera, che facciamo? Quale seguiamo?

Ma lasciamo questi infelici ai loro dubbi amletici e dedichiamoci a vedere più da vicino le novità del TIUC, che non sono finite….anzi, sono ancora tutte da vedere!

Partiamo, quindi, da una carrellata  delle novità che ci aspettano in tema di attività e comparti (in rigoroso ordine di filiera!):

Scadenze

  • Restano confermati i canonici 90 giorni (dall’apertura del sistema o dall’approvazione del bilancio se posteriore).
  • Scompaiono magicamente, ma confido che si tratti di una svista, i 120 giorni per le società di servizi. Tale novità era stata introdotta con la delibera 263/2012/R/com e la sua ratio era di dare il tempo di predisporre gli unbundling alle imprese di servizi, che “possono completarne l’invio solo in seguito all’invio da parte delle altre imprese del gruppo“. Speriamo in un rapido ripristino di tale regola!

Energia Elettrica

  • Produzione EE: Forse l’attività più colpita dalla riorganizzazione. I precedenti comparti sono stati sezionati in modo tale da isolare gli impianti che, in un modo o nell’altro, godono di incentivi. Lo scopo è facilmente intuibile: avere una migliore base informativa per poter analizzare meglio il fenomeno e proporre (al parlamento, per esempio) delle soluzioni. D’altra parte, di allarmi su componenti come la A3 l’Autorità ne ha lanciati parecchi già da tempo. Tutto ciò fermo restando, chiaramente, che si tratta di comparti, con tutto quello che ne segue a livello di regole di imputazione delle voci contabili.
  • Trasmissione EE: Viene inserito il dettaglio relativo agli accumuli (di potenza e energia), per monitorare lo sviluppo dei progetti incentivati (anche in considerazione che è veramente possibile che gli accumuli segneranno il futuro delle reti) e viene inserito un nuovo comparto specifico per i proprietari di tratti di RTN. Il dubbio (che poi riprenderemo) è sempre lo stesso: ma qual’è la significatività dei dati trasmessi proprietari di tratti di RTN? Non sarebbe meglio inserire anche qui un criterio per escludere almeno dall’invio dati i proprietari più insignificanti (forse la stragrande maggioranza)? D’altra parte, non ci sono già gli obblighi ex ARG/com 153/11 che garantiscono che questi soggetti facciano tutto secondo le regole?
  • Dispacciamento EE: Interessa solo a una società, in fin dei conti, quindi sorvoleremo.
  • Distribuzione EE: Oltre all’aggiunta dei dettagli su cosa deve andare in alcuni comparti, si rileva la divisione tra il servizio di connessione in immissione  quello in prelievo. D’altra parte, sono materie che presto saranno oggetto di consultazione e riforma (specie il TICA) e negli ultimi anni il servizio di connessione (in immissione) è stato uno dei temi caldi del settore. Ovvio, quindi, che l’Autorità voglia avere la massima visibilità di quello che succede da quelle parti (sempre tenendo presente che si tratta di comparti…..)
  • Misura EE: Anche qui si osserva una “esplosione” dei vecchi comparti: ora il dettaglio dell’installazione/manutenzione misuratori dovrà essere per livello di tensione e responsabilità. Per la gestione dei dati di misura invece si assiste alla divisione tra BT e gli altri livelli di tensione e, all’interno della BT, tra il livello di potenza >55kW ed il livello <55kW. Lo scopo è certamente quello di avere un dettaglio maggiore; in questo senso è significativa la soglia dei 55 kW, che è uno dei numeri sacri della misura EE (ad esempio, essenziale per il trattamento su base oraria o per fasce ai sensi del TIS). Ovvio, quindi, che l’Autorità sia interessate ad avere il dettaglio costi così diviso, anche per eventuali evoluzioni regolatorie.
  • Vendita EE – Salvaguardia/Maggior Tutela: Grande novità dell’anno domini 2014, l’innalzamento a dignità di attività del servizio di Maggior Tutela (ma anche della salvaguardia). Ma dato che la novità è arrivata solo a fine maggio 2014, è stata concessa, in via del tutto eccezionale, la possibilità di utilizzare, con le dovute tutele (documentabilità, verificabilità, illustrazione nella nota di commento, con evidenza degli effetti rispetto ai precedenti esercizi) criteri convenzionali di natura ex-post per ripartire le poste contabili. Peccato solo che a quanto pare la nuova attività non durerà tanto a lungo!
  • Vendita EE – Mercato Libero: In questo caso, la novità sta proprio nella creazione dei comparti (Domestici/Altri), evidentemente per avere una fonte informativa in più per monitorare il mercato.
  •  Attività Estere EE: Nessuna modifica rilevante.

