i costi per lo sbilanciamento sono a carico dei produttori e a partire dal 1 maggio scattano le nuove modalità transitorie
In due sentenze pubblicate oggi il Tar della Lombardia ha respinto nel merito alcuni ricorsi presentati contro la delibera 522/2014 che impone anche ai produttori di elettricità da fonti rinnovabili non programmabili di partecipare agli oneri di sbilanciamento entro determinate “bande” variabili a seconda della tecnologia. Inoltre, con la nuova delibera 800/2016/R/eel, l’AEEGSI Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ha stabilito le modifiche transitorie da apportare al meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, e almeno fino al 30 aprile 2017 viene prorogata l'attuale regolazione degli sbilanciamenti. L'applicazione di una seconda fase partirà da maggio.
Lo sbilanciamento è un meccanismo economico perequativo e di stabilizzazione necessario per il mantenimento in equilibrio del sistema elettrico nazionale. Consiste nel riconoscimento di un corrispettivo (positivo o negativo) calcolato sulla differenza tra l'effettivo programma di prelievo presentato e le ragionevoli previsioni effettuate prima dagli operatori (grossisti, trader e venditori, i piccoli e grandi produttori) nell’ambito del mercato del dispacciamento (in esito alla chiusura del Mercato del Giorno Prima, dei Mercati Infragiornalieri e del Mercato dei servizi di dispacciamento), creando così una differenza tra le stesse previsioni e gli effettivi comportamenti di immissioni/prelievo dalla rete. Differenza che dovrebbe essere contenuta al minimo, secondo diligenza, perizia, prudenza e previdenza verso il sistema, in quanto lo sbilanciamento incide in maniera rilevante sulla sicurezza del sistema e sui costi dell’energia dei consumatori finali. Così le nuove norme modificano il meccanismo dei riconoscimenti di prezzo in caso di sbilanciamento, facendo sì che al già esistente divieto di sbilanciamento volontario si affianchi anche un disincentivo economico, per contrastare anche i comportamenti speculativi nei mercati all'ingrosso.
Di fatti l’energia elettrica, di norma, non è un bene immagazzinabile. Per questo, è necessario produrre, istante per istante, la quantità di energia richiesta dall’insieme dei consumatori finali e gestirne la trasmissione in modo che offerta e domanda siano sempre in equilibrio, garantendo così la continuità della fornitura in condizioni di sicurezza. E per ottimizzare l’integrazione delle FER-Fonti di Energia Rinnovabile, sfruttando il loro potenziale e al contempo, assicurando un adeguato livello di sicurezza al sistema elettrico nazionale, l’Autorità è intervenuta da tempo per promuovere la corretta previsione delle immissioni di energia elettrica anche degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, evitando che i costi indotti dagli sbilanciamenti continuino a gravare solo sui clienti finali.
In altri termini, il regolatore ha disposto che anche i produttori FER debbano prevedere, con maggiore accuratezza, la quantità di energia che immettono in rete e che all’energia elettrica oggetto di sbilanciamento sia attribuito il proprio valore di mercato, tenendo conto al tempo stesso delle peculiarità delle fonti rinnovabili. Perciò, agli impianti di produzione, per il tramite dei grossisti, viene chiesto di effettuare una previsione (programmazione) delle immissioni il più possibile vicina al quantitativo di energia che sarà realmente reso disponibile in rete (dispacciato). La differenza tra programmazione e reale immissione in rete costituisce la quantità di energia elettrica “sbilanciata”. Quando l’unità di produzione immette più o meno energia rispetto a quanto dichiarato nel programma, il gestore di rete (Terna) applica i corrispettivi di sbilanciamento e cioè attribuisce al quantitativo sbilanciato di ogni impianto un valore in euro.
E con la nuova delibera 800/2016/R/eel, l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ha stabilito le modifiche transitorie da apportare al meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, e almeno fino al 30 aprile 2017 viene prorogata l'attuale regolazione degli sbilanciamenti. L'applicazione di una seconda fase, da maggio, dipenderà dalla pubblicazione da parte di Terna di una modalità di stima del segno zonale. Il provvedimento, nelle more di una riforma organica e complessiva del servizio di dispacciamento, per la quale si attende l'assestamento del quadro regolatorio europeo in materia di balancing guidelines (il futuro Regolamento europeo sul mercato di bilanciamento), attualmente in corso di elaborazione, introduce, infatti, meccanismi finalizzati a fornire un più efficace incentivo a programmare con diligenza, perizia, prudenza e previdenza, nonché, al contempo, a consentire all’Autorità di rilevare in modo sistematico possibili violazioni di tale obbligo.