GAS

  • Coltivazione/rigassificazione/stoccaggio: Sono attività molto specifiche, quindi le lasciamo ai soggetti coinvolti.
  • Trasporto: Nessuna modifica, per fortuna!
  • Distribuzione Gas: L’Autorità elenca esaustivamente cosa va all’interno di ciascun comparto (ciò in ogni caso non desta particolari ansie, visto che sembra confermare quanto a buon senso anche con il vecchio TIU andava nei singoli comparti).Da notare la chicca del defaul (se ho ben interpretato), che ricade nel comparto f) dato che questo che include anche le attività relative ai bilanci di rete (quindi 100% compliant con visione TAR delle cose).
  • Distribuzione Gas Diversi: Si passa da 0 comparti a 3 comparti che ripercorrono in piccolo la filiera gas: distribuzione, misura e vendita. Chiaro che così facendo si ha più visibilità dei costi delle singole fasi dell’attività e ciò rende più facile determinare alcune componenti tariffarie (tipo la componente vendita)….ma a che costo, potremmo aggiungere!
  • Misura Gas: Anche in questo caso, l’Autorità procede ad una esaustiva elencazione di cosa vada all’interno di ciascun comparto. Quindi nessuna modifica disastrosa!
  • Vendita Gas – Tutela:Vale lo stesso discorso fatto per la vendita EE: è la grande novità nel 2014 e, in quanto tale, trattata in maniera “speciale” (ma solo perché è la prima volta…poi dall’anno prossimo nessun favoritismo!). Da notare la chicca legata al servizio default, che fa il paio con quella sulla distribuzione gas.
  • Vendita Gas – Mkt Libero: Vedi su, che il discorso è + o – lo stesso.
  • Attività Estere Gas: Nessuna modifica.

Altre novità rilevanti (sopratutto per la semplificazione operativa che comportano) sono:

  • Eliminazione dei prospetti di movimentazione delle immobilizzazioni per le attività diverse da quelle a rete (in effetti, era una informazione veramente inutile sapere come si muovevano tipo i mezzi di trasporto o i mobili e arredi di una società di vendita!).
  • Esenzione dagli obblighi per i proprietari non utilizzatori di infrastrutture a rete (idem con patate).
  • Esenzione dall’invio dei conti per operatori minori (ma questa è vecchia, dato che valeva anche per il 2013): Interessante sul punto riprendere il discorso avviato in precedenza: i dati di un piccolo venditore EE/Gas non sono significativi per il settore, così come quelli di un piccolo distributore e questo ci sta stra-benissimo ed è perfettamente logico. Ma allora perché non prevedere una esenzione anche per i proprietari di tratti insignificanti di RTN? Certo, l’attività è più “strategica” per il settore e per il paese in generale, ma a questi soggetti sono già imposti obblighi stringentissimi di collaborazione con Terna dalla delibera ARG/com 153/11 e quindi veramente non capisco quale informazione fondamentale possa essere desunta dall’unbundling dei loro bilanci, specie per i soggetti che gestiscono tratti di RTN veramente insignificanti (e che comunque, in generale, nella stragrande maggioranza avranno o 1 attività e 1 comparto o 2 attività e 1 comparto). E’ un qualcosa che non mi spiego!

Restano però ancora tanti punti oscuri nel mondo unbundling da rischiarare in qualche modo (e speriamo che il manuale sia la torcia che andiamo cercando). Proviamo a fare un elenco minimo:

  • Unbundling delle società di servizio: Qual’è il senso recondito di questo particolare unbundling? Quali informazioni fondamentali può dare al sistema separare per attività le voci contabili di una società che si occupa di cose anni luce lontane dal mondo energy? Che significatività ha la separazione per attività di una società che gestisce, chessò, il parco auto o gli immobili di un gruppo energetico? Speriamo che presto anche queste società siano esclude e che, in ogni caso, il manuale contabile faccia piena luce sulla questione!
  • Rigidità del sistema dei driver: I servizi comuni e le funzioni operative condivise fanno ribaltate sulle attività tramite driver, e questo è pacifico. Solo che è altrettanto pacifico che ci sono dei casi particolari dove tale driver ha dei risvolti perversi. Ci sono, infatti, casi in cui il driver non legato proporzionalmente alla necessità di una particolare SC o FOC e, quindi, si ha una sovra/sotto allocazione di costi. Sarebbe meglio prevedere una qualche forma di deroga, dettagliatamente documentata in nota, per superare questi problemi. Anche in questo caso, confidiamo nel Manuale del Giovane unbundlizzatore!
  • Quadratura Unbubdling/RAB (e semplificazione generale delle raccolte dati): A prescindere dal fatto che tale quadratura deve essere almeno in teoria automatica, è un passo fondamentale per raggiungere quello che è uno dei miei pallini da sempre: riunire e semplificare al massimo (in modo da minimizzare oneri e possibilità di errori) alcune raccolte dati: in questo caso, unbundling+RAB+piano sviluppo infrastrutture (guest star dall’unbundling funzionale). Speriamo che si lavori spediti per raggiungere al più presto questo obiettivo!

Ci sarebbero ancora migliaia di argomenti da affrontare e anche altri aspetti da approfondire di quelli già trattati…ma ahimé, il tempo e lo spazio sono tiranni e quindi non posso far altro che fermarmi qui e sperare che ci siano commenti e interventi che possano portare alla luce altri punti d’interesse su questo spinoso argomento!

Ora, non resta altro da fare che augurare Buon Unbundling a tutti!

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore)

Unbundling Funzionale – Una (Tragica) Storia d’Amore e Indipendenza

E ritorno da voi ora, al mutare della marea (di che, lo lascio alla vostra libera interpretazione…..).”

Aprire questo nuovo commento con una citazione di tale livello mi mette in una posizione piuttosto difficoltosa, dato che il seguito dovrà essere all’altezza….Visto che però sono solo un miserrimo operaio della tastiera, meglio che abbassiate sin da subito le aspettative, in modo da non restare delusi!.

Il tema del giorno – l’unbundling funzionale – è certamente di grandissima attualità (almeno nella cerchia di chi si occupa dell’eccitante mondo dell’energia e della sua spumeggiante normativa e regolazione) dato che – nelle sue varie incarnazioni – è stato oggetto di una consultazione (chiusasi pochi giorni fa) e di una procedura di infrazione europea.

Andiam ad iniziare, quindi!

Ambientazione & Contesto:

  • A scelta, l’energetico settore dell’energia elettrica o il più volatile settore del gas. Ognuno di questi settori è diviso in due grossi blocchi contrapposti che si guardano in cagnesco: le attività in monopolio e quelle libere. La cosa divertente è che oggi (dopo il big bang degli anni ’90) ognuna non può esistere senza l’altra e quindi sono costrette – per forza di cose – ad una scomoda convivenza. In questo nuovo ordine mondiale prosperano vari esseri mitologici, tra cui è bene ricordare l’Impresa verticalmente integrata e le imprese indipendenti.

Personaggi:

  • Il Gestore Indipendente (GI): è la star indiscussa, il divo per eccellenza. E’ bello, è figo, ha il sorriso smagliante a 36 denti e sopratutto è assolutamente indipendente dall’Impresa verticalmente integrata con cui da tempo ha un rapporto “complesso” (lui la schifa da sempre, ma lei è ossessionata da lui).  Ha anche un rapporto conflittuale con il fratello minore, il RdC: anche se sopporta con santa pazienza il suo fare le pulci su tutto, poco gli aggrada che parli alle spalle (e spesso anche a sua insaputa) dei fatti suoi con l’Autorità.
  • Il Responsabile di Conformità (RdC): è il fratello minore del GI (ma se glielo chiedete, vi dirà che suo fratello è figlio unico) ed è il suo più fiero antagonista (forse per rifarsi di atti di prepotenza subiti in passato? chi lo sa….magari si scopre nel sequel), nonché il suo più severo censore e non gliene fa passare mai una: non appena lo vede che si sta un po’ adagiando sugli allori…..zacc…lo fa secco. E’ segretamente innamorato di una bella venditrice (che fa parte del coro) e farebbe di tutto per compiacerla, anche tradire il fratello (quoque tu!!!!!). Anche lui ha una storia complessa con l’IVI, anche se leggermente meno rispetto a quell’altra.
  • L’Impresa Verticalmente Integrata: è la matrigna cattiva del GI e del RdC ed è sempre pronta a mettersi in mezzo e a mandare all’aria i propositi di gloria del GI con la sua invadenza e patologica necessità di mettere bocca su tutto quello che fa o che vuole fare.Il RdC non è il suo primario oggetto del desiderio, ma nemmeno lo può sopportare così tanto….con quella sua mania di controllo e l’abitudine di fare la spia……
  • Il Gruppo Societario di appartenenza dell’IVI: è il marito dell’IVI (con cui ha una relazione stabile da anni) ed è padre del GI e del RdC. In fin dei conti è una figura di secondo piano (e tra l’altro non c’è in tutte le versioni del mito).
  • Coro di Venditori/del mercato: è il coro tipico della tragedia greca. Ogni tanto interviene con delle affermazioni/richieste perentorie. Al suo interno è spaccato in 2: da un lato, i maggiorenti e dall’altro gli indipendenti. Nel dramma specifico, sono in grande disaccordo, mentre in altre circostanze sanno anche lavorare insieme.
  • l’Autorità: il più classico dei convitati di pietra. Anche se essa non appare spesso sul proscenio, tutti la temono, tutti ne percepiscono l’oscura potenza e possanza e, per cercare di placare la sua ira funesta, ogni anno tutti gli offrono dei sacrifici rituali. Quelle poche volte che entra in scena, però, fa sfracelli.
  • Europa, eminenza grigia dietro tutti i piani diabolici che colpiscono noi poveri mortali. Nel caso specifico, è lei l’artefice degli archetipi di separazione funzionale cui poi l’Autorità e le varie IVI devono dare seguito e concreta attuazione.

Prologo:

Tanto, tanto (ma nemmeno così tanto, alla fine) tempo fa (in una galassia lontana, lontana….ah, no…quella è un’altra storia….!), l’Autorità mise ordine nell’allora adolescente mondo energy, definendo, su disegno di Europa, i rapporti tra l’IVI, il GI e il Coro dei Venditori in modo da garantire una serena convivenza a tutti e un sano benessere ai clienti. Dopo un lungo periodo di turbolenza e di guerre di confine, via via la situazione si era andata normalizzando arrivando ad un giusto equilibrio, anche se qua e là non mancavano, di tanto in tanto, piccole scaramucce. La pace, però, non era destinata a durare ancora a lungo, dato che nell’ombra qualcosa stava cambiando ed Europa era pronta con nuove direttive che avrebbero cambiato ancora una volta le carte in tavola.

Trama:

Il gestore indipendente, da tempo oramai, aveva rotto ogni legame con l’IVI, ed era era quindi indipendente su come gestire la sua via e i suoi soldi (che comunque l’IVI era costretta a passargli periodicamente e in quantità adeguate). Era piuttosto tranquillo, il nostro, GI….gestiva le proprie attività rispettando i sacri principi dell’ efficienza, economicità, neutralità e non discriminazione; aveva individuato le criticità che doveva affrontare per essere rispettoso dei precetti della regolazione (gestire in modo neutrale le infrastrutture, non discriminare nell’accesso alle informazioni commercialmente sensibili, non permettere trasferimenti incrociati) e con molta diligenza ne aveva fatto un elenco e per ognuna aveva escogitato una robusta contromossa che con molta costanza stava attuando. Poneva particolare scrupolo a spiegare ai propri sottoposti l’importanza dell’indipendenza dalla malefica IVI e gli ricordava sempre quali erano i loro obblighi al proposito; aveva poi scelto personalmente un suo luogotenente a cui aveva affidato il compito di Garante per la corretta gestione delle informazioni commercialmente sensibili. Trattava i vari venditori tutti allo stesso modo, senza favoritismi di sorta e faceva periodicamente sacrifici rituali all’Autorità (inviandogli tra l’altro il suo piano degli adempimenti – che così si chiamava ufficialmente il “To Do” di cui sopra).