In particolare, il provvedimento prevede:
· fino ad aprile 2017, l’applicazione della banda standard del 15% per unità di consumo e unità di produzione non abilitate programmabili senza estensione del sistema misto single-dual pricing alle unità di produzione FRNP (fonti rinnovabili non programmabili) non rilevanti;
· da maggio 2017, subordinatamente all’effettiva entrata in esercizio della modalità di determinazione del segno dello sbilanciamento aggregato zonale basata sulle misure effettive, l’innalzamento al 30% della banda standard per le unità di consumo e la totale esenzione per le unità di produzione non abilitate programmabili dall’applicazione del sistema misto single-dual pricing;
· la conferma della non applicazione del sistema misto single-dual pricing ai punti di dispacciamento per unità di produzione FRNP.
Tuttavia è opportuno ricordare che già a decorrere dal 1° gennaio 2015, l’Autorità, con la Delibera 522/2014/R/eel, ha aggiornato la disciplina degli sbilanciamenti per le fonti rinnovabili non programmabili (precedentemente definita con la delibera 281/2012/R/efr), in ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato, Sez. VI, n. 2936 del 9 giugno 2014 che ha annullato le previsioni della deliberazione dell’Autorità n.281 del 5 luglio 2012 nella parte in cui equiparava sia i produttori da fonti programmabili che i produttori da fonti non programmabili riguardo le modalità di calcolo per l’attribuzione dei corrispettivi di sbilanciamento.
In particolare l’Autorità ha ritenuto opportuno prevedere che gli utenti del dispacciamento possano scegliere, dandone comunicazione a Terna su base annuale solare, per ciascun punto di dispacciamento nella propria titolarità, tra due diverse modalità di calcolo dei corrispettivi di sbilanciamento:
· La prima opzione prevede che le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili siano assoggettate alla stessa regolazione di valorizzazione degli sbilanciamenti valida per le unità di produzione programmabili non abilitate al Mercato dei servizi di dispacciamento.
· La seconda opzione prevede l’applicazione di bande di tolleranza al programma vincolante modificato e corretto (PVMC), differenziate per fonte, in modo tale che tutti i corrispettivi di sbilanciamento siano comunque allocati tra i produttori a fonte rinnovabile non programmabile, e quindi non vengano socializzati.
Come per la precedente disciplina, l’AEEGSI ha stabilito che sia per le unità di produzione ricomprese nel regime di ritiro dedicato (di cui alla deliberazione 280/07) che per le unità di produzione aderenti al regime commerciale della tariffa fissa omnicomprensiva (di cui alla deliberazione 343/2012/R/efr), i corrispettivi di sbilanciamento e il controvalore derivante dalla partecipazione al Mercato Infragiornaliero vengano trasferiti dal GSE-Gestore dei Servizi Energetici ai produttori stessi, secondo le modalità definite dal GSE nelle Regole Tecniche. Nelle suddette Regole sono riportati anche gli obblighi in capo ai produttori di fornire al GSE i dati necessari ai fini della previsione e della programmazione dell’energia elettrica immessa.
Per quanto riguarda le unità di produzione non programmabili e le unità di produzione programmabili di potenza fino a 1 MW incluse nel contratto di dispacciamento del GSE, è il GSE stesso ad elaborare il programma di produzione, mentre per le unità di produzione programmabili di potenza superiore a 1 MW, i produttori di tali impianti sono tenuti a comunicare al GSE il programma di immissione che sarà offerto dal GSE sui mercati elettrici.
A conforto delle disposizioni regolatorie dell’AEEGSI, i giudici amministrativi del Tar della Lombardia nella su menzionata sentenza concludono che la misura “non possa essere considerata alla stregua di una prestazione patrimoniale imposta, in quanto attraverso di essa si addossano alle unità che li producono i costi degli sbilanciamenti da esse effettuate (...) né – prosegue il testo - si può ritenere che la natura di corrispettivo venga meno per il fatto che, per gli sbilanciamenti contenuti all'interno delle bande, sia stato previsto, come illustrato, un meccanismo di socializzazione dei costi. La parziale socializzazione – rimarca il Tar - non comporta, infatti, un totale sganciamento dei corrispettivi dovuti ai costi connessi agli sbilanciamenti provocati dalle singole unità di produzione”. Non può, inoltre, ritenersi che la misura “abbia leso un affidamento suscettibile di tutela giuridica, atteso che, come illustrato, la necessità di far gravare i costi degli sbilanciamenti anche sulle unità che producono energia elettrica da fonte non programmabile discende dai principi sanciti dalla normativa comunitaria e nazionale; e che, pertanto, i produttori che si avvalgono di tale fonti non possono pretendere il mantenimento in essere di un regime di assoluto favore non in linea con le summenzionate disposizioni”.
.
Approfondimenti:
http://www.autorita.energia.it/it/docs/14/522-14.htm
http://www.autorita.energia.it/it/schedetecniche/14/522-14st.htm#
http://www.autorita.energia.it/allegati/schede/444-16st.pdf
proroga
http://www.autorita.energia.it/it/docs/16/800-16.htm
Tutte le News sulle Tecnologie >>
Tutte le News sul Libero mercato >>