Insomma, viveva felice e beato, vedeva l’IVI molto di rado (gli incontri si limitavano alle occasioni formali) e curava al meglio i propri affari. Oramai, anche l’immane fatica che gli era costata la separazione fisica delle banche dati era alle spalle, anche se il ricordo e il dolore (finanziario) erano ancora vividi in lui (e non mancava mai di sottolinearlo, quando officiava i riti).

Ma nel frattempo, nelle segrete stanze, qualcosa si muoveva. All’inizio erano solo dei vaghi presentimenti….dei sussurri….poi mano mano trasformati in voci…in urli ed infine….in Direttive (e relativi d.lgs.). Europa aveva fatto la sua mossa (e le varie altre entità minori, tipo il parlamento italiano, ne avevano preso atto con i gradi di libertà ad esse concessi).

L’Autorità, quindi, si è adoperata per tradurre le enigmatiche direttive di Europa (che, come i migliori oracoli, si esprime in termini oscuri ed arcani) in precetti concreti da rispettare e li ha proposti ai vari attori del mondo energy.

Sulle prime, il GI, è abbastanza tranquillo: viene proposto che il GI sia indipendente da altre attività particolare, come la trasmissione e, in generale, anche da suo padre, il gruppo societario di cui l’IVI fa parte. Benissimo, pensa il GI…niente di male o eccezionale….però forse sarebbe il caso che venga specificato che ciò non debba essere applicato qualora gestisca tratti insignificanti della RTN, tra l’altro in maniera eterodiretta da parte del dominus della RTN stessa…d’altra parte, pensa sempre il GI, quale azione inaudita potrei mai intraprendere contro il mercato utilizzando questi miseri cespiti?!  Stesso ragionamento per il suo rapporto con il gruppo….per quale motivo non potrebbe avere rapporti con esso, quando questi sono limitati a settori del tutto estranei al mondo energy (e in particolare alle sue fasi libere)? Ci vuole molta malizia ad immaginare mosse e architetture societarie rococò per eludere i ferrei controlli posti in essere…e poi, in ogni caso, il gioco non ne varrebbe la candela, come si suol dire.

Ciononostante, il nostro eroe è agitato. E’ da qualche giorno che dorme male e mangia poco. Evidentemente qualcosa lo tormenta. Pensava, infatti, di essersi sempre comportato bene, di aver sempre rispettato ed onorato le prescrizioni in tema di comportamento e gestione delle proprie attività. Era certo di essersi comportato con equità con tutti i venditori che venivano a bussare alla sua porta.

E invece….ecco che dalle nebbie del passato riemerge il suo nemico giurato (che, per aumentare la drammaticità della situazione, è anche suo fratello minore, separato alla nascita), il RdC. L’Autorità, infatti, vuole incaricare proprio lui della verifica dell’adeguatezza alle finalità della separazione funzionale delle misure e delle procedure aziendali adottate dal Gestore Indipendente nonché l’esistenza di aree di criticità e le azione poste in essere dal GI ai fini del superamento delle medesime. E per fare questo, gli conferisce grandi poteri tra cui quello di rivolgersi direttamente all’Autorità…senza nemmeno avvisarlo.

Però, alla fine, il GI sà di essere apposto con la coscienza e che ha fatto bene i compiti a casa. Che controlli, quindi, quell’impiccione del RdC….che faccia del suo meglio! Non gli fa paura: non ha niente da nascondere o di cui preoccuparsi! Vedremo chi riderà per ultimo….già…lo vedremo proprio!

No…non è questo che agita i sogni del nostro eroe. E non lo è nemmeno la nuova distinzione tra informazioni commercialmente sensibili/riservate o l’individuazione di un elenco minimo delle prime! D’altra parte, si tratta di informazioni che già erano sensibili e quindi oggetto di mille precauzioni per la loro gestione…..Alla fine, nemmeno il doverle gestire in maniera coerente con le prescrizioni SII dovrebbe essere un ostacolo insormontabile….d’altronde, ha già avuto a che fare con il SII e le sue insidie e può sfruttare l’esperienza…Si tratta solo di organizzarsi e di impostare bene il lavoro, poi tutto verrà da sé.

Certo, l’amarezza è stata grande allorché, dopo anni, ha scoperto che i suoi immani sforzi (ed il relativo dolore, specie finanziario) per separare le banche dati contenenti le informazioni commercialmente sensibili è stato del tutto superfluo, frutto di una sua errata interpretazione delle parole dell’oracolo! Questo, in effetti, gli ha fatto un (bel) po’ aggrovigliare le budella e alcuni suoi sottoposti dicono di averlo visto vagare furente per le vuote stanze in preda ad una rabbia sorda e cieca. Era certissimo della sua interpretazione! Aveva letto e riletto i testi migliaia di volte, aveva tenuto conto dei pareri dei vari dottori e sapienti, aveva più volte chiesto conferma ai più alti sacerdoti! Tutti erano concordi: questa separazione s’aveva da fare! E ora questo! Non era disposto a tollerarlo! Ma oramai il danno era fatto….non c’era modo di tornare indietro. Tutto quello che ora può fare è chiedere un doveroso ristoro della fatica fatta e che gli sia concesso di gestire le informazioni con modalità diverse, magari meno gravose, rispetto a chi tale fatica non l’ha sopportata.

Quello che però lo preoccupa è che dovrà al più presto ammainare le proprie insegne e inventarsene delle altre, per altro seguendo regole molto ferree. Dovrà dire addio ai suoi sacri paramenti e ai simboli cui aveva da tempo immemore giurato fedeltà! Questo solo perché l’Europa lo vuole (vedi qui il commento sul tema)! Ah….dannata! Sul punto, il nostro povero eroe, non smette di arrovellarsi…non passa ora che non ci pensi…d’altra parte, la traduzione delle parole dell’oracolo che l’Autorità ha proposto non sono poi meno oscure dell’originale….Fino a che punto, si scervella il nostro, mi dovrò spingere con questa cosa? E in quanto tempo? Mi dicono 18 mesi, ragiona il GI, ma per fare cosa? Certamente per individuare i nuovi simboli e le nuove parole d’ordine….ovvio…ma mica è possibile che in 18 mesi riesca a cambiare tutto in ogni posto?! Mica posso rimarchiare tutti i miei fieri destrieri in soli 18 mesi….meglio farlo di volta in volta, quando li cambio….stessa cosa per le corazze e l’arme de’ miei valorosi sottoposti…quando quelle si rompono, gliene darò di nuove con i nuovi stemmi! E le gare?!?!?! Già…non ci avevo pensato! Dannazione! Le gare! Che faccio In quelle località che non mi interessano, come mi devo comportare? Dovrei forse buttare soldi inutilmente (e che dirà l’IVI a proposito…certo, sono indipendente, ma chi può negare che questo sia un investimento con rendimento super negativo?!?!) Bisogna fare qualcosa! Il testo non è chiaro…non dà certezze…..E se anche questa volta il GI interpretasse male? Mica ha voglia di essere un novello Sisifo! Che si chiarisca, quindi!

Ma se Atene piange, Sparta non ride…..anche il Coro dei venditori, in particolare la parte dei maggiorenti è agitato sul punto in questione, dato che colpisce anche loro. Si assiste quindi ad una spaccatura al suo interno, con parte del coro che si stringe all’eroe (sempre il GI) e l’altra che la attacca violentemente accusandola di volergli mettere i bastoni tra le ruote impedendogli di godere della piena concorrenza. La situazione è aggravata da alcune contraddizioni di fondo e dalla medesima poca chiarezza che già ha turbato il GI. Il Coro/sez. maggiorenti allora ribatte con argomenti utilizzati anche dal GI, ribadendo l’insensatezza – sarebbe ancora una volta la tipica fatica di Sisifo – di imporre il cambio dei vessilli proprio ora che altri hanno decretato l’imminentissima eliminazione definitiva delle loro riserve! Oltre al danno la beffa, quindi! niente riserve, e vabbeh…succede, e dobbiamo pure sostenere costi elevatissimi per una cosa che funzionerà al massimo per pochi mesi? Senza contare che questa parte del coro è certa che l’Autorità abbia interpretato in senso un po’ troppo estensivo le parole di Europa: è convinta infatti che questa nulla avesse detto su come organizzare gli spazi fisici ed il personale e si fosse limitata a parlare di marchi, politiche di comunicazione ecc. Eppoi…c’è l’incertezza! Quella che ti impedisce di riposare tranquillo! Ancora una volta, parte del coro fa proprie alcune argomentazioni del GI, ampliandole ancora di più! Fino a dove dovremmo spingere questa rivoluzione marchigiana? Cosa fare con i sistemi informativi utilizzati per le pratiche commerciali? E per gli spazi? Mica dovremo aprire altre sedi in giro?! E così via…..!

Epilogo

Sulla scena, in una penombra carica di presagi, il coro, oramai diviso, si raduna a semicerchio alle spalle dell’eroe, fermo sul centro del palco, illuminato solo da una singola luce bianca.

Prima gli uni e poi l’altro declamano le proprie richieste (ribadendo quanto detto in precedenza) e poi, all’unisono, recitano quella che li accomuna più intimamente.

O Europa, O Autorità….ascoltateci. Se da una parte volete imporci dei nuovi e duri precetti, dall’altra dovete assolutamente chiarire chi ne sopporterà il costo, in che modo questo sarà determinato e restituito e in quanto tempo ci verrà riconosciuto.

Ad ogni modo, l’epilogo è aperto a molte interpretazioni e la fine definitiva è ancora tutto da scrivere!

Quindi c’è la possibilità di molti e molti futuri sequel…..e forse ci possiamo tirar fuori anche una bella serie TV!

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore; la caratterizzazione dei personaggi è pura opera di fantasia, frutto di -numerose – licenze poetiche – se così possiamo chiamarle!).

Delibera 117/2015/R/gas – Che Succede alla Misura Gas?

Nonostante le indagini annuali dell’Autorità incombano sul capo degli incolpevoli operatori, eccoci qui pronti a dare una occhiata più da vicino alla delibera 117/2015/R/gas che, nelle intenzioni dell’Autorità, andrà a migliorare non poco la situazione dell’attività di misura del gas naturale.

Prima di iniziare, una curiosa coincidenza: anche in questo caso (come per il DdL Concorrenza – DCO 77/2014/R/gas) la delibera è uscita quasi in contemporanea con la diffusione della notizia della combo procedura europea sul presunto incompleto recepimento della direttiva 2012/27 (direttiva efficienza europea) + procedura per non corretto recepimento del III pacchetto energia, che riguardavano, fra mille altre cose, anche la misura (gas).

Passando a cose più serie, innanzitutto bisogna domandarsi quali sono le delibere/testi unici impattati da questa riforma.

Certamente, quelli più colpiti sono l’attuale TIVG (delibera n.64/09) e la delibera n.138/04 (che ha un nome lungo e complicato, ma noi la chiameremo delibera switch gas).

Ci sono poi altre modifiche/riscritture di più lieve entità, alcune “velenose” (per me, la metodologia di validazione dell’autolettura che non deve precludere la validazione di una autolettura in assenza di misure effettive validate raccolte), altre tutto sommato classificabili come manutenzione/aggiornamento della regolazione.

Prima di vedere quali sono le novità più sfiziose sfornate dall’Autorità, dobbiamo chiarire che il messaggio di fondo della deliberazione è un sonoro”serrate le fila” rivolto all’attività, cui metaforicamente si intima di non sprecare alcuna misura.

Partendo dal TIVG, la prima modifica che salta all’occhio è certamente la rimodulazione degli obblighi di lettura. Rispetto al passato, infatti, si è deciso di dare maggior granularità alle classi (da 3 a 4) in modo da meglio modulare gli obblighi di lettura in base alla specificità degli utenti (considerando il consumo come driver per la differenziazione e ricercando un trade-off con le esigenze degli operatori). Di conseguenza, è comparsa una nuova fascia (consumi oltre 1.500 – fino a 5.000 Smc/anno, per cui la lettura dovrà avvenire 3 volte all’anno (che però non equivale ad una lettura ogni quadrimestre, visto che 2 intervalli sono di 3 mesi e l’altro di 6…). L’altra novità interessante – anche se meno immediata del precedente sistema di intercorrenze minime – è l’introduzione di un sistema di periodi rilevanti e di percentuali di copertura (80% fisso) degli stessi; in questo caso, l’obiettivo è quello di aumentare la qualità (meglio, la significatività) del dato raccolto (sempre che il tentativo vada a buon fine, ovvio): in questo modo – sempre che si riesca sempre ad effettuare la lettura – le bollette rispecchieranno meglio l’andamento dei consumi (sempre facendo la tara che per le 2 fasce intermedie i periodi rilevanti sono stimati a livello generale). Presumibilmente, questa novità porterà gli operatori a dover rivedere i propri piani di lettura e in qualche modo se ne dovrà tener conto (speriamo) nella componente tariffaria t(rac). Per gli utenti, i benefici saranno maggiori quanto più gli operatori riusciranno a rilevare la misura…..ma come vederemo si è lavorato anche su questo punto.

Sopo poi meglio raccordati gli obblighi di lettura con le disposizioni in tema di smart metering, dato che quest’ultimo era molto al di là da venire quando uscì la prima versione degli obblighi di misura. Anche in questo caso il senso è quello di migliorare la disponibilità e la qualità dei dati in possesso del sistema. Sempre a livello ipotetico, l’impatto della misura non è devastante (anche in termini di consumo batterie).

Ma nel caso non ci fosse nessuno a casa quando viene il letturista o se non funziona la telelettura?

Niente paura, come prima accennato l’Autorità ha potenziato non poco il processo di autolettura, probabilmente anche come mezzo per la famosa “capacitazione” dell’utente.

Ora l’intero processo è molto meglio strutturato di prima, così come sono meglio esplicitati gli obblighi dei vari attori in gioco. Si deve notare, però, che più che di novità in molti punti si può parlare di definitiva incorporazione nella regolazione delle best practice di settore, già applicate da tempo da molti operatori.

Senza entrare eccessivamente nel merito della “nuova” autolettura, si deve costatare un buon equilibrio globale del disegno, dato che (i) si impedisce ai clienti/venditori di inondare di teleletture il distributore, (ii) in caso di smart meter, si limita il ricorso all’autolettura a casistiche ben precise e, a fronte di questo, (iii) si richiedono tempistiche più stringenti per la validazione (e questo è sempre un problema….sopratutto pronti-via).

E nel caso il cliente abbia in casa o da qualche altra parte non accessibile e non abbia voglia/modo di inviare l’autolettura? In questo caso, l’onere (senza onore, però!) di cercare una via per strappare una misura di freddi ingranaggi del misuratore è affidata al distributore (e chi altro, sennò?!) che dovrà reiterare il tentativo e anche vedere se può provarci in altre ore! Da notare che l’articolo è scritto in modo leggermente ambiguo, dato che potrebbe interpretarsi sia come una possibilità per il distributore che come obbligo (specie considerando il tenore complessivo del provvedimento)….in ogni caso, è una complicazione niente male!

Novità anche in casa switching, poi…. Forse anche perché è l’Europa che ce lo chiede (a dire il vero, però, le novità introdotte non sembrano disinnescare al 100% le osservazioni avanzate nella messa in mora sul III Pacchetto Energia…specie sulla questione delle tre settimane per il cambio effettivo di venditore).

Anche su questo tema, l’azione del regolatore è rivolta ad aumentare quantità e qualità dei dati a disposizione del sistema. In questa direzione vanno, infatti, l’aumento della finestra temporale per la rilevazione del dato e la possibilità di utilizzare l’autolettura (che poi seguirà l’iter previsto dalle autoletture “normali”). D’altra parte,si registra un notevole “serrate le fila” in termini di tempistiche per la messa a disposizione delle letture (allineando le tempistiche “switching” a quelle generali – a loro volta unificate al sestultimo giorno lavorativo).

Interessante poi il fatto che anche il vecchio venditore potrà chiedere la verifica (e non solo quindi una mera richiesta dati): un po’ come il passato che ritorna, il vecchio venditore avrà influenza anche su un rapporto contrattuale che, a conti fatti, è tra soggetti a lui terzi. D’altra parte, bisogna riconoscere che per il cliente, specie piccolo e domestico, è una gran bella novità dato che non si dovrà più impazzire per cercare di risolvere il problema di una lettura di switch errata.

Tirando le somme, possiamo dire che la delibera 117/2015/R/gas ha dentro molte cose buone per il cliente finale, specie domestico. Le novità introdotte, però, non sono propriamente delle novità assolute….dei breakthrough regolatori, bensì l’assorbimento per osmosi di alcune pratiche già seguite da tempo dai principali operatori. Inoltre, rimane sempre da affrontare il tema principale dell’attività di misura nel suo rapporto con il cliente finale: la messa a disposizione facile, continua e pervasiva dei dati di consumo (come richiesto anche dalla direttiva efficienza energetica….e dalla relativa messa in mora).

Lato operatori, le novità dovrebbero sì incidere, ma non in maniera drammatica, specie se già venivano applicate alcune o tutte le pratiche ora rese obbligatorie. Resta però la difficoltà nel riorganizzare alcune attività alla luce delle nuove tempistiche/nuovi obblighi (tipo validazione e messa a disposizione dei dati, giro delle letture, routine per la telelettura, ecc). A questo proposito, poi, è piuttosto evidente l’assenza di una trattazione coerente del rapporto dei nuovi obblighi con i costi da essi derivanti, nonché l’assenza di previsioni per una loro valutazione e conseguente riconoscimento.

Detto questo, buona misura a tutti!

Riforma Tariffe EE: Un Moderno Nodo Gordiano

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Il tema del giorno è ostico, diciamolo subito.

Di più: irrisolvibile, se non con metodi drastici, come per il famoso nodo che Alessandro Magno, tipo che non ci andava tanto per il leggero, tagliò di netto e chissene….

Il problema di base, per come la vedo io, è (e non potrebbe essere altrimenti) la legge su cui l’Autorità deve basarsi (appunto!) per il suo intervento: gli obiettivi da raggiungere (“favorire l’efficienza energetica e ridurre l’inquinamento ambientale e domestico mediante la diffusione delle tecnologie elettriche) fanno un po’ (un po’ tanto, per l’esattezza) a pugni con i vincoli (tariffe aderenti al costo del servizio).

In pratica: se si applicano tariffe non progressive e non sussidiate, la conseguenza logica (come dimostrano gli esempi dell’Autorità) è che la stragrande maggioranza degli utenti domestici (siano essi single, coppie, famiglie; residenti e non) ci perde e paga un bel pacco di €uri in più. Evidente, quindi, che ci sarà meno reddito disponibile (e sicuramente molta meno voglia) per interventi di efficienza o per acquistare elettro-tecnologie. Con buona pace dell’ambiente e dell’efficienza.

In questo senso, l’unica soluzione (che ingloberebbe il tema del bonus) sarebbe una tariffa flat espressa €/pod legata a qualcosa come il quoziente familiare, così da attuare una redistribuzione tra gli utenti dei costi e degli oneri. Ovviamente, una roba simile è puro distillato di wishful thinking affinato 10 anni in botti di rovere dato che presenta, oltre a “semplici” punti negativi (ad esempio, individuare il Pantalone che paga di più), anche ostacoli tecnici e legali non superabili in alcun modo (esempio: chi è che fa lo Who’s who fiscale degli utenti? Certamente non i distributori!).

Quindi, le uniche soluzioni sono quelle dell’Autorità.

Tuttavia, per individuare quella più adatta sarebbe necessario qualche approfondimento rispetto all’analisi svolta nel DCO 34/2015/R/eel, molto incentrata sul qui – ed – ora del solo settore elettrico. In particolare:

  • Sembrerebbe mancare una approfondita analisi diciamo multidisciplinare. Perché non ampliare le analisi anche agli effetti che una certa tariffa può avere su altri vettori energetici e, quindi, sull’importo complessivo della spesa energetica degli utenti? Tanto oramai l’Autorità i vettori energetici li ha collezionati tutti o quasi! Si sarebbe potuto indagare, ad esempio, l’impatto di alcune tipologie di tariffe sulle scelte di investimento degli utenti, anche nel futuro prossimo (es: che tariffa favorirebbe nei prossimi x anni il passaggio dal gas ai piani ad induzione, considerando anche la discesa dei costi dei piani stessi? Insomma, robe cosi).
  • Sembrerebbe mancare una analisi prospettica incentrata sui consumi e sulla variazione delle abitudini dei consumatori (analisi che tra l’altro potrebbe addolcire la pillola anche alle associazioni dei consumatori!). Tale tema, infatti, è sì accennato, ma mai approfondito del tutto. Dato che, come riconosce la stessa Autorità, ci si affiderà sempre più alle elettro-tecnologie per una serie di esigenze, esistenti (riscaldamento, cucina, alcune attività domestiche ecc) o che ora nemmeno ci immaginiamo, una tariffa strutturata in un certo modo garantirebbe un forte risparmio rispetto alle tariffe attuali (dato che – graficamente – le attuali, essendo progressive, hanno una pendenza crescente con i consumi, laddove le future sono più piatte). Di conseguenza, uno studio dettagliato su questo tema permetterebbe sicuramente una scelta più consapevole, nonché rivolta al futuro.
  • Sembrerebbe mancare una analisi degli effetti delle diverse opzioni sugli operatori del settore (Terna, distributori e venditori). Il modo di distribuire un ammontare di €uri noto su un altrettanto noto numero di persone, infatti, ha notevoli impatti anche sui soggetti-ingranaggi che si trovano nel mezzo e che devono “trasmettere il moto”. Si potrebbe indagare, ad esempio, qual’è l’impatto in termini di flussi di cassa per un venditore che per scelta commerciale si è concentrato solo sui single ricchi residenti (che consumano poco e sono pure sussidiati!): in questo caso, la riforma provocherebbe una maggiore necessità di cassa per versare tariffe+oneri ai distributori; in via del tutto speculare, anche per i distributori la riforma non è indifferente. L’ulteriore tema che va a braccetto con quanto appena detto è ovviamente la morosità: un conto è avere tutti single ricchi morosi, ché tanto sono sussidiati e quindi anche le potenziali perdite dei venditori sono “ridotte” (va beh….chiaro che sono sempre troppissimissimi soldi anticipati a fondo perduto…ovvio…è solo una concessione poetica per meglio esprimere il concetto!), altro è avere single ricchi e morosi che hanno tariffe al costo e quindi molto più pesanti.
  • Infine, considerando i benchmark proposti dall’Autorità, mi sembra che ci sia una mancanza notevole e un altrettanto notevole intruso. Ho trovato singolare, infatti, la mancanza delle famiglie numerose residenti tra detti benchmark, dato che sono loro la categoria (magari non numerosissima, ok) oggi più vessata da questo sistema tariffario (alti consumi e, in alcuni casi, anche potenze non compatibili con la D2). Ancor più singolare ho trovato l’inclusione del “nucleo famigliare numeroso”, (che fa molto film impegnato anni ’70, tipo “ritratto di famiglia in un interno”); sinceramente, questa categoria non l’ho proprio capita….sarebbero tipo gli studenti universitari che dividono un appartamento o cose simili? Io sinceramente più di 3 studenti per casa non li concepisco (già con 3 è dura….figurarsi con 5 o più! Roba da guerra chimica).

Detto questo e aggiunto l’apprezzamento per lo sforzo immane che gli uffici dell’Autorità hanno dovuto fare per individuare una serie di soluzioni al classico problema della coperta troppo corta (quale quello delle tariffe è), passiamo ad alcune valutazioni sulle tariffe vere e proprie:

L’ideale, sarebbe individuare quella tariffa per la quale si raggiunga il punto di breakeven con le tariffe attuali con il minimo consumo (spostando, quindi, verso sinistra il punto di intersezione delle curve).

In questo modo, infatti, si minimizzano i “danni” economici per gli utenti (specie gli attuali D2) e si mantengono (quasi) impregiudicati gli effetti positivi per consumi elevati, così da favorire la transizione verso tecnologie elettriche efficienti.

In questo senso, alcune proposte dell’Autorità sono già positive anche se si potrebbero ulteriormente migliorare giocando sulle % di ripartizione degli oneri di sistema tra le quote fisse e quelle variabili (es: si potrebbe superare la parità €/kW – €/kWh aumentando un po’ quest’ultima, in modo da migliorare la situazione per i bassi consumi senza peggiorarla troppo per gli alti).

Poi, sarebbe opportuno inserire una clausola di salvaguardia automatica da qualche parte nel testo del provvedimento finale. Qualcosa che renda automatica la revisione delle tariffe a seguito del verificarsi di alcuni precisi eventi futuri (ad es. l’adeguatezza dell’articolazione delle tariffe sarà valutata ed eventualmente modificata in caso di modifica di tale % nei consumi degli utenti/loro composizione/% di penetrazione di tale o tal’altra tecnologia….poi il driver giusto si trova), Lo scopo è quello di evitare di avere per altri 40 anni una tariffa del tutto non rappresentativa delle esigenze del Paese e degli utenti.

Infine, una considerazione sulla quota potenza.

Premesso che il perché della quota potenza è perfettamente chiaro e condivisibile, ho il dubbio che non sia la variabile più “logica” considerati gli obiettivi chesi vogliono raggiungere (efficienza, transizione energetica ecc. ecc). Ad esempio: se sono virtuoso e voglio installare una pompa di calore, un piano ad induzione e, perché no, anche il carica macchina elettrica in garage, i 3 kW me li brucio in un nano secondo; d’altra parte, se aumento la potenza la tariffa mi si alza (magari non tantissimo, ma si alza) e quindi è un disincentivo all’efficienza. In questo senso, sembrerebbe meglio una relativamente maggiore quota fissa in €/pod: visto che tanto devo pagare una quota “forfettaria”, allora tanto vale che faccio tipo “all you can eat” giappo(ci)nese e oltre alla macchina elettrica, ci metto anche l’aspirapolvere robot, lo scaldabagno elettrico e un paio di lampade alogene! Ribadisco: questa considerazione è un po’ slegata dal resto e guarda solo agli obiettivi delle nuove riforme.

Ad ogni modo, il problema è di difficilissima soluzione e vede un numero di stakeholder e di interessi in gioco realmente ragguardevole. E’ evidente sin da ora, quindi, che sarà difficile arrivare ad un compromesso che non scontenti nessuno e che, ad un certo punto, bisognerà impugnare la spada per dare un taglio netto al nodo.

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore).