Aspetti normativi e tariffari

Alla luce dell’invasione russa dell’Ucraina, a maggio 2022 la Commissione Europea ha proposto il pacchetto REPowerEU, che prevede il finanziamento di nuove misure necessarie per diversificare l’approvvigionamento energetico e ridurre la dipendenza dell’Unione Europea dai combustibili fossili russi.
La proposta legislativa mira a fare del dispositivo per la ripresa e la resilienza il quadro strategico per le iniziative previste dal REPowerEU. Per avvalersi delle risorse di questo programma gli Stati membri dovranno infatti aggiungere nei loro piani per la ripresa e la resilienza un capitolo dedicato comprendente le riforme e i nuovi investimenti individuati per accelerare la riduzione della dipendenza dai combustibili fossili e al contempo mitigarne i costi e gli impatti socioeconomici durante la transizione.
La Commissione ha stimato in circa 300 miliardi di euro gli investimenti necessari entro il 2030 (210 miliardi di euro entro il 2027) per raggiungere gli obiettivi del REPower EU ed eliminare gradualmente le importazioni di combustibili fossili dalla Russia. Di questi investimenti circa il 95% sarà dedicato all’accelerazione della transizione energetica (aumento della capacità di produzione di energia rinnovabile, efficienza energetica e pompe di calore in ambito residenziale, efficienza energetica e decarbonizzazione in ambito industriale, sviluppo delle reti di trasmissione, di distribuzione e dello storage, incremento della produzione di biometano sostenibile e delle biomasse).
Il processo legislativo, iniziato a maggio, si è di fatto concluso in dicembre con l’accordo provvisorio sulla proposta di regolamento del REPowerEU raggiunta dal Consiglio e dal Parlamento Europeo, che oltre a confermare i principali elementi proposti dalla Commissione ha anche definito le modalita di finanziamento del programma per il quale si prevede l’utilizzo di:

• circa 225 miliardi di euro di prestiti non ancora impiegati nei Piani di Ripresa e Resilienza. Anche i Paesi che hanno già utilizzato il plafond a loro disposizione (per es., Italia, Romania e Grecia) potranno accedervi, subordinatamente alle richieste dei Paesi che ne hanno ancora diritto; 
• 20 miliardi di euro, finanziati sia dall’Innovation Fund sia dall’anticipo della vendita delle quote dell’ETS. Tali fondi saranno allocati per ciascun Paese secondo criteri di ripartizione che tengono conto della politica di coesione, della dipendenza degli Stati membri dai combustibili fossili e dell’aumento dei prezzi degli investimenti; 
• ulteriori risorse provenienti da trasferimenti volontari della Brexit Adjustment Reserve (BAR) e fondi di coesione inutilizzati del precedente quadro finanziario pluriennale (2014-2020) per sostenere le PMI e le famiglie vulnerabili particolarmente colpite dai rincari dell’energia.

Per quel che riguarda il Recovery and Resilience Facility, nel corso del 2022 la Commissione e il Consiglio Europeo hanno continuato nella loro attività di approvazione dei Piani Nazionali di Ripresa e Resilienza, approvando nel secondo semestre i Piani degli ultimi due Paesi rimasti, Ungheria e Olanda. Sempre nel corso del 2022 l’Unione Europea ha continuato gli esborsi finanziari riferiti al programma a favore dei Paesi membri che ne facevano richiesta per pre-finanziamento delle attività o per raggiungimento delle milestone e target definiti nei Piani di Ripresa e Resilienza. Alla fine del 2022 il totale delle risorse erogate dall’Unione ammonta a circa 139 miliardi di euro (94 miliardi di euro di grant e 45 miliardi di euro di finanziamenti).

Con il pacchetto “Fit for 55” pubblicato a luglio 2021 la Commissione Europea ha proposto un incremento dei target UE al 2030 a supporto di una maggiore ambizione climatica per raggiungere una riduzione delle emissioni di gas serra del 55% al 2030 e arrivare alla neutralità climatica al 2050.
La crisi energetica iniziata nel 2021, esacerbata dalla crisi ucraina nel 2022, ha reso necessario individuare una serie di misure aggiuntive nel breve e medio termine per rafforzare la crescita economica, garantire la sicurezza dell’approvvigionamento e mantenere l’impegno sui target climatici per l’Europa.
La strategia REPowerEU è la risposta della Commissione Europea che propone di:

• accelerare la diffusione delle energie rinnovabili, incrementando il target al 2030 del “Fit for 55” dal 40% al 45% e introducendo la “EU Solar Strategy”; 
• promuovere soluzioni di elettrificazione diretta che riducano la domanda di gas naturale negli usi finali e rafforzino le misure di efficienza energetica nel lungo termine, includendo un aumento dal 9% al 13% dell’obiettivo vincolante di efficienza energetica entro il 2030 inizialmente previsto dal pacchetto “Fit for 55”; 
• diversificare gli approvvigionamenti di commodity energetiche, in particolare attraverso misure di diversificazione a breve termine sul gas; 
• modernizzare e digitalizzare l’infrastruttura di rete; 
• promuovere l’obbligo di installazione di pannelli solari su nuovi edifici pubblici e commerciali e nuovi edifici residenziali a partire dal 2026 nell’ambito dell’iniziativa “Solar Rooftop”. 

Nel corso del 2022 le istituzioni europee sono state impegnate nella discussione dei diversi dossier all’interno del pacchetto “Fit for 55” e del suo adeguamento alle novità del REPowerEU. Tra i più rilevanti si segnalano la revisione della Direttiva Rinnovabili (RED III), della Direttiva Efficienza Energetica (EED), della Direttiva sulla prestazione energetica nel settore edilizio (EPBD), della Direttiva sulle emissioni (EU ETS) e del Regolamento sui limiti di emissioni CO₂ per i veicoli a motore. 

Il 10 marzo 2020 è stata presentata la nuova Strategia Industriale con l’obiettivo di mantenere la competitività mondiale dell’industria europea, rendere l’Europa climaticamente neutra entro il 2050 e plasmare il futuro digitale dell’Europa. La strategia propone una serie di iniziative (legislative e non) a supporto di tutti gli attori dell’industria europea, dalle grandi alle piccole imprese, centri di ricerca e startup. Le azioni includono misure complessive per modernizzare e decarbonizzare le industrie ad alta intensità energetica, per sostenere le industrie della mobilità sostenibile e intelligente, per promuovere l’efficienza energetica e garantire un approvvigionamento sufficiente e costante di energia a basse emissioni di carbonio e a prezzi competitivi. La Strategia Industriale prevede inoltre il lancio di una serie di nuove alleanze, come quella europea per l’idrogeno pulito, per accelerare la decarbonizzazione dell’industria e mantenere la leadership industriale, seguita da un’alleanza per industrie a basse emissioni di carbonio e un’alleanza su cloud e piattaforme industriali e sulle materie prime. Oltre a una serie completa di azioni, sia orizzontali sia a favore di specifiche tecnologie, la Commissione analizzerà sistematicamente i rischi e le esigenze dei diversi ecosistemi industriali. Nell’effettuare questa analisi, la Commissione lavorerà in stretta collaborazione con un forum industriale aperto e inclusivo, che sarà istituito entro settembre 2020.

Il 3 giugno 2022 è stato adottato il regolamento europeo sulla governance dei dati (regolamento (UE) 2022/868) volto a organizzare e promuovere lo scambio di dati all’interno e attraverso l’UE, per costruire un’economia dei dati europea competitiva. Inoltre, i negoziati con gli Stati Uniti su un nuovo scudo per la privacy si sono conclusi con la pubblicazione, il 13 dicembre 2022, di un progetto di decisione di adeguatezza per l’accordo UE-USA, il Data Privacy Framework, che una volta adottato formalmente, riconosce che gli Stati Uniti garantiscono un livello adeguato di protezione per i dati personali trasferiti dall’UE. 
Inoltre, durante il 2022 sono stati adottati due regolamenti, il Digital Markets Act (DMA) e il Digital Services Act (DSA), che introducono norme per tutti i servizi digitali, compresi i mercati online e altre piattaforme online che operano nell’Unione Europea. Il DMA stabilisce una serie di criteri oggettivi strettamente definiti per qualificare una grande piattaforma online come cosiddetto “gatekeeper”. Il DSA stabilisce un nuovo standard per la responsabilità delle piattaforme online in merito a contenuti illegali e dannosi. Fornirà una migliore protezione agli utenti di internet e ai loro diritti fondamentali, oltre a definire un insieme unico di norme nel mercato interno, aiutando le piattaforme più piccole a crescere. Sempre in relazione all’uso dei dati, il 23 febbraio 2022 è stata pubblicata la proposta della Commissione Europea per un regolamento sui dati Data Act, toccando questioni delicate come gli obblighi di condivisione dei dati, la monetizzazione dei dati e l’accesso ai dati, proposta attualmente ancora in discussione a livello europeo.
A seguito delle sempre maggiori preoccupazioni nell’ambito dei rischi informatici, le discussioni sulla revisione della direttiva sulla sicurezza delle reti e dell’informazione (NIS2), volte a rafforzare la gestione dei rischi e degli incidenti e la cooperazione per le aziende essenziali, si sono concluse rapidamente e la direttiva (UE) 2022/2555 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale dell’UE il 27 dicembre 2022. La nuova direttiva è stata allineata con la normativa di settore, in particolare il regolamento sulla resilienza operativa digitale per il settore finanziario (DORA), anch’esso pubblicato lo stesso giorno del regolamento (UE) 2022/2554 per fornire chiarezza giuridica e garantire la coerenza tra NIS2 e il presente regolamento.
Il 28 settembre 2022 la Commissione ha pubblicato due nuove proposte nell’ambito della strategia digitale dell’UE e dell’intelligenza artificiale, i cui obiettivi principali sono adattare le norme sulla responsabilità all’era digitale, all’economia circolare e all’impatto delle catene del valore globali:

I. revisione della direttiva sulla responsabilità per danno da prodotti difettosi, modernizzazione delle norme sulla responsabilità per prodotti difettosi per ottenere un equo risarcimento di lesioni personali, danni o perdita di dati;

II. nuova direttiva sull’adeguamento delle norme sulla responsabilità civile extracontrattuale relativa all’intelligenza artificiale (IA), denominata “Direttiva sulla responsabilità dell’IA”, volta ad armonizzare le norme nazionali in materia di responsabilità in cui il danno è dovuto a un comportamento illecito, facilitare l’ottenimento di risarcimenti e conferire alle imprese il diritto di agire in giudizio per responsabilità sulla base di una presunzione di causalità.

Entrambe le direttive sono attualmente in discussione a livello europeo e ci si aspetta che le discussioni proseguiranno durante il 2023.

Nel luglio del 2021, facendo seguito allo European Green Deal e alla “Strategia per una mobilità intelligente e sostenibile” pubblicati rispettivamente nel 2019 e nel 2020, la Commissione Europea ha emesso il pacchetto di proposte legislative cosiddetto “Fit for 55”. Il pacchetto include numerose proposte relative al trasporto e per ridurre le emissioni CO₂ nel settore dei trasporti e accelerare la transizione verso una mobilità a zero emissioni.
Durante la seconda metà del 2022 Parlamento e Consiglio Europeo hanno progredito nell’analisi di numerosi dossier appartenenti al “Fit for 55”, quali:

• la revisione dei CO₂ standards for cars and vans, in attesa di pubblicazione dell’atto finale, che aumenta la quota di riduzione dei limiti di emissione al 2030 per le passenger cars e LDV e introduce l’obbligo di vendita di veicoli leggeri solo a emissioni zero a partire dal 2035; 
• Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR), in fase di trilogo, finalizzata allo sviluppo di un’infrastruttura pubblica per l’erogazione dei combustibili alternativi (ricarica elettrica, rifornimento idrogeno ecc.); 
• la revisione della European Performance Building Directive (EPBD) per facilitare l’installazione di punti di ricarica in ambito residenziale; 
• la revisione della Trans-European Network of Transport (TEN-T) Regulation che punta a ridurre le disparità regionali, economiche e sociali attraverso lo sviluppo di infrastrutture interconnesse per il trasporto aereo, stradale, ferroviario e marittimo a livello europeo; 
• la revisione della Intelligent Transport System (ITS) Directive, in fase di trilogo, per regolare la diffusione dei sistemi di trasporto intelligenti nel settore del trasporto stradale e nelle interfacce con altri modi di trasporto; 
• le iniziative ReFuelEU Aviation e FuelEU Maritime, in fase di trilogo, volte a ridurre le emissioni di gas a effetto serra per il trasporto aereo e marittimo, fissando limiti di emissioni per navi e aerei via via più stringenti e attraverso misure per la promozione di combustibili rinnovabili o a basse emissioni di carbonio.

Il 10 novembre 2022 la Commissione ha presentato la proposta sui nuovi standard Euro 7 per ridurre le emissioni inquinanti di veicoli leggeri e pesanti e migliorare la qualità dell’aria.

Il 15 dicembre 2021 la Commissione Europea ha pubblicato il pacchetto per la decarbonizzazione del settore gas, per definire un framework abilitante alla penetrazione nel sistema di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, incluso l’idrogeno, e le regole di mercato e di organizzazione del settore, inclusi gli aspetti infrastrutturali. Il pacchetto comprende norme per la certificazione dei gas a basse emissioni di carbonio che garantiscono una riduzione del 70% delle emissioni di gas serra.
Inoltre, promuove l’accesso e sconti tariffari per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. Tra i punti salienti vi sono le regole sull’unbundling verticale e orizzontale e sull’accesso alle reti nel settore dell’idrogeno, con disposizioni meno rigorose fino al 2030 ed esenzioni per le reti di idrogeno geograficamente confinate esistenti e nuove. La proposta della Commissione prevede anche RAB (Regulatory Asset Base) separate tra le infrastrutture del gas e dell’elettricità e quelle dell’idrogeno, ma consente, previa autorizzazione delle autorità di regolamentazione, trasferimenti finanziari tra le stesse per finanziare la rete dell’idrogeno (oneri sui consumatori finali gas ed elettricità). Infine, è previsto che i TSO (Transmission System Operator) gas debbano accettare ai confini miscele gas-idrogeno (c.d. “blending”) fino a una percentuale del 5%, con una procedura di allocazione dei costi che prevede l’intervento delle autorità in caso di mancato accordo tra i gestori di rete. 
La posizione finale per la negoziazione nel trilogo da parte di Parlamento e Consiglio è ancora in fase di definizione. La tendenza sembra essere quella di prevedere un quadro regolatorio meno stringente per l’idrogeno almeno nella fase iniziale.

Come previsto dalla Direttiva Rinnovabili del 2018, la Commissione Europea è incaricata di emettere un atto delegato volto a definire i criteri con cui l’idrogeno prodotto da elettricità possa essere considerato rinnovabile. La Commissione ha aperto una consultazione formale degli stakeholder e l’atto è ora in revisione prima della sua adozione. I criteri riguardano i princípi di addizionalità per gli impianti rinnovabili che alimentano gli elettrolizzatori e la correlazione spaziale e temporale tra elettrolizzatori e impianti rinnovabili. Il Parlamento Europeo ha espresso la sua contrarietà a regole troppo severe nel quadro della definizione della sua posizione sulla Direttiva Rinnovabili.

In concomitanza con la strategia idrogeno, l’8 luglio 2020 è stata presentata la strategia dell’UE per l’integrazione del sistema energetico. Lo scopo della strategia è trasformare il sistema energetico odierno, in cui ogni settore (trasporti, industria, gas, edilizia) costituisce un compartimento stagno, creando nuovi collegamenti intersettoriali sfruttando i progressi tecnologici in modo da raggiungere la neutralità climatica entro il 2050 al minor costo possibile. La strategia elenca 38 azioni per realizzare questo sistema energetico più integrato e si basa su tre assi portanti: un sistema energetico più circolare, imperniato sull’efficienza energetica, una maggiore elettrificazione diretta dei settori d’uso finale e la promozione dei combustibili puliti, compresi l’idrogeno rinnovabile, i biocarburanti e i biogas sostenibili nei settori difficili da elettrificare.

Il Just Transition Fund (JTF) è uno strumento di funding, incluso all’interno del Just Transition Mechanism (JTM), volto a supportare i Paesi membri nella riduzione degli impatti economici e sociali della transizione verso un’economia climaticamente neutra. Le risorse complessive (2021-2027) a livello comunitario assegnate al JTF sono 17,5 miliardi di euro (a prezzi 2018), di cui 7,5 miliardi provenienti dal bilancio pluriennale UE 2021-2027 e 10 miliardi da Next Generation EU. Il JTF accompagnerà lavoratori, imprese e autorità regionali nella transizione verde e finanzierà un discreto numero di attività, tra cui la bonifica e la decontaminazione di siti dismessi, investimenti in rinnovabili ed efficienza energetica, upskilling e reskilling e mobilità sostenibile.
A dicembre 2022 sono stati approvati i Piani Nazionali per la Transizione di Italia e Spagna con una dotazione finanziaria rispettivamente di 1,2 miliardi di euro e 869 milioni di euro (prezzi correnti).
Per quanto riguarda l’Italia, il piano ha concentrato gli investimenti nei territori del Sulcis Iglesiente e della Provincia di Taranto per interventi volti a contrastare gli effetti della transizione attraverso l’incremento della quota di energia prodotta da fonti rinnovabili per le imprese e le persone, la diversificazione del sistema produttivo locale, la mitigazione degli effetti sociali e occupazionali.
Il piano spagnolo riguarda in particolare la regione delle Asturie, le province di La Coruña, Teruel, León, Palencia, Almería, Cadice e Córdoba e un gruppo di comuni intorno ad Alcúdia sull’isola di Maiorca. Il piano investirà in efficienza energetica, economia circolare, fonti di energia rinnovabili (solare, eolico offshore, idrogeno rinnovabile) e nella “trasformazione verde” dell’industria del Paese.

Con riferimento alla tassonomia europea, il primo atto delegato, che stabilisce i criteri tecnici di screening per determinare se una specifica attività economica contribuisca sostanzialmente alla lotta al cambiamento climatico (adattamento e mitigazione), è entrato in vigore il 1° gennaio 2022. A febbraio 2022, inoltre, la Commissione Europea ha presentato il cosiddetto “Atto Delegato Complementare”, che definisce i criteri relativi alle attività legate al gas e al nucleare e che è stato approvato da Parlamento Europeo e Consiglio Europeo, entrando in vigore il 1° gennaio 2023.
Nella seconda metà del 2022, inoltre, il Parlamento Europeo e il Consiglio Europeo sono stati impegnati nelle negoziazioni interistituzionali (c.d. “triloghi”) per concordare il testo definitivo del regolamento sul Green Bond Standard. I co-legislatori non sono riusciti, tuttavia, a raggiungere ancora un accordo, principalmente in relazione alla proposta del Parlamento Europeo di estendere gli obblighi di disclosure anche agli altri bond sostenibili, inclusi i Sustainability-Linked Bond. Nel corso del 2022, inoltre, Parlamento Europeo e Consiglio Europeo hanno raggiunto un accordo sulla direttiva relativa alla comunicazione societaria sulla sostenibilità, la cui entrata in vigore è prevista per gennaio 2023.
Inoltre, nella seconda metà del 2022, il Consiglio Europeo ha approvato la propria posizione sulla direttiva relativa al dovere di diligenza delle grandi imprese ai fini della sostenibilità, la cui proposta è stata presentata dalla Commissione Europea a febbraio 2022. Il Parlamento Europeo, invece, non ha ancora concluso i propri lavori e le negoziazioni interistituzionali sono pertanto rimandate al 2023.
Infine, la Commissione Europea ha presentato a settembre 2022 la propria proposta di regolamento volta a vietare i prodotti realizzati con lavoro forzato, sia quelli europei “domestici” sia quelli importati da fuori i confini europei. Parlamento Europeo e Consiglio Europeo verosimilmente definiranno le loro rispettive posizioni nel corso del 2023. 

In data 27 gennaio 2022 è entrata in vigore la nuova disciplina in materia aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia 2022, ossia Climate, Energy and Environmental Aid Guidelines (CEEAG), che guiderà il supporto agli investimenti per la decarbonizzazione nei prossimi anni e in quanto tale è di notevole importanza per il settore energetico e per il Gruppo Enel. La nuova disciplina prevede una sezione dedicata agli aiuti per la riduzione delle emissioni di gas serra, compresi gli aiuti per la produzione di energia rinnovabile e a basse emissioni di carbonio, gli aiuti per l’efficienza energetica, compresa la cogenerazione ad alto rendimento, gli aiuti per l’idrogeno, aiuti per accumuli e batterie e gli aiuti per la riduzione o la prevenzione delle emissioni derivanti dai processi industriali. Alla mobilità sostenibile è stato dedicato un intero capitolo che disciplina gli aiuti per la mobilità elettrica e per le infrastrutture di ricarica, incluso il settore marittimo. Sono inoltre disciplinati gli interventi di efficientamento energetico degli immobili, comprensivi delle batterie e delle ricariche per i veicoli elettrici. Viene anche riconosciuto ufficialmente che il finanziamento alle reti elettriche in monopolio naturale o legale non rappresenta aiuti di Stato. Infine, sono esclusi dallo scopo delle linee guida gli aiuti alle tecnologie nucleari e ai combustibili fossili. Rientrano invece nelle linee guida tutti i tipi di stoccaggio, incluso lo stand-alone, tra le tecnologie ammesse nella sezione dedicata agli aiuti per la riduzione delle emissioni di gas serra.

Nel corso del 2022 sono stati portati avanti i lavori relativi alla bozza di revisione del regolamento generale di esenzione per categoria (General Block Exemption Regulation - GBER) con importanti modifiche alle sezioni relative al clima, la protezione dell’ambiente e l’energia, incluso l’aggiornamento delle soglie di notifica, anche in risposta alla crisi energetica. Il GBER definisce specifiche categorie di aiuti di Stato che, a determinate condizioni, sono compatibili con il Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea (TFUE) ed esenta tali categorie dall’obbligo di notifica preventiva alla Commissione e dalla sua approvazione. La bozza di regolamento propone di ampliare la possibilità per gli Stati membri di finanziare diverse tipologie di progetti verdi, come la riduzione delle emissioni di CO₂ , la mobilità elettrica e le infrastrutture di ricarica; l’introduzione di nuove condizioni verdi che le grandi imprese ad alta intensità energetica devono soddisfare per ricevere aiuti sotto forma di aliquote fiscali ridotte o esenzioni dal pagamento degli oneri di sistema; lo stoccaggio, incluse le batterie; l’idrogeno sostenibile e le comunità energetiche rinnovabili. Il nuovo regolamento verrà pubblicato nei primi mesi del 2023 e avrà lo scopo di consentire maggiore flessibilità nei menzionati settori chiave a lungo termine.

Dal 1° gennaio 2022 si applicano le norme rivedute in materia di aiuti di Stato a favore di importanti progetti di comune interesse europeo (IPCEI). Tale normativa stabilisce i criteri per la valutazione, da parte della Commissione, degli aiuti che gli Stati membri concedono agli IPCEI transfrontalieri che pongono rimedio ai fallimenti del mercato e rendono possibili innovazioni d’avanguardia nei settori di importanza cruciale e investimenti in tecnologie e infrastrutture, con ricadute positive per tutta l’economia dell’UE. 

A dicembre 2021 per l’Italia e la Romania, a gennaio 2022 per la Grecia e a marzo 2022 per la Spagna, la Commissione Europea ha approvato la Carta per la concessione degli aiuti a finalità regionale con validità dal 1 º gennaio 2022 al 31 dicembre 2027 nel quadro degli orientamenti riveduti in materia di aiuti di Stato a finalità regionale. 

In data 12 maggio 2022 la Commissione Europea ha deciso di eliminare gradualmente il Quadro di riferimento temporaneo COVID per gli aiuti di Stato (COVID State Aid Temporary Framework - TF COVID), adottato il 19 marzo 2020 e modificato da ultimo il 18 novembre 2021 che ha coperto i fondi e i progetti del PNRR. Il Quadro temporaneo è scaduto in data 30 giugno 2022 per la maggior parte degli strumenti forniti. Il 31 dicembre 2022 è terminata la possibilità per gli Stati membri di emettere investimenti e misure di sostegno alla solvibilità. Tuttavia, sino al 30 giugno 2023 è garantita una transizione flessibile per la conversione degli strumenti di debito in altre forme di aiuto. Nell’ambito del TF COVID abbiamo lavorato sull’erogazione di aiuti per misure nazionali a finalità occupazionale anche in aree svantaggiate.

Lo scorso 23 marzo 2022 la Commissione Europea ha approvato il Quadro di riferimento temporaneo per gli aiuti in caso di crisi (Temporary Crisis Framework - TCF), che contrasta gli aumenti dei prezzi di energia elettrica e gas per affrontare le conseguenze dell’attuale crisi geopolitica dovuta anche alla situazione dell’Ucraina. Il TCF è stato modificato il 20 luglio 2022 includendo nuove misure in linea con il piano REPowerEU relative a un’accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili e alla facilitazione della decarbonizzazione dei processi industriali. Un’ulteriore modifica è stata approvata a ottobre 2022 ai fini di semplificare ulteriormente lo sviluppo delle rinnovabili, allineare il Quadro alle misure emergenziali in risposta alla crisi energetica (per es., interventi della riduzione della domanda) e includere garanzie statali per la liquidità dei collaterali nel mercato di scambio dell’energia. Dall’inizio della sua approvazione alla fine del 2022 sono stati erogati 672 miliardi di euro nel contesto del TCF. In particolare, il 53% degli aiuti di Stato approvati è stato notificato dalla Germania, il 24% dalla Francia e il 7% dall’Italia.

Il 19 ottobre 2022 la Commissione Europea ha pubblicato la nuova Disciplina degli aiuti di Stato a favore di ricerca, sviluppo e innovazione.

Nell’ambito del progetto IPCEI Hydrogen Technology (Carlentini), abbiamo contribuito alla risoluzione della richiesta di informazioni da parte di DG Competition (aiuti market failure) e alla valutazione positiva del progetto affinché venisse selezionato per la fase di notifica finale a Bruxelles. L’approvazione dell’IPCEI Hydrogen Technology è avvenuta in data 15 luglio 2022. Parallelamente, sono stati avviati i lavori per la selezione dei progetti nell’ambito dell’IPCEI Hydrogen Industry o IPCEI Hy2Use, approvato in data 21 settembre 2022. 

Nel corso del 2022 abbiamo continuato il monitoraggio dei fondi autorizzati dalla Commissione Europea per i Paesi rilevanti per il Gruppo nell’ambito del TF COVID e del TCF. 

L’8 giugno 2022 la Commissione ha approvato la misura spagnola e portoghese da 8,4 miliardi di euro volta a ridurre i prezzi all’ingrosso dell’elettricità nel mercato iberico abbassando i costi di produzione delle centrali elettriche a combustibili fossili.
Il 26 luglio 2022 la Commissione ha approvato il regime italiano da 700 milioni di euro a sostegno delle PMI e delle aziende MidCap colpite dalla crisi in Ucraina attraverso sovvenzioni dirette. Parallelamente, è stato approvato anche un meccanismo di garanzia sui prestiti da 10 miliardi di euro predisposto dall’Italia per sostenere le imprese di vari settori nel contesto della crisi ucraina. 
Il 5 settembre 2022 la Commissione ha approvato il regime di aiuti greco del valore di 341 milioni di euro che fornisce sovvenzioni agli investimenti e sostegno operativo agli impianti di stoccaggio dell’energia elettrica, parzialmente finanziati dal Recovery and Resilience Facility (Case SA.64736).
Il 30 settembre 2022 la Commissione ha approvato il regime italiano da 2 miliardi di euro per la riassicurazione del rischio di credito (SACE) legato agli scambi di gas naturale ed energia elettrica nel contesto di crisi.
Il 5 ottobre 2022 la Commissione ha approvato una misura italiana da 21,1 milioni di euro per sostenere Poste Italiane nella realizzazione di infrastrutture di ricarica.
Il 15 novembre 2022 la Commissione ha approvato uno schema italiano da 500 milioni di euro che prevede sovvenzioni dirette per le acquisizioni e le attività di retrofitting che sostituiscono le imbarcazioni a basse prestazioni ambientali con imbarcazioni pulite e a zero emissioni.
In data 20 dicembre 2022 la Commissione ha approvato le modifiche al regime di garanzia italiano esistente, compreso un aumento del budget fino a 23 miliardi di euro, per sostenere le imprese nel contesto della crisi ucraina. Il bilancio complessivo della misura non supera i 33 miliardi di euro.

Nel 2022 è continuato il nostro supporto alla valutazione degli aspetti aiuti di Stato dei progetti prioritari per il Gruppo nell’ambito del PNRR. 

A ottobre 2022 il Consiglio Europeo ha approvato il regolamento su misure di emergenza per ridurre i prezzi dell’energia. Il regolamento include un tetto sui ricavi di mercato per produttori inframarginali (es rinnovabili, nucleare) pari a 180 €/MWh. I ricavi al di sopra di questa soglia verranno recuperati a un tasso (clawback tax) del 90-100% da dicembre 2022 al giugno 2023 e ridistribuiti ai consumatori per sostenere i costi energetici. La soglia imposta dall’UE è superiore ai prezzi medi registrati in molti Stati membri per la generazione inframarginale. Molti Stati membri stanno adottano misure più stringenti. 

Gli utili eccedenti generati da imprese e stabili organizzazioni dell’Unione che svolgono attività nei settori del petrolio greggio, del gas naturale, del carbone e della raffinazione sono soggetti a un contributo di solidarietà temporaneo obbligatorio, a meno che gli Stati membri non abbiano adottato misure nazionali equivalenti. Gli Stati membri provvedono a che le misure nazionali equivalenti adottate condividano obiettivi simili a quelli del contributo di solidarietà temporaneo di cui al presente regolamento, siano soggette a norme analoghe e generino proventi comparabili o superiori ai proventi stimati del contributo di solidarietà. Il contributo di solidarietà temporaneo per le imprese e le stabili organizzazioni dell’Unione che svolgono attività nei settori del petrolio greggio, del gas naturale, del carbone e della raffinazione, comprese quelle che fanno parte di un gruppo consolidato unicamente a fini fiscali, è calcolato sugli utili imponibili – determinati in base alla normativa fiscale nazionale, nell’esercizio fiscale 2022 e/o nell’esercizio fiscale 2023 e per tutta la rispettiva durata – che eccedono un aumento del 20% degli utili imponibili medi, determinati secondo la normativa tributaria nazionale, nei quattro esercizi fiscali che iniziano il 10 gennaio 2018 o successivamente. Qualora la media degli utili imponibili di tali quattro esercizi fiscali sia negativa, ai fini del calcolo del contributo di solidarietà temporaneo l’utile imponibile medio è pari a zero. 

Produzione e mercato all’ingrosso Per l’anno 2022 e per il 2023 sono stati ammessi al reintegro dei costi gli impianti di Sulcis, Portoferraio e Assemini. L’impianto di Porto Empedocle è soggetto a regime di reintegro costi pluriennale fino al 2025; mentre gli impianti ubicati sulle isole minori accedono di diritto alla remunerazione dei costi per tutti gli anni in cui sono dichiarati essenziali, incluso il 2022 e il 2023. L’ammissione al regime di reintegro dei costi garantisce la copertura dei costi di funzionamento dei suddetti impianti, comprensiva di una quota di remunerazione del capitale investito. Il reintegro dei costi di generazione, al netto dei ricavi conseguiti dagli impianti, è disposto dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) attraverso provvedimenti di acconto e il riconoscimento di un saldo finale sulla base di istanze presentate dall’operatore. Per il 2022 e il 2023 la restante parte di capacità essenziale è stata contrattualizzata nell’ambito di contratti alternativi che prevedono l’obbligo, su MSD (Mercato dei Servizi di Dispacciamento), di offerta a salire/scendere a prezzi non superiori/inferiori a valori individuati sulla base di metodologie definite da ARERA a fronte di un premio fisso.

Nel corso del 2022 ARERA ha riformato i criteri di valorizzazione delle componenti di costo relative al gas naturale e agli oneri connessi agli obblighi del meccanismo Emission Trading System (ETS) rilevanti per gli impianti essenziali in regime di reintegro e sotto contratto alternativo, al fine di riflettere in modo più corretto il valore spot delle commodity sottostanti detti oneri in un contesto di accresciuta variabilità delle quotazioni di riferimento. Nel dettaglio, con la delibera n. 452/2022/R/eel ARERA ha rivisto i criteri di valorizzazione dei costi del gas naturale rilevanti introducendo dal 1° ottobre 2022 una indicizzazione con frequenza settimanale alle quotazioni registrate nel Mercato del Bilanciamento nazionale, che sostituisce il precedente meccanismo di indicizzazione di tipo trimestrale e relativo alle quotazioni registrate sulla piattaforma olandese Title Transfer Facility (TTF). Con la delibera n. 532/2022/R/eel tale disciplina è stata confermata anche per il 2023. Con tale delibera ARERA ha inoltre stabilito per il 2023 di passare da un’indicizzazione mensile a una settimanale per il calcolo della componente di costo relativo agli obblighi ETS.

Per far fronte alle criticità di approvvigionamento del gas nell’anno termico 2022/2023, con il decreto legge 14/2022 (c.d. “DL Ucraina”) è stata introdotta la possibilità da parte del Ministero della Transizione Ecologica (MiTE) di richiedere a Terna la massimizzazione della produzione termoelettrica da impianti con potenza maggiore di 300 MW e alimentati con combustibili alternativi al gas, nonché da impianti a bioliquidi. Il decreto legge prevede altresì misure di coordinamento tra le istituzioni competenti per il rilascio di deroghe ambientali eventualmente necessarie all’esercizio degli impianti interessati dalla massimizzazione e demanda ad ARERA la definizione delle regole di offerta di detti impianti e di ristoro degli oneri sostenuti in seguito all’attivazione della misura.
Con Atto d’Indirizzo del 1° settembre 2022, il MiTE ha chiesto a Terna di predisporre e avviare un programma di massimizzazione della produzione alternativa al gas per il periodo 19 settembre 2022 - 31 marzo 2023 per consentire un risparmio di 1,8 Mld/m3 gas, minimizzando il ricorso alle deroghe ambientali.
Terna ha individuato gli impianti coinvolti e avviato il 19 settembre il Piano di massimizzazione. Per Enel sono stati inclusi gli impianti a carbone di Sulcis, Fusina, Torrevaldaliga Nord e Brindisi.
Con la delibera n. 430/2022/R/eel, ARERA ha stabilito quanto segue:

• per gli impianti interessati già soggetti alla disciplina degli impianti essenziali in regime di reintegro dei costi (impianto di Sulcis) continuano ad applicarsi le regole di offerta e reintegro dei costi di produzione già previsti;
• per gli altri impianti, l’operatore è tenuto a presentare offerte relative al programma di massimizzazione comunicato da Terna al prezzo minimo tecnico sui mercati dell’energia e al costo variabile riconosciuto (CVR) a ciascuna unità di generazione in MSD. Terna riconosce all’operatore l’eventuale differenziale positivo tra il prezzo conseguito sul mercato dell’energia e il CVR; mentre per le offerte accettate in vendita in MSD Terna riconosce all’operatore il prezzo zonale MGP (Mercato del Giorno Prima) se maggiore del CVR. Nel caso in cui i ricavi non siano sufficienti a coprire anche i costi fissi sostenuti nel periodo di massimizzazione, l’operatore può richiedere ad ARERA il ristoro di detti oneri, a eccezione della remunerazione e ammortamento del capitale investito nell’impianto prima dell’avvio della procedura di massimizzazione.

Con la delibera n. 433/2021/R/eel ARERA ha definito il valore del tasso di remunerazione del capitale investito per gli impianti essenziali ammessi a reintegro dei costi per il 2022, confermando il valore del 7% previsto per il 2021. 260 Relazione finanziaria annuale consolidata 2022 Con la delibera n. 532/2022/R/eel ARERA ha modificato con decorrenza dall’anno 2023 la metodologia di determinazione del tasso di remunerazione nominale applicato al capitale investito per gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ammessi a regime di reintegro. La nuova metodologia prevede il calcolo del WACC reale secondo le regole vigenti per la remunerazione dei servizi infrastrutturali di cui alla delibera n. 614/2021/R/com (c.d. “TIWACC”) e la conversione in WACC nominale sulla base delle aspettative inflazionistiche BCE per l’anno di competenza. Nel dettaglio, il WACC è ottenuto applicando i parametri previsti per la trasmissione elettrica, con eccezione del rischio specifico (beta asset) fissato pari al valore previsto per la distribuzione elettrica (0,4). È prevista inoltre una maggiorazione dello 0,2% per tener conto di ogni ulteriore onere e rischio connesso alla generazione essenziale in regime di reintegro dei costi. La delibera fissa il valore del WACC nominale per il 2023 in base alla nuova metodologia nella misura pari all’11,9%. Tale valore sarà aggiornato annualmente in funzione dell’evoluzione dei parametri finanziari di calcolo.

In data 28 giugno 2019 il Ministro dello Sviluppo Economico ha approvato, mediante decreto, la disciplina definitiva del meccanismo di remunerazione della capacità (c.d. “capacity market”). In data 6 novembre e 28 novembre 2019 si sono svolte le due aste madri con consegna rispettivamente 2022 e 2023: Enel è risultata assegnataria di capacità per entrambi gli anni di consegna. Alcuni operatori e un’associazione di categoria del settore hanno impugnato il decreto e gli esiti delle due aste dinanzi al TAR Lombardia. Due operatori hanno impugnato anche la decisione della Commissione Europea di approvazione del meccanismo italiano dinanzi al Tribunale UE. Con due sentenze del 7 settembre 2022 il Tribunale UE ha respinto i suddetti ricorsi e le due società ricorrenti non hanno impugnato la sentenza dinanzi alla Corte di Giustizia dell’Unione Europea, per cui il contenzioso è concluso.
I contenziosi sono invece ancora prendenti dinanzi al TAR Lombardia, il quale aveva sospeso ad aprile 2021 il proprio giudizio in attesa delle pronunce del Tribunale UE, avendo ravvisato una questione di pregiudizialità rispetto a tali procedimenti.

Con il decreto del Ministro della Transizione Ecologica (DM MiTE) 28 ottobre 2021 è stata approvata la nuova Disciplina del mercato della capacità, da applicare alle aste con consegna dall’anno 2024. In esecuzione del decreto, Terna ha indetto le procedure concorsuali per l’anno 2024 che si sono svolte il 21 febbraio 2022. In tale asta Enel si è aggiudicata sia contratti annuali per circa 10,4 GW di capacità esistente con consegna nel 2024, sia contratti per circa 1,5 GW di capacità nuova con durata di 15 anni dal 2024 al 2038. Ai sensi del decreto, sulla base degli esiti dell’asta 2024, sarà valutata l’indizione dell’eventuale asta per consegna relativa all’anno 2025.

A dicembre 2021 due operatori hanno presentato due ricorsi al TAR Lombardia con i quali hanno impugnato il DM MiTE del 28 ottobre 2021, la Disciplina del Mercato della Capacità del 2021 di Terna e le delibere ARERA di definizione del quadro per l’esecuzione dell’asta di capacità per il 2024 (ed eventualmente per il 2025). A maggio 2022 le medesime società hanno inoltre impugnato il rendiconto dettagliato degli esiti dell’Asta Madre per l’anno 2024, pubblicato da Terna.

A marzo 2022 ARERA, con la delibera n. 83/2022/R/eel, è intervenuta d’urgenza per modificare le modalità di calcolo dello strike price del capacity market. La delibera è stata adottata per far fronte all’estrema volatilità dei mercati degli ultimi mesi, introducendo un meccanismo di indicizzazione su base giornaliera delle componenti relative al costo della materia prima gas e degli oneri di emissione inclusi nel calcolo dello strike price. La nuova metodologia sostituisce le formule attuali che prevedono un’indicizzazione dello strike price su base mensile. Le modifiche introdotte hanno efficacia dal 5 marzo 2022 e si applicano fino a successivo provvedimento ARERA.

In attuazione del quadro normativo comunitario, con la delibera n. 523/2021/R/eel, viene introdotta dal 1° aprile 2022, una modifica della disciplina degli sbilanciamenti che estende il meccanismo del “single pricing” per la valorizzazione degli sbilanciamenti di tutte le unità, incluse le abilitate al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). La riforma comporta il superamento del meccanismo di prezzo duale, applicato alle unità abilitate al MSD e maggiormente oneroso. Contestualmente, al fine di disincentivare quegli sbilanciamenti che potrebbero determinare un aumento dei costi di sistema, la nuova disciplina estende alle unità abilitate al MSD il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale e rivede la struttura dei corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento.

A fine novembre 2021 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il decreto legislativo n. 199/2021 recante attuazione della Direttiva 2018/2001 sulla promozione delle fonti rinnovabili. Tale decreto contiene anche disposizioni sulle configurazioni di autoconsumo e comunità energetiche rinnovabili, già oggetto in Italia della disciplina sperimentale introdotta dalla legge n. 8/2020 (conversione del decreto legg n. 162/2019 “Milleproroghe”) e dai successivi provvedimenti attuativi (delibera ARERA n. 318/2020/R/ eel e decreto ministeriale 16 settembre 2020 del Ministero dello Sviluppo Economico).

In attuazione del decreto legislativo n. 199/2021, ARERA ha approvato, lo scorso 27 dicembre 2022, il Testo Integrato dell’Autoconsumo Diffuso (TIAD) che definisce il nuovo quadro regolatorio in materia di comunità energetiche e configurazioni di autoconsumo diffuso. Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) dovrà aggiornare i meccanismi di incentiAspetti normativi e tariffari 261 vazione per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo o in comunità energetiche rinnovabili di cui alla disciplina sperimentale. Nelle more dell’adozione dei provvedimenti attuativi da parte del MASE, continua ad applicarsi quanto previsto dalla disciplina transitoria.

Il decreto legge 27 gennaio 2022, n. 4, convertito dalla legge 28 marzo 2022, n. 25, ha introdotto un meccanismo di restituzione per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili incentivati tramite conto energia e per tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non incentivati ed entrati in esercizio entro gennaio 2010. I produttori devono restituire la differenza tra il prezzo di mercato, o il prezzo contrattato per la vendita a termine, e un prezzo di riferimento individuato dal medesimo decreto per ciascuna zona di mercato (in media 60 €/MWh). Le modalità attuative di tale meccanismo sono state individuate da ARERA con la delibera n. 266/2022/R/eel. Il decreto legge 9 agosto 2022, n. 115, convertito dalla legge 21 settembre 2022, n. 142, ha introdotto alcune modifiche al provvedimento di gennaio estendendo il periodo di applicazione, inizialmente previsto da febbraio a dicembre 2022, fino a giugno 2023 e specificando che, per i gruppi verticalmente integrati, rilevano esclusivamente i contratti stipulati tra le imprese del gruppo, anche non produttrici, e altre persone fisiche o giuridiche esterne al gruppo societario.

Il TAR Lombardia, il 1° dicembre 2022, ha accolto i ricorsi di alcuni operatori contro la delibera ARERA n. 266/2022/R/eel, annullando la delibera e le regole tecniche. Il 18 gennaio 2023 il Consiglio di Stato, accogliendo l’istanza cautelare promossa da ARERA, ha pubblicato le ordinanze con cui ripristina la delibera 266/2022.

Infine, la Legge di Bilancio 2023 (legge 29 dicembre 2022, n. 197), recependo quando stabilito dal Regolamento Europeo 1854/2022, estende il meccanismo di restituzione agli impianti non interessati dal decreto legge 27 gennaio 2022, n. 4, fissando un cap pari a 180 €/MWh. Il decreto legge 1° marzo 2022, n. 17 (art. 21) ha previsto l’ottimizzazione del ciclo di iniezione del gas al fine di portare il riempimento degli stoccaggi nazionali ad almeno il 90% delle capacità disponibili, anche mediante particolari condizioni di esercizio degli stoccaggi, nonché mediante le relative modalità di allocazione dello spazio di stoccaggio di modulazione e i relativi obblighi di iniezione.

Dando seguito alle disposizioni normative, ARERA, con la delibera n. 110/2022/R/gas, al fine di incentivare il riempimento degli stoccaggi gas, ha previsto prezzi di riserva nulli per tutte le procedure di conferimento di capacità di stoccaggio di modulazione. È stato previsto inoltre di non applicare i costi legati ai consumi tecnici delle centrali di compressione e di trattamento agli utenti dello stoccaggio. Con la delibera n. 165/2022/R/gas, inoltre, ARERA ha introdotto un meccanismo (c.d. “premio giacenza”) volto a incentivare ulteriormente il riempimento degli stoccaggi. In particolare, il meccanismo prevede il riconoscimento di un premio agli utenti dello stoccaggio in base all’ammontare dei volumi di gas presenti in stoccaggio al termine della fase di iniezione. 

Regio Decreto Legge 6/2022, del 29 marzo, che adotta misure urgenti nell’ambito del Piano nazionale per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina, Regio Decreto Legge 11/2022, del 25 giugno, che adotta e proroga alcune misure per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina, per affrontare situazioni di vulnerabilità sociale ed economica e per il recupero economico e sociale dell’isola di La Palma.

Il 30 marzo 2022 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) il Regio Decreto Legge 6/2022 del 29 marzo, che approva alcune misure che fanno parte del Piano nazionale per rispondere alle conseguenze della guerra in Ucraina. Nel settore dell’energia, questo regio decreto legge include diverse misure, alcune delle quali sono state prorogate fino al 31 dicembre 2022 dal Regio Decreto Legge 11/2022 del 25 giugno e fino al 31 dicembre 2023 dal Regio Decreto Legge 18/2022 del 18 ottobre e dal Regio Decreto Legge 20/2012 del 27 dicembre. Alcune delle misure più rilevanti sono le seguenti:

• proroga fino al 31 dicembre 2023 l’obbligo di pagamento che il Regio Decreto Legge 17/2021, del 14 settembre, ha stabilito per gli impianti di generazione non emittenti, in misura proporzionale alle presunte maggiori entrate che tali impianti avrebbero ottenuto in seguito all’incorporazione nei prezzi dell’elettricità sul mercato all’ingrosso del valore del prezzo del gas naturale. L’energia coperta da contratti a termine a prezzo fisso prima del 31 marzo 2022 sarà esente dall’applicazione del meccanismo. Nel caso di strumenti di copertura con una durata pari o superiore a un anno e un prezzo fisso dopo il 31 marzo 2022, essi saranno esclusi se il prezzo fisso è pari o inferiore a 67 EUR/MWh. Nel caso di contratti bilaterali tra generazione e vendita al dettaglio dello stesso gruppo di impresa, il prezzo di copertura sarà il prezzo che i rivenditori trasferiscono ai consumatori finali e, in questo caso, il prezzo fisso esente sarà determinato aumentando il valore di 67 €/MWh nel margine di commercializzazione medio del settore;
• in via straordinaria, entro due mesi dall’entrata in vigore del presente regio decreto legge, un’ordinanza ministeriale aggiornerà i parametri di remunerazione per gli impianti rinnovabili, di cogenerazione e di rifiuti, tenendo conto come prezzi di mercato e dell’anidride carbonica i valori dei prezzi forward durante la seconda metà del 2021. Inoltre, a partire dal 2023 incluso, è stato eliminato il meccanismo di aggiustamento per le deviazioni 262 Relazione finanziaria annuale consolidata 2022 dal prezzo di mercato, al fine di incoraggiare la vendita a termine di energia da parte di questi impianti. Tuttavia, il Regio Decreto Legge 10/2022, del 13 maggio, ha ripristinato il meccanismo di aggiustamento per le deviazioni dal prezzo di mercato, incorporando riferimenti al prezzo forward in relazione al prezzo previsto;
• vengono stabilite procedure specifiche per promuovere lo snellimento delle procedure di autorizzazione di nuovi impianti rinnovabili o di impianti in fase di realizzazione, per progetti eolici fino a 75 MW e progetti fotovoltaici fino a 150 MW, con linee di connessione inferiori a 15 kW, attraverso procedure semplificate;
• per quanto riguarda le gare di accesso, tra gli altri aspetti, per due anni dalla pubblicazione del regio decreto legge, nei nodi in cui si sono svolte le gare di capacità, il 10% della capacità disponibile riservata sarà rilasciato per impianti rinnovabili (collegati alla trasmissione o alla distribuzione) in autoconsumo;
• in via eccezionale, per il triennio 2023-2025, i distributori di energia elettrica devono includere nei loro piani di investimento, debitamente identificati, interventi per aumentare la capacità della loro rete per consentire l’evacuazione di energia da fonti rinnovabili e l’autoconsumo, che devono rappresentare almeno il 10% dell’investimento con diritto alla remunerazione a carico del sistema in ciascun anno e devono essere prioritariamente destinati alle aree in cui vi è una carenza di capacità di accesso per le energie rinnovabili;
• le riserve strategiche di gas naturale passeranno da 20 giorni di consumo a 27,5 giorni, con una maggiore flessibilità.

Regio Decreto Legge 10/2022, del 13 maggio, che stabilisce temporaneamente un meccanismo di adeguamento dei costi di produzione per ridurre il prezzo dell’elettricità nel mercato all’ingrosso.
Il 14 maggio 2022 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) il Regio Decreto Legge 10/2022 del 13 maggio, che stabilisce temporaneamente un meccanismo di adeguamento dei costi di produzione per ridurre il prezzo dell’elettricità nel mercato all’ingrosso. Questa misura stabilisce un meccanismo di adeguamento dei costi di produzione delle tecnologie marginali per i combustibili fossili, con l’obiettivo di ottenere una riduzione equivalente del prezzo di chiusura del mercato all’ingrosso, fino al 31 maggio 2023. In base a questo meccanismo viene stabilito un aggiustamento basato sulla differenza tra un prezzo di riferimento per il gas consumato dalle centrali termoelettriche (40 €/ MWh per sei mesi, con un aumento successivo di 5 €/MWh al mese, fino ad arrivare a 70 €/MWh) e il prezzo spot del gas sul mercato organizzato spagnolo (MIBGAS). Questo meccanismo sarà applicabile agli impianti a ciclo combinato, a carbone e di cogenerazione non coperti da alcuno schema di remunerazione regolamentato. L’importo dell’aggiustamento sarà distribuito tra quella parte della domanda iberica che ne beneficia direttamente, o perché acquista energia a un prezzo direttamente riferito al valore del mercato all’ingrosso o perché ha firmato o rinnovato un contratto che tiene già conto dell’effetto benefico del meccanismo sui prezzi all’ingrosso. Per quanto riguarda quest’ultimo aspetto, le unità di accumulo, sia batterie sia pompaggio, così come le unità di fornitura dei servizi di generazione ausiliari, sono escluse dal pagamento del costo di aggiustamento. L’entrata in vigore di questo meccanismo era subordinata all’autorizzazione della Commissione Europea, concessa l’8 giugno 2022, a seguito della quale il Ministero per la Transizione Ecologica e la Sfida Demografica (MITECO) ha approvato l’Ordinanza TED/517/2022, dell’8 giugno, che stabilisce il 14 giugno 2022 come data di inizio dell’applicazione del meccanismo (per la chiusura di mercato del 15 giugno 2022).
Inoltre, questo regio decreto legge include altri aspetti:

• viene stabilito un mandato per introdurre un riferimento ai prezzi di mercato a termine, incorporando una componente di prezzo basata su un paniere di prodotti (annuale, trimestrale e mensile) e una componente di prezzo di mercato giornaliero e infragiornaliero, in modo che la nuova formula per la definizione del costo dell’energia del Prezzo Volontario per il Piccolo Consumatore (PVPC) possa iniziare a essere applicata all’inizio del 2023. A questo proposito, il MITECO ha avviato la procedura di audizione per un progetto di Regio Decreto che modifica, tra gli altri aspetti, la formula del costo dell’energia del Prezzo Volontario per il Piccolo Consumatore (PVPC), incorporando, insieme al prezzo di mercato giornaliero e infragiornaliero, un paniere di prodotti a termine. Si prevede inoltre l’incorporazione nel PVPC del costo del finanziamento del Bonus Sociale da parte degli operatori di mercato di riferimento. La bozza del regio decreto modifica anche l’ambito di applicazione del PVPC, che si applicherebbe ai clienti domestici e alle microimprese con potenza contrattuale fino a 10 kW. Infine, vengono apportate alcune modifiche alle norme che regolano i Territori Non Peninsulari (TNP);
• il regime per l’installazione delle energie rinnovabili, la cogenerazione e le strutture per i rifiuti viene modificato, ristabilendo l’aggiustamento per la deviazione dal prezzo di mercato e incorporando un paniere di prezzi nella previsione dei prezzi per il futuro che includerà sia il mercato giornaliero sia i riferimenti a termine (annuali, trimestrali e mensili), con pesi diversi.

Regio Decreto Legge 17/2022, del 20 settembre, che adotta misure urgenti nel settore dell’energia, nell’applicazione del sistema di remunerazione degli impianti di cogenerazione e nella riduzione temporanea dell’aliquota dell’Imposta sul Valore Aggiunto (IVA) applicabile alle consegne, alle importazioni e agli acquisti intracomunitari di determinati combustibili.
Il 21 settembre 2022 è stato pubblicato il Regio Decreto Legge 17/2022 del 20 settembre, contenente alcune misure urgenti nel settore dell’energia, alcune delle quali sono Aspetti normativi e tariffari 263 state successivamente prorogate dal Regio Decreto Legge 20/2022 del 27 dicembre. Le misure adottate sono le seguenti:

• possibilità per gli impianti di cogenerazione di rinunciare temporaneamente alla remunerazione regolamentata per partecipare al meccanismo di adeguamento dei costi di produzione definito nel Regio Decreto Legge 10/2022 del 13 maggio;
• creazione di un nuovo servizio di risposta attiva alla domanda attraverso aste gestite dall’operatore di sistema; • maggiore flessibilità nella determinazione della capacità delle reti di trasmissione e snellimento e semplificazione delle procedure per i progetti rinnovabili;
• riduzione dell’imposta sul valore aggiunto (IVA) dal 21% al 5% sulle forniture di gas naturale, pellet, bricchette e legna da ardere, fino al 31 dicembre 2023;
• applicazione dell’intera eccedenza risultante dall’esercizio 2021 per coprire disallineamenti temporanei e scostamenti transitori tra ricavi e costi nell’esercizio 2022.

Regio Decreto Legge 18/2022, del 18 ottobre, che approva misure per rafforzare la protezione dei consumatori di energia e contribuire alla riduzione del consumo di gas naturale in applicazione del “Piano +Sicurezza per la tua energia (+SE)”, nonché misure relative alla retribuzione del personale del settore pubblico e alla protezione dei lavoratori agricoli temporanei colpiti dalla siccità
Il 19 ottobre 2022 è stato pubblicato il Regio Decreto Legge 18/2022 che attua alcune delle misure previste dal “Piano +Sicurezza Energetica”. Gli aspetti più rilevanti sono i seguenti:

• il meccanismo di riduzione dell’eccesso di remunerazione del mercato dell’energia elettrica causato dall’alto prezzo del gas naturale sui mercati internazionali, introdotto dal Regio Decreto Legge 17/2021 del 14 settembre, viene prorogato fino al 31 dicembre 2023;
• nei Territori Non Peninsulari (TNP), e fino all’approvazione dell’ordinanza che sviluppa il meccanismo di asta del combustibile, viene introdotto un nuovo sistema di prezzi di dispacciamento del combustibile più dinamico, basato su un calcolo mensile, per migliorare l’efficienza del dispacciamento e ridurre i costi in eccesso.

Legge 38/2022, del 27 dicembre, che stabilisce prelievi temporanei sugli istituti energetici e di credito finanziario, attraverso cui si crea l’imposta temporanea di solidarietà sulle grandi fortune e modifica alcune norme fiscali
Il 30 agosto 2022, i gruppi parlamentari socialisti e i partiti che fanno parte del Governo hanno presentato un disegno di legge per l’istituzione di prelievi temporanei sui settori dell’energia e delle banche.
Il 28 dicembre 2022 la legge è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE), dopo l’approvazione del Parlamento spagnolo.

Per quanto riguarda la tassa sull’energia, gli aspetti principali di questa legge sono i seguenti:

• negli anni 2023 e 2024, viene stabilita un’imposta temporanea pari all’1,2% del fatturato netto derivante dall’attività svolta in Spagna nell’anno solare precedente a quello in cui sorge l’obbligo di pagamento (che si genera il primo giorno dell’anno solare);
• dall’importo netto del fatturato sono escluse le entrate corrispondenti all’Imposta sugli Idrocarburi, all’Imposta Speciale della Comunità Autonoma delle Isole Canarie sui Combustibili derivati dal Petrolio e ai Prelievi Complementari sui Combustibili e sui Combustibili a base di Petrolio a Ceuta e Melilla, che sono state pagate o sostenute a titolo di rivalsa. Inoltre, l’importo netto del fatturato escluderà quello corrispondente alle attività regolate, intese come fornitura a prezzo regolato (PVPC per l’energia elettrica, TUR per il gas, GPL imbottigliato e GPL convogliato), i ricavi regolati delle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica e del gas naturale e, nel caso di generazione con remunerazione regolata e remunerazione aggiuntiva nei territori non continentali, tutti i ricavi degli impianti, compresi quelli rispettivamente ricevuti dal mercato e dal dispacciamento economico;
• nel caso in cui le società facciano parte di un gruppo fiscale, tassato in base al regime fiscale consolidato, il fatturato netto sarà determinato con riferimento a tale gruppo;
  
• questa imposta avrà la natura giuridica di prestazione patrimoniale di carattere pubblico non fiscale e non sarà considerata una spesa deducibile ai fini della base imponibile dell’imposta sul reddito delle società, né potrà essere trasferita a terzi.
  

Regio Decreto 20/2022, del 27 dicembre, sulle misure per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina e per sostenere la ricostruzione dell’isola di La Palma e di altre situazioni di vulnerabilità.
Il 28 dicembre 2022 è stato pubblicato il Regio Decreto Legge 20/2022 del 27 dicembre, i cui aspetti più rilevanti 264 Relazione finanziaria annuale consolidata 2022 sono i seguenti:

• l’ambito di applicazione dell’eccezione iberica introdotta dal Regio Decreto Legge 10/2022, del 13 maggio, comprende gli impianti di cogenerazione e di rifiuti antecedenti al 2013 e con potenza compresa tra 50 MW e 100 MW, ai quali è consentito rinunciare temporaneamente al regime di remunerazione specifica, così come possono farlo attualmente gli impianti di cogenerazione;
• al fine di prevenire azioni speculative nel settore delle energie rinnovabili ed evitare la saturazione delle amministrazioni, si stabilisce che alcune procedure che i promotori hanno depositato presso l’ente competente saranno sospese per un periodo di 18 mesi nei nodi riservati alle gare di capacità;
  
• sono stati compiuti progressi nella semplificazione e nell’accelerazione delle procedure autorizzative degli impianti rinnovabili;
  
• nell’ambito dell’autoconsumo, viene estesa da 1.000 a 2.000 metri la distanza per l’autoconsumo fotovoltaico negli impianti vicini alla rete, così come la loro ubicazione che, oltre a essere sui tetti, può essere su terreni industriali o in strutture il cui scopo principale non è la generazione di elettricità;
  
• nell’ambito della trasmissione di energia elettrica, si stabilisce che entro il 31 marzo 2023 il Governo avvierà la modifica dei piani di sviluppo della rete di trasmissione per includere azioni prioritarie per la transizione energetica e per consentire lo sviluppo della catena del valore industriale. In via eccezionale, queste azioni possono essere parzialmente finanziate con i fondi del Piano di ripresa, Trasformazione e Resilienza e non rientrano nei limiti di investimento per le società di trasmissione;
  
• vengono istituiti aiuti per le imprese ad alta intensità di gas per compensare l’aumento dei prezzi del gas naturale;
  
• infine, alcune misure per rendere più flessibili i contratti di fornitura di gas naturale sono state prorogate fino al 31 dicembre 2023.
  

Aste per le energie rinnovabili
Ai sensi dell’Ordinanza TED/1161/2020 del 4 dicembre, che regola il primo meccanismo d’asta per la concessione del regime economico per le energie rinnovabili e stabilisce il calendario indicativo per il periodo 2020-2025, il 28 luglio 2022 è stata pubblicata la risoluzione del 18 luglio 2022 che annuncia la terza asta per la concessione del regime economico per le energie rinnovabili. L’asta, che prevedeva una quota di 380 MW, si è svolta il 25 ottobre 2022. Allo stesso modo, il 5 agosto 2022 è stata pubblicata la risoluzione del 2 agosto 2022, che annunciava una quarta asta con una quota di 3.300 MW, svoltasi il 22 novembre 2022. Inoltre, nel corso del 2022 sono state approvate diverse ordinanze ministeriali che aggiornano la remunerazione di alcuni parametri retributivi delle strutture, ed è iniziata l’elaborazione dell’aggiornamento dei parametri per il semestre regolatorio che inizia nel 2023. 

Gare di accesso alla capacità in determinati nodi della rete di trasmissione
Il 10 giugno 2022 il Ministero per la Transizione Ecologica e la Sfida Demografica (MITECO) ha avviato l’elaborazione di una proposta di ordinanza per l’indizione di una gara d’appalto per la capacità di accesso a determinati nodi della rete di trasmissione, in conformità con le disposizioni del Regio Decreto 1183/2020, del 29 dicembre, sull’accesso e la connessione alle reti di trasmissione e distribuzione di energia elettrica, per una capacità totale di 5.844 MW. Inoltre, il 9 agosto 2022 è stata pubblicata la risoluzione del 3 agosto 2022 del Segretario di Stato per l’Energia, con la quale si è deciso di indire un’altra gara d’appalto per la capacità di accesso a determinati nodi della rete di trasmissione.

Ordinanza carburante nei Territori Non Peninsulari (TNP)
Il 30 dicembre 2022 è stata pubblicata l’Ordinanza TED/1315/2022, che attua la sentenza 1337/2021 della Corte Suprema, del 16 novembre 2021, relativa alla necessità di regolamentare le aste per la fornitura di carburante nei Territori Non Peninsulari (TNP) e altri aspetti di natura tecnica.
L’ordinanza stabilisce la procedura per lo svolgimento delle aste di combustibile, che si terranno ogni due anni e riguarderanno il prodotto immesso nella centrale (o la materia prima nel caso del gas proveniente dalle Isole Baleari).
Le aste saranno al ribasso e si baseranno su prezzi di partenza ottenuti aumentando i prezzi di riferimento del 10% (3% nel caso del gas naturale), che si applicheranno fino allo svolgimento delle aste e nel caso in cui le aste non si svolgano o vengano annullate. Applicabile a partire dal 27 gennaio 2022, il prezzo di riferimento per il gas naturale sarà il prezzo del Mercato Iberico del Gas (MIBGAS), mentre per gli altri combustibili è definito sulla base di una serie di indici internazionali, cui viene aggiunto un premio, ove opportuno. L’ordinanza riconosce anche i costi logistici per la consegna del prodotto all’impianto, che possono essere rivisti ogni tre anni.
Inoltre, l’ordinanza prevede anche l’uso del gas naturale nelle Isole Canarie e a Melilla, nonché del gas di petrolio liquefatto (GPL) nelle Isole Canarie, insieme ad altri combustibili meno inquinanti.

Enel Green Power Romania
La situazione finanziaria è stata influenzata dal contributo di solidarietà al fondo per la transizione energetica imposto già dal novembre 2021. Per il periodo gennaio-agosto 2022, l’80% dei ricavi superiori a 90 €/MWh è stato riscosso dallo Stato, mentre per il periodo settembre-dicembre 2022 è stato trattenuto il 100% dei ricavi superiori a 90 €/MWh. I costi per il bilanciamento e per le transazioni finanziarie dovevano essere coperti entro i 90 €/MWh, con conseguenze negative per la redditività dei produttori di energia elettrica che avevano bisogno di acquistare energia di bilanciamento per soddisfare i requisiti contrattuali o di copertura attraverso varie transazioni. I produttori devono trattenere i contributi al fondo per la transizione energetica per l’energia scambiata con i trader attraverso prodotti fisici o finanziari.

Enel Trade Energy
Un nuovo contributo per il fondo per la transizione energetica per i trader, i fornitori con attività di trading e gli aggregatori che commerciano elettricità e/o gas, è applicabile fino ad agosto 2023, a partire dal 1° settembre 2022. È consentito un margine di profitto del 2% per l’attività di trading, mentre la differenza di profitto deve essere versata al fondo per la transizione energetica. 

Mercato dell’energia e della capacità
Il Decreto governativo n. 238 del 13 aprile 2022 ha previsto un tasso di indicizzazione del 7,4% per le tariffe di capacità regolamentate per soggetti di generazione che iniziano a vendere capacità in aste di capacità a lungo termine (KOM) dal 1° gennaio 2022 dopo la cessazione del periodo di contratto di fornitura di capacità a lungo termine (DPM).

Revisione tariffaria - Introduzione di meccanismi transitori di stabilizzazione dei prezzi dell’energia elettrica
In data 2 novembre 2019 è stata pubblicata la Legge n. 21.185 del Ministero dell’Energia, che ha introdotto un meccanismo transitorio di stabilizzazione dei prezzi dell’energia elettrica per i clienti soggetti a regolazione tariffaria. Conseguentemente i prezzi da applicare ai clienti regolati nel secondo semestre del 2019 sono stati ricondotti a quelli applicati nel primo semestre 2019 (Decreto 20T/2018) e sono stati definiti come “Prezzi Stabilizzati a Clienti Regolati” (PEC).
Dal 1° gennaio 2021 e fino al termine di applicazione di tale meccanismo i prezzi da applicare saranno quelli fissati semestralmente in base all’art. 158 della Legge “Eléctrica” e non potranno essere superiori al livello dei PEC sopracitati adeguati per tener conto dell’Indice dei prezzi al consumo (inflazione).
Le eventuali differenze tra quanto fatturato applicando il meccanismo di stabilizzazione e la fatturazione teorica, considerando il prezzo che si sarebbe applicato in conformità alle condizioni contrattuali con le varie società di distribuzione di energia elettrica, saranno contabilizzate come crediti per fatture da emettere a favore delle società di generazione di energia elettrica per un massimo di 1.350 milioni di dollari statunitensi fino al 2023. Tali differenze si rileveranno in dollari statunitensi e non matureranno interessi fino a tutto il 2025. Eventuali sbilanciamenti a favore delle società di generazione si dovranno recuperare entro e non oltre il 31 dicembre 2027. Si segnala che il limite del fondo è stato raggiunto nel gennaio 2022.

Il 2 agosto 2022 il Ministero dell’Energia ha pubblicato la Legge n. 21.472 che istituisce un fondo di stabilizzazione tariffaria e un nuovo meccanismo di stabilizzazione temporanea dei prezzi dell’energia elettrica per i clienti soggetti a regolazione tariffaria. Con tale legge viene istituito un Meccanismo Transitorio di Tutela dei Clienti (MPC) che stabilizzerà i prezzi dell’energia complementare a quello previsto dalla Legge n. 21.185, per i clienti soggetti a regolazione dei prezzi forniti da società concessionarie del servizio pubblico di distribuzione disciplinato dalla Legge Generale dei Servizi Elettrici. Lo scopo dell’MPC sarà quello di pagare le differenze che si verificano tra la fatturazione delle imprese di distribuzione ai clienti finali per la componente energia e potenza, e l’importo che corrisponde al pagamento della fornitura di energia elettrica alle imprese di generazione. Le risorse contabilizzate per il funzionamento dell’MPC non possono superare i 1.800 milioni di dollari statunitensi e la loro validità sarà prorogata fino all’estinzione dei saldi originati dall’applicazione di questa legge. A partire dall’anno 2023, la Commissione Nazionale per l’Energia deve proiettare semestralmente il pagamento complessivo del consuntivo residuo per una data che non può essere successiva al 31 dicembre 2032.

Revisione tariffaria - Nuove risoluzioni
Il settore della generazione argentina è composto da società proprietarie di centrali di generazione elettrica. Le società di generazione di energia elettrica vendono sul mercato l’energia prodotta e la propria capacità a un prezzo stabilito dall’ente regolatore del mercato, CAMMESA, così come accade per il suo successivo adeguamento tariffario o per la sua attualizzazione. Attraverso la Risoluzione SE n. 826/2022 la Segreteria dell’Energia ha approvato due incrementi tariffari per le società di generazione per l’anno 2023, per un totale di +60%, in linea con la proiezione inflazionaria prevista dal budget nazionale 2023.
Di seguito si riassumono i punti principali toccati dalla risoluzione sopra citata:

• incrementi della remunerazione per il 2023: 
  • febbraio 2023 = 25%; 
  • agosto 2023 = 28%; 
• inoltre, sono stati approvati, retroattivamente, gli incrementi per l’anno 2022: +20% da settembre e + 10% da dicembre; 
• è stato introdotto un cambiamento nella definizione della remunerazione per la potenza disponibile nelle ore di punta per la generazione termica in quanto più in generale si parla di remunerazione per la potenza disponibile nelle ore di punta; 
• il prezzo della remunerazione non sarà più influenzato dalla remunerazione delle unità termiche nel caso di mancato rispetto della DIGO (Disponibilidad Garantizada Ofrecida); 
• CAMMESA dovrà effettuare controlli circa la disponibilità degli impianti in modo da verificare l’effettiva efficienza operativa delle macchine generatrici.

Revisione ordinaria della garanzia fisica degli impianti idroelettrici
Il 30 novembre il Ministero delle Miniere e dell’Energia ha pubblicato l’Ordinanza 709/2022 con la revisione ordinaria della garanzia fisica degli impianti idroelettrici di dispacciamento centralizzato nel Sistema Nazionale Interconnesso (SIN), che avviene ogni cinque anni. Gli impianti idroelettrici di Cachoeira Dourada e Volta Grande hanno avuto una riduzione del 5% dell’attuale garanzia fisica, rispettivamente di 374,6 e 219,1 MWmed. La revisione per questi impianti era una misura già prevista dal Gruppo.

Il decreto ministeriale 4 luglio 2019 ha previsto procedure concorsuali basate su aste al ribasso (selezione dei progetti in base al prezzo) e registri (selezione dei progetti in base a un criterio ambientale), in funzione della capacità installata e per gruppi di tecnologia, compreso il fotovoltaico. In particolare, fino a ottobre 2021, è stato previsto lo svolgimento di sette procedure con:

• aste al ribasso, per impianti di potenza superiore a 1 MW; 
• registri, per impianti di potenza inferiore a 1 MW. Al contrario dei precedenti decreti, il decreto ministeriale 4 luglio 2019 ha previsto una nuova modalità di sostegno alle fonti rinnovabili attraverso contratti per differenza a due vie, che fanno sì che il produttore aggiudicatario restituisca le eventuali differenze positive tra il prezzo zonale e il prezzo aggiudicato.
  Al 31 marzo 2022 il costo indicativo medio degli incentivi riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili in Italia era di circa 731 milioni di euro. Tale ammontare va confrontato con il tetto di 5,8 miliardi di euro, raggiunto il quale i meccanismi di incentivazione termineranno.

Il 30 novembre 2021 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, recante “Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili” (c.d. “Decreto Red II”).
Il Decreto ha previsto che la capacità non assegnata nelle procedure di gara di cui al DM 4 luglio 2019 venga rimessa all’asta in successive procedure nell’anno 2022, fino alla pubblicazione della nuova programmazione di gare per i successivi cinque anni. In attesa della nuova programmazione, nel corso del 2022 sono state pubblicate due ulteriori procedure di gara.
Inoltre, il provvedimento ha confermato i medesimi meccanismi di asta al ribasso per gli impianti di capacità superiore a 1 MW, prevedendo un’eccezione per gli impianti di potenza superiore a 10 MW che potranno accedere al meccanismo pur non avendo completato l’iter autorizzativo.
Gli impianti di capacità inferiore a 1 MW, invece, avranno accesso diretto agli incentivi, con eccezione degli impianti a tecnologia innovativa, i quali, invece, potranno accedere attraverso bandi specifici.

Rinnovabile Il Regio Decreto Legge 6/2022, del 29 marzo 2022, ha previsto diverse misure in tema di energia rinnovabile. Tra queste:

• la creazione di una procedura semplificata e abbreviata per l’elaborazione di alcuni progetti di energia rinnovabile; 
• un aggiornamento di alcuni aspetti specifici del regime di remunerazione delle energie rinnovabili definito dal Regio Decreto Legge 413/2014; 
• l’estensione del meccanismo di riduzione delle tariffe stabilito nel 2021 e la fissazione di un prezzo di riferimento di 67 €/MWh dal quale sono previste esenzioni per alcuni contratti bilaterali o infragruppo;
• l’obbligo che almeno il 10% degli investimenti dei distributori sia finalizzato alla creazione di nuova capacità di accesso per collegare la generazione rinnovabile. 

Il Consiglio dei Ministri del 13 maggio 2022 ha approvato il cosiddetto “Meccanismo iberico per limitare il prezzo del gas e ridurre l’elettricità”. Il meccanismo ha una durata di un anno ed è concepito per ridurre il prezzo dell’energia ai clienti del mercato regolato (in PVPC).

Il Regio Decreto Legge 11/2022, pubblicato il 25 giugno 2022, riduce l’imposta sul valore aggiunto sull’energia elettrica e mantiene la riduzione dell’imposta speciale sull’energia elettrica e la sospensione dell’imposta sul valore della produzione di energia elettrica.

Il Regio Decreto Legge 18/2022, pubblicato il 18 ottobre 2022, stabilisce una proroga delle misure previste dal Regio Decreto Legge 17/2021 fino al 31 dicembre 2023.

Il regio decreto legge del 27 dicembre 2022 stabilisce una proroga della riduzione al 5% dell’Imposta sul valore aggiunto dell’energia elettrica e la sospensione dell’imposta sul valore della produzione di energia elettrica (7%) fino al 31 dicembre 2023.

Inoltre, i suddetti regi decreti legge hanno incluso misure per accelerare e facilitare l’elaborazione di progetti di generazione di energia rinnovabile.

Il Parlamento greco ha votato la legge 4936/2022, pubblicata il 27 maggio 2022. L’art. 37 della medesima legge ha introdotto un’imposta straordinaria retroattiva sugli utili imprevisti sui ricavi lordi dei produttori che partecipano al mercato all’ingrosso (escluse le FER nell’ambito dei regimi FiT o FiP). La misura mira a mitigare l’effetto dei prezzi elevati dell’energia per i consumatori, finanziando sconti sulle loro bollette elettriche. Si applica per il periodo 1° ottobre 2021 - 30 giugno 2022 ed è al livello del 90%. Il calcolo esatto è stato introdotto nell’ottobre 2022 mediante decisione ministeriale. L’impatto sul FEG è stimato dall’autorità di regolazione a 1,8 miliardi di euro. 

La decisione ministeriale 70248/2434/2022, pubblicata il 7 luglio 2022, ha introdotto un meccanismo temporaneo nel mercato dell’energia elettrica nel contesto della risposta alla crisi energetica. Il nuovo meccanismo introduce un tetto ai ricavi dei produttori di energia elettrica, diverso a seconda del tipo di tecnologia. Il mercato all’ingrosso è regolato normalmente per evitare perturbazioni dei prezzi nel commercio transfrontaliero. La differenza tra il regolamento del mercato all’ingrosso e il limite viene trasferita al fondo per la transizione energetica che viene quindi utilizzato per sovvenzionare le bollette dei consumatori. Per i produttori rinnovabili che operano nel mercato all’ingrosso il cap è fissato a 85 €/MWh (per l’idroelettrico a 112 €/ MWh). Per i produttori di lignite e gas naturale i massimali sono calcolati e annunciati mensilmente. La formula utilizzata per calcolare il massimale per tali produttori prende in considerazione vari parametri per coprire i costi di produzione di energia elettrica e consentire un profitto ragionevole. Il meccanismo è entrato in vigore nel luglio 2022 e dovrebbe essere operativo entro luglio 2023. 

La decisione ministeriale 66576/5877/2022, pubblicata il 7 luglio 2022, ha determinato la capacità installata, mediante tecnologia degli impianti di generazione di energia FER, che viene messa all’asta attraverso una procedura di gara competitiva, il numero di procedure di gara competitive all’anno, il calendario per lo svolgimento delle procedure competitive e altre questioni relative alle procedure di gara competitive. Il regime di sostegno previsto per le gare d’appalto è previsto fino alla fine del 2024. 

La decisione ministeriale 84014/7123/2022, pubblicata il 13 agosto, ha determinato il quadro prioritario nella concessione di condizioni di connessione alla rete vincolanti per gli impianti FER e di stoccaggio forniti dal gestore della rete e dal gestore del sistema, comprese le aree designate come reti sature. Tra i cluster prioritari sono stati inclusi anche i progetti BESS+RES del FEGGH. Questo sviluppo è considerato importante in quanto Enel Green Power Hellas ha nella sua pipeline (sotto JDA) circa 1,42 GW RES + 2,46 GW BESS (54 progetti).

Nel 2022 l’applicazione delle disposizioni dell’Ordinanza governativa di emergenza n. 27/2022 relativa alle misure applicabili ai clienti finali nel mercato dell’energia elettrica e del gas naturale nel periodo 1° aprile 2022 - 31 marzo 2023 ha avuto un impatto sull’attività di Enel Green Power Romania. Il GEG ha imposto un contributo al fondo per la transizione energetica pagato da tutti i produttori di energia elettrica: il reddito aggiuntivo generato dai produttori di energia elettrica derivante dalla differenza tra il prezzo medio mensile di vendita netto dell’energia e il prezzo di riferimento di 450 RON/MWh (circa 91 €/MWh) è stato tassato al 100% (per alcuni mesi 80%). Solo il 5% dei costi degli squilibri è riconosciuto e per alcuni mesi i costi con i contratti finanziari non sono stati riconosciuti affatto. Inoltre, dal dicembre 2022 è stato introdotto l’obbligo per i produttori di energia elettrica che commercializzano quantitativi di energia elettrica sul mercato all’ingrosso, di trattenere alla fonte e versare il contributo al fondo per la transizione energetica dai redditi ottenuti da soggetti residenti/non residenti, relativi a contratti a lungo termine per la copertura del rischio di mercato.

Il Governo tedesco ha introdotto una tassa del 90% sui ricavi dei produttori di energie rinnovabili, nucleare, petrolio, rifiuti e lignite al di sopra di un certo prezzo (diverso per tecnologia), in vigore dal 1 ° dicembre 2022 e che dovrebbe durare fino alla fine di giugno 2023, con la possibilità di essere estesa fino al 30 aprile 2024. I proventi della tassa saranno utilizzati per finanziare le interruzioni dei prezzi dell’elettricità, del gas e del calore che sono al centro di un pacchetto da 200 miliardi di euro che la Germania ha lanciato in risposta agli alti prezzi all’ingrosso del gas naturale. Per le FER nell’ambito dei regimi di sostegno agli aiuti di Stato, il prezzo al di sopra del quale si applica l’imposta sui ricavi è il prezzo di esercizio dell’offerta più un margine di 30 €/MWh più il 10% dei ricavi di mercato (il contratto di differenza in Germania è 1-way). Per le FER esercenti il prezzo al di sopra del quale si applica l’imposta sui ricavi è di 100 €/MWh più 30 €/MWh di margine più il 10% dei ricavi di mercato. 

Lavoro forzato nella catena di approvvigionamento solare
Nel giugno 2021, in seguito a segnalazioni, la dogana di frontiera degli Stati Uniti ha emesso un “withhold release order” (WRO) sui prodotti a base di silicio realizzati dalla società Hoshine Silicon Industry Co. Ltd (Hoshine) e dalle sue controllate, poiché realizzati mediante lo sfruttamento della forza lavoro. Il WRO limita l’importazione negli Stati Uniti di prodotti in polisilicio realizzate da Hoshine. L’effetto sull’industria solare statunitense è stato il blocco delle spedizioni di moduli solari fotovoltaici da parte della dogana statunitense, con conseguente ritardo nella consegna delle spedizioni di attrezzature solari ai clienti finali, tra cui Enel. 
Tutti i produttori di apparecchiature solari fotovoltaiche hanno dovuto produrre una chiara documentazione della loro catena di fornitura atta a soddisfare le dogane statunitensi, in grado di dimostrare l’origine specifica del silicio di grado metallurgico nei prodotti solari fotovoltaici importati e di provare l’assenza di qualsiasi prodotto Hoshine in qualsiasi parte dei processi di estrazione o di produzione. Il Codice Etico e le procedure aziendali di Enel non consentono lo sfruttamento dei lavoratori da parte di nessun fornitore o subappaltatore del Gruppo. Ciononostante, Enel sta rafforzando i controlli e i requisiti di documentazione, rivedendo la propria catena di approvvigionamento e monitorando l’attuazione del WRO da parte dei funzionari doganali.

In modo autonomo ma collegato, nel dicembre 2021 il Presidente Biden ha firmato la legge “Uyghur Forced Labor Prevention Act” (UFLPA). L’UFLPA richiede alle dogane degli Stati Uniti di applicare una presunzione che le merci “estratte, prodotte o fabbricate in tutto o in parte” nella regione autonoma di Xinjiang Uyghur, siano fatte utilizzando lavoro forzato e, quindi, ne sia vietata l’importazione negli Stati Uniti.
Le merci coperte da questa presunzione non potranno entrare a meno che l’importatore non dimostri di aver:

• pienamente rispettato le linee guida e i regolamenti del Governo; 
• risposto in modo completo e sostanziale a tutte le richieste della dogana statunitense; e 
• stabilito “con prove chiare e convincenti” che le merci non sono state fatte utilizzando lavoro forzato.

Quella del polisilicio è una delle tre industrie particolarmente attenzionate ai fini dell’applicazione della WRO e questa attenzione si estende alle attrezzature solari fotovoltaiche che potrebbero contenere materie prime estratte nella regione autonoma dello Xinjiang Uyghur. L’attuazione della legge sarà guidata da un processo di regolamentazione amministrativa in corso dal febbraio 2022 e destinato a concludersi entro giugno 2022.

Il 21 giugno 2022 è entrato in vigore un elemento chiave dell’UFLPA: la presunzione relativa. D’ora in poi, qualsiasi bene estratto, prodotto o fabbricato in tutto o in parte nella Xinjiang Uygur Autonomous Region (XUAR), o da entità identificate in una nuova Entity List dell’UFLPA, si presumerà che sia stato realizzato con lavoro forzato e ne sarà vietato l’ingresso negli Stati Uniti. Per evitare il blocco della consegna delle merci da parte delle dogane statunitensi, gli importatori dovranno dimostrare se le merci da importare (o i loro componenti) sono state estratte, prodotte o fabbricate nella XUAR e/o se le merci da importare sono state acquistate da un fornitore identificato nella UFLPA Entity List. L’osservanza dell’UFLPA da parte degli importatori dovrebbe soddisfare quella dell’attuale Withhold Release Order (WRO) che blocca l’importazione di qualsiasi apparecchiatura solare contenente silicio di grado metallurgico prodotto da Hoshine. 

La natura privata dei blocchi delle dogane statunitensi rende difficile il monitoraggio dell’applicazione dell’UFLPA. A giugno 2022, secondo i media, le autorità doganali statunitensi hanno bloccato alcune importazioni di apparecchiature solari negli Stati Uniti ai sensi dell’UFLPA e hanno richiesto prove documentali che dimostrassero l’origine della quarzite presente nella catena di fornitura delle apparecchiature.

Dazi degli Stati Uniti sulle apparecchiature solari importate
Nel febbraio 2022 l’amministrazione Biden ha annunciato la sua decisione di estendere i dazi applicabili alle importazioni di pannelli solari. La decisione proroga la riscossione dei dazi per altri quattro anni, adottando al contempo una riduzione tariffaria annuale marginale; viene ridotto infatti, ogni anno dello 0,25%, il dazio sui pannelli solari importati. È importante notare che la decisione dell’amministrazione Biden conferma anche l’esclusione dai dazi dei moduli solari bifacciali, che sono il principale tipo di pannelli solari utilizzati da Enel per i suoi progetti utility-scale negli Stati Uniti. 

Dazi degli Stati Uniti sui prodotti cinesi importati
Nel 2018, un’indagine dell’US Trade Representative (USTR), ai sensi dell’art. 301, ha stabilito che gli atti, le politiche e le pratiche della Cina in materia di trasferimento tecnologico, proprietà intellettuale e innovazione sono irragionevoli e discriminatorie.
Di conseguenza, sono state pubblicate cinque liste (Lista 1, 2, 3, 4A e 4B), ognuna delle quali identifica diversi prodotti cinesi soggetti a dazi differenti. Di interesse per Enel, gli elenchi di prodotti includevano componenti cinesi utilizzati per progetti eolici e solari, nonché batterie.
Nel settembre 2022, l’USTR ha annunciato di aver aperto un periodo di commenti pubblici per sollecitare l’efficacia dei dazi previsti dall’art. 301 per comprendere gli effetti della loro applicazione sull’economia e sui consumatori statunitensi al fine di individuare eventuali azioni alternative che potrebbero essere adottate sugli effetti dei dazi.

Non è chiaro se l’USTR utilizzerà i commenti per considerare l’apertura di una nuova procedura di esclusione tariffaria.

Finanziamenti e incentivi federali per l’energia pulita negli Stati Uniti
Nel novembre 2021, il Presidente Biden ha firmato l’Infrastructure Investment and Jobs Act (IIJA) da 1.000 miliardi di dollari, noto anche come legge bipartisan sulle infrastrutture, che sblocca i fondi per nuove spese su strade, ponti, acquedotti e banda larga. La nuova legge contiene anche disposizioni volte a contribuire all’espansione della rete elettrica del Paese e a sostenere le tecnologie energetiche pulite esistenti e nuove. Contiene inoltre disposizioni per sostenere le centrali nucleari e gli impianti idroelettrici esistenti, per ripulire i pozzi orfani e i terreni minerari abbandonati e per facilitare l’accesso ai minerali critici necessari per la produzione di energia pulita. Di potenziale interesse per Enel, nella prima metà del 2022 sono stati annunciati i seguenti programmi:

• idrogeno pulito: il Dipartimento dell’Energia (DOE) ha ricevuto 8 miliardi di dollari per sviluppare tra i 6 e i 10 “Clean Hydrogen Hubs” negli Stati Uniti. Ogni hub sarà costituito da una rete di produttori di idrogeno pulito, potenziali consumatori e infrastrutture di collegamento situate nelle immediate vicinanze. Il DOE ha ricevuto le domande che dovranno essere completate e inviate entro aprile 2023. I risultati finali delle aggiudicazioni saranno annunciati nell’estate del 2023; 
• il National Electric Vehicle Infrastructure Formula Program (NEVI) ha messo a disposizione 5 miliardi di dollari in cinque anni tra tutti i 50 Stati. Il piano mira a promuovere lo sviluppo delle auto a batteria, assicurando che gli automobilisti abbiano sempre un posto dove collegarsi. Il finanziamento copre il costo dei caricabatterie per veicoli elettrici e delle relative infrastrutture (comprese quelle solari e di stoccaggio), nonché i costi di gestione e manutenzione per cinque anni; 
• infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici: il DOE e il Dipartimento dei Trasporti (DOT) degli Stati Uniti, attraverso la Federal Highway Administration, hanno presentato un piano per la creazione di una rete di caricabatterie pubblici per veicoli elettrici lungo le autostrade interstatali per un valore di 5 miliardi di dollari. Il denaro sarà distribuito in cinque anni tra tutti i 50 Stati. Il piano mira a promuovere lo sviluppo delle auto a batteria, assicurando che gli automobilisti abbiano sempre un posto dove collegarsi. Separatamente, il DOT, attraverso la Federal Transit Administration, ha reso noto il suo piano per distribuire 5,3 miliardi di dollari in sovvenzioni alle agenzie di transito statali e locali per il “Low or No Emission Vehicle Program”. Il “Programma per veicoli a basse o nulle emissioni” sostiene le agenzie di trasporto nell’acquisto o nel leasing di autobus a basse o nulle emissioni e di altri veicoli di trasporto che utilizzano tecnologie come le batterie elettriche; 
• rafforzamento della rete elettrica ed espansione della trasmissione: questo programma di sovvenzioni statali da 2,5 miliardi di dollari nell’arco di cinque anni è stato promosso per distribuire strategicamente infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici accessibili al pubblico e altre infrastrutture di rifornimento alternative lungo corridoi designati per i carburanti alternativi. Almeno il 50% di questo finanziamento deve essere utilizzato per progetti che ampliano l’accesso alle infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici e di rifornimento alternativo nelle aree rurali, nei quartieri a basso e moderato reddito e nelle comunità con una bassa percentuale di posti auto privati; 
• scuolabus elettrici: sono stati stanziati 5 miliardi di dollari in cinque anni per sostituire le flotte esistenti di autobus scolastici alimentati a diesel con autobus scolastici puliti e a emissioni zero. Metà dei finanziamenti sarà utilizzata per gli autobus a emissioni zero, mentre l’altra metà per i carburanti alternativi e gli autobus a emissioni zero. Le sovvenzioni potrebbero coprire fino al 100% dei costi di sostituzione degli scuolabus esistenti e delle infrastrutture di ricarica o rifornimento. L’IIJA sostituirà inoltre migliaia di veicoli di trasporto, compresi gli autobus, con veicoli elettrici e puliti, grazie a un ulteriore stanziamento di 5,75 miliardi di dollari nei prossimi cinque anni per il DOT degli Stati Uniti, di cui il 5% è dedicato alla formazione della forza lavoro di trasporto per la manutenzione e la gestione della flotta.

“Legge sulla riduzione dell’inflazione” del 2022
Il 16 agosto 2022 il Presidente Biden ha firmato l’“Inflation Reduction Act” (IRA), che stanzia 415 miliardi di dollari nei prossimi 10 anni attraverso sovvenzioni, crediti d’imposta e investimenti a sostegno di nuove iniziative di produzione di tecnologie pulite, produzione di energia rinnovabile, elettrificazione dei trasporti e agricoltura intelligente dal punto di vista climatico. L’impatto previsto è una riduzione di quasi il 40% delle emissioni di gas serra negli Stati Uniti entro il 2030, con un impatto sul PIL statunitense dello 0,2% nel 2031. Le ripartizioni dei finanziamenti comprendono:

• energia (proroga e in alcuni casi aumento dei crediti d’imposta; 263 miliardi di dollari); 
• clima (accelerare la riduzione delle emissioni e sostegno alle comunità a basso reddito; 48 miliardi di dollari); 
• produzione (incoraggiare la produzione nazionale di energia eolica, solare e di batterie; 48 miliardi di dollari); 
• territorio (creazione di programmi di incentivazione della qualità ambientale; 27 miliardi di dollari); 
• trasporti (attraverso crediti d’imposta per i consumatori; 24 miliardi di dollari); 
• acqua (attraverso un programma di mitigazione dell’impatto della siccità; 5 miliardi di dollari).

Il Dipartimento del Tesoro degli Stati Uniti sta attualmente sollecitando le linee guida necessarie per la nuova serie di crediti d’imposta. I vari crediti d’imposta iniziano a diminuire gradualmente al più tardi:

• dal 31 dicembre 2032; o 
• dall'anno in cui le emissioni annuali di gas serra degli Stati Uniti derivanti dalla produzione di energia elettrica saranno inferiori al 25% dei livelli di emissione del 2022. 

A seconda della realizzazione di infrastrutture abilitanti, i crediti d’imposta possono essere disponibili anche oltre il 2032. Di seguito sono riportate ulteriori specifiche delle disposizioni dell’IRA di particolare interesse per Enel.

Estensione ed espansione dei crediti fiscali federali per l’energia pulita: l’IRA estende il credito d’imposta sulla produzione (PTC) (26,5 $/MWh per progetti messi in servizio dopo il 31 dicembre 2021), per poi passare a un nuovo credito per la produzione di energia elettrica pulita neutrale dal punto di vista tecnologico a partire dal 2025. L’IRA estende anche il credito d’imposta sugli investimenti (ITC) (30% per i progetti messi in servizio dopo il 31 dicembre 2021), per poi passare a un nuovo credito d’investimento per l’elettricità pulita neutrale dal punto di vista tecnologico a partire dal 2025. Gli sviluppatori di impianti solari hanno ora la possibilità di richiedere il PTC invece dell’ITC. Tuttavia, per ottenere l’intero valore del credito d’imposta sia per il PTC sia per l’ITC, i progetti devono soddisfare i requisiti di salario prevalente e di apprendistato per tutta la durata della costruzione (e forse anche per alcune attività di manutenzione); il mancato rispetto di tali requisiti comporta il pagamento di penali o la riduzione del credito al 20% (5 $/MWh PTC o 6% ITC). L’IRA aggiunge anche l’accumulo di energia autonomo come tecnologia ammissibile per l’ITC, in linea con le condizioni del solare, e i controllori di microgrid come tecnologia ammissibile per l’ITC, in particolare per sistemi non inferiori a 4 kW e non superiori a 20 MW.
L’IRA crea anche crediti d’imposta “bonus” se i progetti soddisfano i requisiti di contenuto nazionale o se il progetto è situato in una “comunità energetica”. Un nuovo credito d’imposta bonus è disponibile anche per i progetti solari o eolici (e include lo stoccaggio, se abbinato) situati in “comunità a basso reddito”.
Un nuovo credito d’imposta decennale per la produzione di idrogeno pulito è disponibile per l’idrogeno prodotto dopo il 31 dicembre 2022. Il credito si riduce per i progetti la cui costruzione inizia dopo il 1° gennaio 2033 e consiste in un credito di 3 $/kg.

Estensione ed espansione dei crediti d’imposta e dei finanziamenti federali relativi ai veicoli elettrici: per l’elettrificazione dei trasporti, l’IRA estende vari crediti d’imposta per i veicoli elettrici nuovi e usati e per i veicoli elettrici commerciali, che includono gli autobus, ed espande il credito d’imposta anche agli acquirenti di attrezzature per la ricarica dei veicoli elettrici.
L’IRA mette inoltre a disposizione 1 miliardo di dollari per la sostituzione di veicoli pesanti di classe 6 e 7 con veicoli a emissioni zero (per es., scuolabus, autobus di transito, camion della spazzatura) e 3 miliardi di dollari per l’acquisto di nuovi veicoli elettrici per le consegne e di attrezzature per la ricarica da parte del Servizio Postale degli Stati Uniti.

Nuovo credito d’imposta per la produzione manifatturiera avanzata: l’IRA crea un nuovo credito d’imposta per i produttori di componenti di progetti eolici, solari e di batterie, come celle fotovoltaiche, wafer fotovoltaici, moduli solari, pale, navicelle, inverter, celle e moduli di batterie, e molti altri. I tassi di credito variano a seconda del componente, del costo di produzione o in base a determinati fattori di capacità. I crediti d’imposta sono disponibili per i contribuenti che producono le apparecchiature negli Stati Uniti e sono disponibili su base annua per i componenti ammissibili venduti a partire dal 2023, fino al 2032 (con una riduzione graduale a partire dal 2030).

Nuovo pagamento diretto dei crediti fiscali applicabili e possibilità di trasferire alcuni crediti fiscali: l’IRA crea l’opportunità per alcuni operatori del settore di scegliere tra pagamento diretto e la trasferibilità del credito, il che significa che assisteremo a cambiamenti nelle modalità di sviluppo dei progetti, nonché a un’espansione delle industrie che sviluppano progetti. Di particolare interesse per Enel è la possibilità di scegliere il pagamento diretto per il nuovo credito d’imposta sulla produzione avanzata e per il nuovo credito d’imposta sulla produzione di idrogeno pulito.

Sviluppo delle energie rinnovabili sui terreni federali/ pubblici
L’amministrazione Biden ha fissato l’obiettivo di autorizzare 25 GW di energia rinnovabile su terreni pubblici entro il 2025. Per raggiungere l’obiettivo, l’amministrazione ha disposto alle agenzie federali di accelerare le revisioni dei progetti di energia pulita sui terreni pubblici, mediante cinque nuovi uffici di coordinamento per le energie rinnovabili, e ha ridotto di oltre il 50% gli affitti e le tasse per i progetti solari ed eolici sui terreni pubblici.

Produzione nazionale di tecnologie per l’energia pulita
Il 2 giugno 2022 il Presidente Biden ha emesso una dichiarazione che conferisce al Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti (DOE) la possibilità di utilizzare il Defense Production Act (DPA) per accelerare la produzione nazionale di cinque tecnologie energetiche chiave:

• solare; 
• trasformatori e componenti della rete elettrica; 
• pompe di calore; 
• isolamento; 
• elettrolizzatori, celle a combustibile e metalli del gruppo del platino. 

Le determinazioni del DPA fanno parte del piano dell’amministrazione Biden destinato a ridurre i costi energetici per le famiglie, rafforzare la sicurezza nazionale e raggiungere un’indipendenza energetica americana duratura che riduca la domanda di combustibili fossili e sostenga l’economia dell’energia pulita.

Informazioni sul clima
La Securities and Exchange Commission degli Stati Uniti sta finalizzando una norma che impone la divulgazione di informazioni relative al clima nelle dichiarazioni e nei rapporti annuali dei dichiaranti, tra cui le emissioni di gas a effetto serra, alcune metriche finanziarie relative al clima e i rischi rilevanti legati al clima. La pubblicazione della norma finale era prevista per la fine del 2022, ma è stata posticipata.

Azioni politiche statali
La California stanzia finanziamenti significativi per iniziative di energia pulita: alla fine del 2022 la California aveva quasi 100 miliardi di dollari di entrate di bilancio in eccesso e per questo ha stanziato significativi fondi per varie iniziative, tra cui quelle per l’energia pulita. Tra queste, uno stanziamento una tantum di 550 milioni di dollari per il programma di asset di back-up dell’elettricità distribuita per le risorse a zero o basse emissioni, per fornire supporto alla rete quando necessario, e uno stanziamento una tantum di 200 milioni di dollari per il supporto alla rete dal lato della domanda, per ridurla durante i periodi di stress elevato per la rete. Il governatore si è inoltre impegnato a stanziare 10 miliardi di dollari in sei anni per accelerare l’elettrificazione dei trasporti. 

Il Maryland ha approvato un’importante legge sul clima: la legge “Climate Solutions Now Act” del 2022 è entrata in vigore nel giugno 2022. Il provvedimento aumenta l’obiettivo dello Stato di riduzione delle emissioni di gas serra al 60% rispetto ai livelli del 2006 entro il 2031, in confronto al precedente obiettivo del 40% entro il 2030. Fissa, inoltre, una scadenza al 2045 per il raggiungimento di emissioni nette di gas serra pari a zero in tutta l’economia. La legge crea un nuovo standard di prestazione energetica degli edifici che dovranno comunicare le proprie emissioni a partire dal 2025; entro il 2030 gli edifici dovranno ridurre le emissioni del 20% rispetto ai livelli del 2025. La legge consente l’uso dell’accumulo di energia e l’aggiornamento delle infrastrutture di rete come misure di riduzione delle emissioni, ma solo se si può dimostrare che si otterranno “riduzioni di carbonio verificabili”. 

Il Massachusetts lancia lo standard ZEV e il programma di incentivi per l’accumulo di energia: il governatore Charlie Baker ha firmato una legge sul clima che richiede che tutte le vendite di nuovi veicoli nello Stato siano a zero emissioni a partire dal 2035. La legge prevede inoltre che il Dipartimento dei Servizi Pubblici dello Stato istituisca un programma di incentivi per lo stoccaggio dell’energia per raggiungere l’obiettivo di 1.000 MWh di capacità di stoccaggio entro il 2025.

La governatrice di New York ha raggiunto un accordo di bilancio sugli autobus elettrici: la governatrice Kathy Hochul ha annunciato un accordo che include un piano storico per elettrificare completamente la flotta di autobus scolastici dello Stato. Il piano prevede che tutti i nuovi acquisti di scuolabus siano elettrici a partire dal 2027 e che la flotta dello Stato sia elettrica entro il 2035. Lo Stato fornirà aiuti alle scuole per l’acquisto o il noleggio di autobus elettrici, comprese le infrastrutture di ricarica.

Standard sui carburanti puliti
Il Canada ha pubblicato i suoi standard per i carburanti a basse emissioni di carbonio, i “clean fuel standards”, dopo un notevole ritardo rispetto all’inizio della crisi dovuta al COVID. Questa politica era stata annunciata qualche anno fa e i suoi regolamenti sono stati finalizzati per essere lanciati nel 2023. Il Clean Fuel Standard (CFS) è fondamentale per l’impegno dell’attuale Governo di ridurre le emissioni di gas serra del 30% rispetto ai livelli del 2005 entro il 2030. Il regolamento proposto è anche una parte fondamentale dell’impegno del Primo Ministro Justin Trudeau di raggiungere le emissioni nette zero entro il 2050.
Il CFS richiede ai fornitori di carburanti liquidi, come benzina, diesel e cherosene, di ridurre gradualmente la quantità di carbonio nei loro prodotti. Per ogni carburante saranno fissati obiettivi di riduzione dell’intensità di carbonio, che inizieranno nel 2022 e aumenteranno ogni anno fino al 2030. Dopo l’entrata in vigore nel 2023, il regolamento richiederà ai fornitori di benzina e gasolio di soddisfare requisiti sempre più severi per ridurre l’intensità di carbonio nel ciclo di vita dei loro prodotti. Potranno farlo sia riducendo le emissioni dei propri processi di produzione e raffinazione, sia acquistando crediti da produttori di fonti di carburante a più basse emissioni – il che significa che la normativa dovrebbe contribuire a sostenere settori emergenti come i biocarburanti e la ricarica dei veicoli elettrici.

Ricapitalizzazione dei fondi per la riduzione delle emissioni di carbonio
Nel corso del 2022, la maggior parte dei fondi destinati alle azioni di riduzione delle emissioni di carbonio è stata stanziata. Tra questi vi sono:

• fondo per il transito a basse emissioni di carbonio: del valore di 2,75 miliardi di dollari, offre sostegno agli operatori del trasporto pubblico e degli scuolabus in tutto il Canada che stanno elettrificando le loro flotte. Il fondo per il transito a emissioni zero mantiene l’impegno del Governo federale di contribuire all’acquisto di 5.000 autobus a emissioni zero nei prossimi cinque anni. Questo investimento viene effettuato in coordinamento con l’impegno della Canada Infrastructure Bank di investire 1,5 miliardi di dollari in autobus a zero emissioni nell’ambito del suo piano di crescita triennale; 
• programma per l’infrastruttura dei veicoli a emissioni zero (ZEVIP): si tratta di un’iniziativa da 680 milioni di dollari che terminerà nel 2027 e il cui obiettivo è affrontare la mancanza di stazioni di ricarica e rifornimento in Canada, una delle principali barriere all’adozione dei veicoli a emissioni zero, aumentando la disponibilità di opportunità di ricarica localizzate e di rifornimento di idrogeno. Il finanziamento sarà erogato attraverso accordi di contribuzione con condivisione dei costi per progetti ammissibili che contribuiranno a soddisfare la crescente domanda di ricarica e rifornimento. Questo fondo rafforza l’obiettivo obbligatorio del Canada di rendere a zero emissioni tutte le nuove autovetture e gli autocarri leggeri entro il 2035, accelerando l’obiettivo precedente del 100% entro il 2040; 
• Smart Renewables and Electrification Pathways Program (SREPs): è un programma da 964 milioni di dollari che mette a disposizione 922 milioni di dollari in quattro anni per progetti riguardanti la modernizzazione delle reti elettriche e le energie rinnovabili intelligenti. Questo programma ridurrà in modo significativo le emissioni di gas a effetto serra incoraggiando la sostituzione dell’elettricità generata da combustibili fossili con fonti rinnovabili in grado di fornire servizi di rete essenziali, sostenendo al contempo l’equa transizione del Canada verso un’economia elettrificata.

Lancio di standard per l’elettricità pulita
Nel marzo 2022 il Governo ha avviato consultazioni per sviluppare lo standard canadese per l’elettricità pulita, il Clean Electricity Standard (CES), e favorire il progresso verso una rete elettrica a zero emissioni entro il 2035. Lavorare sull’elettricità pulita sarà fondamentale anche per raggiungere l’ambizioso e realizzabile obiettivo canadese di riduzione delle emissioni del 40-45% rispetto ai livelli del 2005 entro il 2030 e di emissioni nette zero entro il 2050. Il Canada dispone già di una delle reti elettriche più pulite al mondo, con l’82% dell’elettricità utilizzata che proviene da fonti non emissive.

Lo sviluppo di uno standard per l’elettricità pulita è un processo di collaborazione tra il Governo federale, le province, i territori, i gruppi indigeni, le aziende elettriche, l’industria e i canadesi. Questo approccio inclusivo sostiene la competitività dell’economia fornendo una base chiara alle province e ai territori per pianificare e gestire le proprie reti, continuando a fornire elettricità affidabile ai canadesi e mantenendo accessibili i costi per le famiglie e le imprese. 

Legislazione sull’approvvigionamento energetico e lo stoccaggio di batterie in Alberta
L’“Electricity Statutes Amendment Act”, del 2022, è un insieme di aiuti al sistema elettrico dell’Alberta per l’ottimizzazione e la possibilità di implementare sistemi di accumulo a batteria su scala pubblica.

La legge integra le nuove tecnologie e le innovazioni nel sistema elettrico dell’Alberta consentendo l’accumulo di energia, l’autoapprovvigionamento illimitato con esportazione e aiutando il sistema di distribuzione a pianificare i veicoli elettrici, le fonti di energia rinnovabili e altre risorse energetiche distribuite. In particolare, questa legislazione:

• include una definizione formale di stoccaggio di energia nel quadro legislativo e normativo dell’Alberta; 
• consente alle aziende di distribuzione e trasmissione di possedere e/o gestire impianti di stoccaggio dell’energia a condizioni specifiche; 
• consente l’utilizzo di modelli competitivi per l’acquisizione di servizi di distribuzione e trasmissione da parte degli operatori di mercato.

Il 5 dicembre 2022 è entrata in vigore la “Deviation Settlement Mechanism and Related Matters” (DSM Regulation 2022) pubblicata dalla Central Electricity Regulatory Commission (CERC), che sostituirà la “DSM Regulation” del 2014. Il nuovo regolamento ha un impatto negativo per gli Independent Power Producers (IPP) con impianti eolici e solari. In effetti, la over-injection (ovvero l’immissione nella rete in eccesso rispetto alla generazione dichiarata) sarà remunerata secondo la tariffa contrattuale fino al 5% della deviazione e al 90% della tariffa contrattuale per la overinjection dal 5% al 10%. Nessun pagamento verrà ricevuto per un’iniezione eccessiva superiore al 10%. Il regolamento del 2014 prevedeva, invece, che la over-injection fosse remunerata a una percentuale decrescente della tariffa contrattuale, assicurando maggiori ricavi ai produttori. La over-injection fino al 15% era remunerata al 100% della tariffa contrattuale, una over-injection tra il 15% e il 25% veniva remunerata al 90%, e così via. I termini sono peggiori anche per la under-injection (generazione inferiore rispetto a quella programmata). Viene tollerata una fascia di deviazione più stretta rispetto alla programmazione e vengono previste penalità maggiori rispetto ai termini del 2014. In caso di under-injection fino al 10%, l’IPP dovrà rimborsare l’acquirente secondo la tariffa contrattuale senza nessuna ulteriore penalità. In caso di under-injection superiore al 10% l’IPP, oltre alle spese di deviazione, pagherà il 10% del prezzo medio dell’energia sul Day Ahead Market (“clearing price”).
La nuova “DSM Regulation” ha un impatto sui ricavi dovuto (i) all’assenza di pagamento per la over-injection oltre il 10% di scostamento e (ii) all’aumento degli oneri di deviazione per la under-injection.

La regolazione tariffaria relativa al V periodo (2016-2023) è disciplinata dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) con la delibera n. 654/2015/R/eel. Tale periodo ha una durata di otto anni ed è suddiviso in due semiperiodi, di quattro anni ciascuno, identificati come NPR1 (2016-2019) e NPR2 (2020-2023).
Con riferimento al periodo NPR2, ARERA ha pubblicato la delibera n. 568/2019/R/eel, con la quale ha aggiornato la regolazione tariffaria per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura in vigore nel quadriennio 2020-2023, pubblicando i nuovi testi integrati.
La metodologia di determinazione del WACC per il periodo 2022-2027 è stata aggiornata con la delibera n. 614/2021/R/com, stabilendo per la distribuzione e misura elettrica un valore pari al 5,2%. La regolazione prevede un aggiornamento del valore per il periodo 2025-2027, nonché la possibilità di un ulteriore aggiornamento annuale (nel 2023 e nel 2024), qualora alcuni indicatori finanziari dovessero portare a una variazione del WACC di almeno 50 bps.

Per quanto riguarda le tariffe di distribuzione e misura, ARERA ha pubblicato le tariffe di riferimento definitive dell’anno 2021 sulla base dell’aggiornamento dei dati patrimoniali consuntivi relativi all’anno 2020 (delibera n. 153/2022/R/eel) e le tariffe di riferimento provvisorie per l’anno 2022, sulla base dei dati patrimoniali pre-consuntivi relativi al 2021 (delibera n. 193/2022/R/eel). Le tariffe di riferimento definitive per l’anno 2022 saranno pubblicate nel corso dell’anno 2023.

Con delibera n. 271/2021/R/com, ARERA ha avviato il procedimento volto all’introduzione dal 2024 di un nuovo meccanismo di riconoscimento dei costi per i servizi infrastrutturali (c.d. “ROSS”, Regolazione per Obiettivi di Spesa e Servizio). Nel 2022 sono stati pubblicati i relativi documenti di consultazione n. 317/2022/R/com e n. 655/2022/R/com. Con la delibera n. 527/2022/R/com, ARERA ha inoltre avviato il procedimento volto all’introduzione, dal 2026, della configurazione del ROSS-integrale (basata su analisi di business plan predisposti dalle imprese e validati da ARERA).

Nel corso di tutto il 2022, in occasione degli aggiornamenti trimestrali, ARERA è intervenuta in via straordinaria annullando gli oneri generali di sistema per tutte le tipologie di clienti e potenziando i bonus sociali. Tali misure sono state rese possibili grazie agli stanziamenti del Governo, disposti al fine di contenere gli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. Nell’ambito di tali misure, il Governo ha anche previsto l’innalzamento della soglia ISEE di accesso ai bonus sociali (per il 2022 a 12.000 euro; per il 2023 a 15.000 euro). ARERA ha conseguentemente dato attuazione alle previsioni normative per il 2022 e sono in corso di definizione quelle relative al 2023.

ARERA ha completato nel corso del 2022 la regolazione tariffaria dell’energia reattiva prevedendo l’entrata in vigore dal 1° aprile 2023 di corrispettivi per energia reattiva immessa e un aggiornamento dei corrispettivi per energia reattiva prelevata anche per i distributori.

Riguardo alla qualità del servizio, ARERA, con la delibera n. 646/2015/R/eel e s.m.i., ha definito la regolazione output based per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica, che include i princípi della regolazione per il periodo 2016-2023 (TIQE 2016-2023). Con la delibera n. 566/2019/R/ eel ARERA ha concluso il percorso di aggiornamento del TIQE per il semiperiodo 2020-2023, proponendo strumenti mirati a colmare i divari in termini di qualità del servizio ancora esistenti tra le diverse aree del Paese, tenendo conto delle tempistiche di implementazione degli interventi sulla rete nonché degli effetti dei cambiamenti climatici.

Con la delibera n. 622/2022/R/eel ARERA ha definito i premi e le penali relative alla regolazione output-based del servizio di distribuzione dell’energia elettrica e funzionalità innovative, per l’anno 2021.

Con la delibera n. 722/2022/R/eel ARERA ha definito i premi per gli interventi per la resilienza conclusi da e-distribuzione nel 2021 eleggibili al meccanismo premi-penali di cui alla delibera n. 668/2019/R/eel, che aveva introdotto un meccanismo incentivante degli investimenti finalizzati all’incremento della resilienza delle reti di distribuzione, sotto il profilo della tenuta alle sollecitazioni derivanti da eventi meteorologici estremi.

Con riferimento ai rapporti fra distributori e trader, il 1° gennaio 2021 è entrata in vigore, con la delibera n. 261/2020/R/ eel, la nuova versione del Codice di Rete del trasporto elettrico che, per effetto della riduzione delle tempistiche di risoluzione del contratto di trasporto per inadempimento del venditore, ha ridotto l’esposizione creditizia del distributore. Conseguentemente è stato ridotto l’importo delle garanzie che tutti i venditori devono prestare ai distributori a copertura del servizio di trasporto erogato (passando da un livello di copertura che andava da 3 a 5 mesi di fatturato del trader a un nuovo range compreso fra 2 e 4 mesi).

Con la delibera n. 119/2022/R/eel ARERA ha introdotto a favore del distributore un meccanismo unico di reintegro degli Oneri generali di Sistema (OdS) e Oneri di Rete (OdR) non riscossi dai venditori inadempienti, al fine di unificare ed efficientare i relativi meccanismi preesistenti. In particolare, la delibera conferma l’applicazione di due franchigie per il riconoscimento dei crediti relativi agli OdR. Ciò, da un lato, per incentivare una gestione efficiente del credito da parte del distributore e, dall’altro, per sterilizzare quanto già remunerato dal sistema tariffario. La delibera prevede istanze di reintegro con cadenza annuale e liquidazione nell’anno stesso. 

Efficienza energetica - Certificati bianchi
Il decreto del Ministero della Transizione Ecologica del 21 maggio 2021 ha modificato il decreto ministeriale 11 gennaio 2017 come già modificato dal decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 10 maggio 2018. Il testo ha fissato gli obiettivi quantitativi nazionali in capo alle imprese di distribuzione dell’energia elettrica e del gas per gli anni 2021-2024. Nell’ambito del decreto sono state anche aggiornate le modalità di assolvimento dell’obbligo da parte delle imprese distributrici e di ristoro dei relativi costi. 

Tariffa elettrica 2022
Il 22 dicembre 2021 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) la Delibera TED/1484/2021 del 16 dicembre 2021 della Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza (CNMC), che stabilisce i valori delle tariffe di accesso alle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica applicabili a partire dal 1° gennaio 2022, con una riduzione media del 5,4% rispetto ai valori del 1° giugno 2021.
Il 30 dicembre è stata pubblicata sul BOE l’Ordinanza TED/1484/2021 del 28 dicembre, che stabilisce i prezzi delle tariffe del sistema elettrico che si applicheranno a partire dal 1° gennaio 2022 e stabilisce vari costi regolamentati del sistema elettrico per il 2022. I nuovi tassi per il 2022 rappresentano una riduzione media di circa il 31% rispetto ai tassi approvati il 1° giugno 2021. Inoltre, il Regio Decreto Legge 6/2022 del 29 marzo ha approvato una riduzione delle tariffe elettriche del 36% rispetto ai valori in vigore il 1° gennaio 2022.

Tariffa elettrica 2023
Il 22 dicembre 2022 è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) la Delibera del 15 dicembre 2022 della Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza (CNMC), che stabilisce i valori dei pedaggi di accesso alle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica da applicare a partire dal 1° gennaio 2023, con una riduzione media dell’1,0% rispetto ai valori in vigore al 1° gennaio 2022.
Il 29 dicembre 2022 è stata pubblicata sul BOE l’Ordinanza TED/1312/2022 del 23 dicembre, che stabilisce i prezzi degli oneri del sistema elettrico applicabili a partire dal 1° gennaio 2023 e fissa vari costi regolamentati del sistema elettrico per l’esercizio 2023. Le nuove tariffe per il 2023 rappresentano una riduzione media di circa il 40,0% rispetto alle tariffe approvate il 1° gennaio 2022.

Tariffa del gas naturale per il 2022
Il 25 dicembre 2021 è stata pubblicata la Delibera del 22 dicembre 2021 della Direzione Generale della Politica Energetica e delle Miniere, che pubblica la Tariffa di Ultima Istanza (TUR) del gas naturale da applicare nel primo trimestre del 2022, e che, tenendo conto di quanto previsto dal Regio Decreto Legge 17/2021, del 14 settembre, si traduce in un aumento approssimativo del 5,4%, 6,8% e 7,5% rispettivamente per la Tariffa di Ultima Istanza 1 (TUR 1), la Tariffa di ultima Istanza 2 (TUR 2) o la Tariffa di Ultima Istanza 3 (TUR 3).
Il 31 marzo 2022 è stata pubblicata la Delibera del 28 marzo 2022 della Direzione Generale per la Politica Energetica e le Miniere, che pubblica la Tariffa di Ultima Istanza (TUR) per il gas naturale da applicare a partire dal 1° aprile 2022, con un aumento approssimativo del 5,9%, del 7,2% e del 7,9%, rispettivamente per la Tariffa di Ultima Istanza 1 (TUR 1), la Tariffa di Ultima Istanza 2 (TUR 2) e la Tariffa di Ultima Istanza 3 (TUR 3).
Il 29 giugno 2022 è stata pubblicata la Delibera del 27 giugno 2022 della Direzione Generale per la Politica Energetica e le Miniere, che pubblica la Tariffa di Ultima Istanza (TUR) per il gas naturale da applicare a partire dal 1° luglio 2022, con un aumento approssimativo del 6,4%, del 7,8% e dell’8,4%, rispettivamente per la Tariffa di Ultima Istanza 1 (TUR 1), la Tariffa di Ultima Istanza 2 (TUR 2) e la Tariffa di Ultima Istanza 3 (TUR 3).
Il 29 settembre 2022 è stata pubblicata la Delibera del 28 settembre 2022 della Direzione Generale per la Politica Energetica e le Miniere, che pubblica la Tariffa di Ultima Istanza (TUR) per il gas naturale da applicare a partire dal 1° ottobre 2022, con un aumento approssimativo del 5,9%, del 7,2% e del 7,9%, rispettivamente per la Tariffa di Ultima Istanza 1 (TUR 1), la Tariffa di Ultima Istanza 2 (TUR 2) e la Tariffa di Ultima Istanza 3 (TUR 3).
Allo stesso modo, il 25 maggio 2022 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) la Delibera del 19 maggio 2022 della Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza (CNMC), che stabilisce le tariffe di accesso alle reti di trasporto, alle reti locali e alla rigassificazione per l’anno del gas 2023 (dal 1° ottobre 2022 al 30 settembre 2023), con una riduzione media di circa il 13,2%. Il 19 ottobre è stato pubblicato il Regio Decreto Legge 18/2022 del 18 ottobre, che approva le misure per rafforzare la protezione dei consumatori di energia e contribuire alla riduzione del consumo di gas naturale in applicazione del “Piano +Sicurezza”, nonché misure relative alla retribuzione del personale del settore pubblico e alla tutela dei lavoratori agricoli temporanei colpiti dalla siccità, che, nel settore del gas naturale, estende fino al 31 dicembre 2023 il limite temporale dell’aumento trimestrale del 15% del costo della materia prima. Allo stesso modo, viene creata una nuova Tariffa di Ultima Istanza (TUR), fino al 31 dicembre 2023, per le comunità di proprietari (o gruppi di proprietari) con consumi superiori a 50.000 kWh/anno e per le società di servizi energetici, al fine di ridurre i costi. Il costo di queste misure sul gas sarà coperto dal Bilancio Generale dello Stato (PGC).
Infine, il 29 settembre 2022 è stata pubblicata l’Ordinanza TED/929/2022 del 27 settembre, che stabilisce gli oneri del sistema del gas e la remunerazione e i corrispettivi per gli impianti di stoccaggio sotterraneo di base per l’anno 2023 (dal 1° ottobre 2022 al 30 settembre 2023).

Tariffa del gas naturale per il 2023
Il 28 dicembre 2022 è stata pubblicata la Delibera del 22 dicembre 2022 della Direzione Generale per la Politica Energetica e le Miniere, che pubblica la Tariffa di Ultima Istanza (TUR) per il gas naturale da applicare a partire dal 1° gennaio 2023, e che, tenendo conto delle disposizioni del Regio Decreto Legge 17/2021 del 14 settembre, stabilisce un aumento approssimativo del 7,7%, del 9,0% e del 9,5% rispettivamente per la Tariffa di Ultima Istanza 1 (TUR 1), la Tariffa di Ultima Istanza 2 (TUR 2) e la Tariffa di Ultima Istanza 3 (TUR 3). Da parte loro, le tariffe TUR applicabili alle Comunità di Proprietari, introdotte con il Regio Decreto Legge 18/2022 del 18 ottobre, sono ridotte di circa il 2,0%.

Remunerazione dell’attività di distribuzione
Il 3 agosto 2022 è stata pubblicata l’Ordinanza TED/749/2022 del 27 luglio, che approva l’incentivo o la penalità per la riduzione delle perdite nella rete di distribuzione dell’energia elettrica per il 2016, modifica la remunerazione di base per il 2016 per diverse società di distribuzione e approva la remunerazione delle società di distribuzione dell’energia elettrica per il 2017, il 2018 e il 2019. Il presente decreto ministeriale stabilisce il valore della remunerazione per gli anni dal 2017 al 2019, tenendo conto delle precedenti relazioni della Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza (CNMC).
Inoltre, il 16 dicembre 2022 è iniziata l’elaborazione della proposta di risoluzione della CNMC che stabilisce la remunerazione per il 2020.

In Romania i DSO sono obbligati ad acquistare dal mercato all’ingrosso l’energia necessaria per coprire le perdite di rete. L’ANRE riconosce ex ante un livello di costo di tale acquisto, da coprire attraverso le tariffe di distribuzione riscosse durante l’anno. Sullo sfondo della crisi energetica, i costi di acquisizione dell’energia sono aumentati fino a livelli diverse volte superiori ai valori riconosciuti ex ante, con gravi conseguenze per la situazione finanziaria dei DSO.
Nel 2022 le tariffe di distribuzione sono state fissate dalla legislazione primaria fino ad aprile 2023, indipendentemente dall’andamento dei prezzi dell’energia sul mercato all’ingrosso.
Nel settembre 2022 le autorità hanno introdotto, tramite la legislazione primaria (seguita dalla corrispondente legislazione secondaria), un meccanismo di capitalizzazione dei costi aggiuntivi pagati dai DSO rispetto ai costi riconosciuti ex ante. Le attività risultanti da tale capitalizzazione dovrebbero essere recuperate attraverso un ammortamento in cinque anni e una remunerazione pari alla metà del tasso di rendimento regolamentato applicabile per gli anni di analisi.
Inoltre, le autorità hanno istituito un meccanismo di acquisizione centralizzato, gestito dall’operatore di mercato OPCOM, in base al quale i generatori vendono l’energia non contrattualizzata ai DSO per la copertura delle perdite di rete, a un prezzo fisso di 450 RON/MWh (circa 91 €/ MWh), riducendo così la pressione sulla situazione finanziaria dei DSO.

Determinazione delle tariffe di distribuzione 2020-2024
In data 23 dicembre 2022, tramite la Resolución Exenta n. 908, la Commissione Nazionale dell’Energia ha approvato l’elaborato tecnico del calcolo delle componenti del valore aggregato di distribuzione per il periodo 2020-2024.
Tuttavia il processo di determinazione delle tariffe per il periodo 2020-2024 è ancora in corso. Per il momento si continuano ad applicare le tariffe in accordo alla metodologia vigente per il periodo 2016-2020.

Revisioni tariffarie
Fintantoché non si arrivi all’approvazione di una revisione della tariffa integrale definitiva si dà facoltà al regolatore ENRE di fissare degli adeguamenti tariffari provvisori al fine di garantire la stabilità nell’erogazione dei servizi.
In tale contesto, nel corso del 2021, sono state approvate tre modifiche al quadro tariffario, di cui due relative al prezzo dell’elettricità da applicare ai clienti e una relativa al valore aggregato della distribuzione. Quest’ultima ha comportato un adeguamento tariffario del 21,8% in data 30 aprile 2021, che si è tradotto in un incremento tariffario per i clienti finali di circa il 9%. Nel corso del 2022 è stata approvata un’altra modifica tariffaria che ha comportato un incremento tariffario dell’8% a partire dal 1° marzo 2022, sempre in attesa dell’avvio di un processo di rinegoziazione integrale della tariffa.

Revisione tariffaria per Enel Distribuição Ceará
Le ultime revisioni tariffarie integrali approvate per ciascuna società di distribuzione brasiliana appartenente al Gruppo Enel risalgono al 2018 (per Enel Distribuição Rio de Janeiro) e al 2019 (per Enel Distribuição Ceará ed Enel Distribuição São Paulo). Le prossime revisioni tariffarie sono previste per il 2023.

Gli ultimi adeguamenti tariffari sono riepilogati di seguito:

In termini di aggiornamenti regolatori nell’ambito della distribuzione di energia elettrica in Brasile, si evidenzia che il 7 gennaio 2022 è stata pubblicata la Legge 14300/2022 che definisce il quadro legale di riferimento per la generazione distribuita (GD) nel Paese. La legge prevede cambiamenti graduali al sistema di compensazione di energia (net metering) per i nuovi sistemi di GD e garantisce l’applicazione delle regole attuali fino al 2045 per gli impianti già in funzione o che entrino in funzione entro i 12 mesi successivi.
Addizionalmente, il provvedimento crea un periodo di transizione per i nuovi impianti di GD che si collegheranno alla rete tra il 7 gennaio 2023 e il 7 luglio 2023. Superato il periodo di transizione, i consumatori con GD dovranno pagare il 100% dei costi di trasporto della rete (tariffa applicata per l’utilizzo della rete di distribuzione), al netto dei benefíci di sistema prodotti dalla GD che dovranno essere calcolati dal regolatore nei 18 mesi successivi alla pubblicazione della legge.

Concessione CIEN assegnata ad altro operatore
A dicembre 2022 la concessione delle attività di interconnessione Brasile-Argentina CIEN (Garabi I e Garabi II) è stata messa in gara a seguito della scadenza della concessione precedentemente assegnata a Enel. Il nuovo operatore TAESA subentrerà a partire dal 31 marzo 2023.
Il nuovo operatore firmerà quindi un nuovo contratto in data 31 marzo 2023 ed Enel riceverà una compensazione relativa ai valori dell’attivo non ancora ammortizzati pari a 163,2 milioni di euro (dato aggiornato ad agosto 2022). L’ammontare verrà comunque attualizzato fino alla data effettiva del pagamento della compensazione. 

La Commissione di Regolazione dell’Energia e Gas (CREG) definisce la metodologia di remunerazione della rete di distribuzione. Le tariffe di distribuzione si definiscono ogni cinque anni e si aggiornano mensilmente in base all’Indice dei Prezzi al Produttore (IPP). 

Revisioni tariffarie
La Commissione di Regolazione dell’Energia e Gas (CREG) con la Risoluzione n. 122 del 2020 ha fissato le tariffe di distribuzione per la società Codensa per il periodo 2018- 2023.

Nel settembre 2022, a seguito di un dibattito nazionale sulle alte tariffe energetiche, la CREG ha emanato le Delibere CREG 101-027, 101-028, 101-029 e 101-031, che contengono misure volte a: (i) mitigare l’elevato impatto che gli indici inflazionistici esercitano sulle componenti di trasmissione e distribuzione dell’energia, proveniente dal tasso; (ii) stabilire un’ottimizzazione dei costi di avvio e arresto degli impianti termici, al fine di ridurre il costo dei vincoli; (iii) aprire un meccanismo volontario affinché i venditori che servono gli utenti finali, i venditori e i produttori svolgano trattative per rinegoziare i prezzi, i tempi e gli indici dei contratti bilaterali di energia elettrica; e (iv) istituire un meccanismo che permetta alle società di commercializzazione di differire i pagamenti da effettuare sul mercato all’ingrosso alle società di trasmissione e alle società di distribuzione di energia elettrica.

Nel dicembre 2022, la Commissione di Regolazione delle Comunicazioni (CRC) ha pubblicato l’Agenda Regolatoria per il periodo 2023-2024, che contiene 26 iniziative (tra progetti normativi, attività e studi), inquadrate in cinque pilastri strategici: (i) benessere e diritti di utenti e pubblici, (ii) mercati e concorrenza, (iii) innovazione e miglioramento normativo, (iv) gestione dei gruppi di valore e (v) rafforzamento istituzionale. 

In Perù, il processo per la determinazione delle tariffe di distribuzione si effettua ogni quattro anni e viene denominato “Fissazione del Valore Aggregato di Distribuzione” (VAD). Eccezionalmente l’ultimo ciclo tariffario ha fissato una durata di cinque anni. Pertanto, nel 2018 si è completato il processo di determinazione del VAD per il periodo 2018-2022. È attualmente in corso l’iter per il periodo 2022-2026.
La normativa peruviana segue lo schema normativo della “Società Modello”, per cui in ogni processo tariffario vengono stabiliti i costi di investimento e di esercizio e manutenzione necessari a soddisfare la domanda nell’area di concessione, che saranno riconosciuti a ciascuna società di distribuzione secondo i parametri e i criteri definiti dall’Osinergmin. Il VAD è determinato individualmente per ogni distributore con più di 50.000 clienti.

L’attuale quadro normativo sul superamento della tutela nel settore elettrico (Legge Concorrenza n. 124/2017, come da ultimo modificata dal decreto legge “Attuazione del PNRR” n. 152/2021 convertito in legge n. 233/2021) prevede un rinvio scaglionato per la rimozione della tutela di prezzo: al 1° gennaio 2021 per le piccole imprese, al 1° gennaio 2023 per le microimprese ed entro gennaio 2024 per i clienti domestici.
L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) a novembre 2022, in ragione del differimento per motivi tecnici della data di avvio del servizio di ultima istanza destinato alle microimprese e ai clienti con forniture non domestiche con potenza impegnata inferiore a 15 kW, ha previsto che le condizioni economiche di maggior tutela continueranno a essere applicate fino al 31 marzo 2023 ai clienti già serviti. Per quanto riguarda il settore gas, il superamento del regime di tutela è previsto a gennaio 2024 per i clienti domestici e i condomini.

In riferimento alla fine della tutela per le piccole imprese del settore elettrico (1° gennaio 2021), il 31 dicembre 2020 è stato emanato il decreto del Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE) attuativo della Legge Concorrenza che ha delegato ARERA a definire le misure di transizione al mercato libero dei clienti, sulla base di alcuni criteri e indirizzi. Con la delibera n. 491/2020/R/eel, ARERA ha istituito un servizio di ultima istanza (“servizio a tutele graduali”) per le piccole imprese senza fornitore, assegnato tramite aste su base territoriale e per una durata di tre anni; è stato previsto anche un limite massimo pari al 35% della quota di mercato assegnabile a ciascun operatore.
A marzo 2021 Enel Energia e Servizio Elettrico Nazionale (insieme a Enel Italia) hanno impugnato il decreto ministeriale davanti al TAR Lazio, contestando rispettivamente l’imposizione del tetto antitrust al 35% e la mancata previsione di misure (per es., clausola sociale) per il reintegro dei costi residui di Servizio Elettrico Nazionale a fronte della perdita dei clienti. Sul secondo punto, sempre a marzo 2021, Servizio Elettrico Nazionale ed Enel Italia hanno impugnato anche la delibera n. 491/2020/R/eel con un ricorso pendente dinanzi al TAR Lombardia. Al momento nessuna udienza è stata ancora fissata nell’ambito dei citati ricorsi.

Con la delibera n. 208/2022/R/eel e s.m.i. ARERA ha introdotto un ulteriore servizio di ultima istanza, il servizio a tutele graduali per le microimprese, nel quale verranno rifornite, a partire dal 1° aprile 2023 (in ragione della proroga tecnica introdotta dalla delibera n. 586/2022/R/eel), le microimprese e i clienti con forniture non domestiche con potenza impegnata inferiore a 15 kW che non hanno scelto un fornitore di mercato libero. Il servizio a tutele graduali per le microimprese viene erogato per un periodo di quattro anni dai venditori territorialmente competenti, risultati aggiudicatari della procedura di gara gestita dall’Acquirente Unico rivolta a tutti gli operatori in possesso di determinati requisiti tecnico-economici. Al termine dei quattro anni di durata del servizio, le forniture che non verranno contrattualizzate con un altro operatore continueranno a essere servite dallo stesso esercente a condizioni di libero mercato.
Analogamente a quanto fatto per la disciplina attuativa per il superamento del regime tutelato per le piccole imprese, anche la delibera n. 208/2022/R/eel, relativa alle microimprese, è stata impugnata dinanzi al TAR Lombardia da Enel Energia e Servizio Elettrico Nazionale a luglio 2022, contestando l’imposizione del tetto antitrust al 35% e la mancata previsione (per es., clausola sociale) per il reintegro dei costi residui di Servizio Elettrico Nazionale a fronte della perdita di clienti conseguente al superamento del regime di tutela. A ottobre 2022, le società hanno inoltre impugnato innanzi al TAR Lazio il decreto ministeriale del Ministero della Transizione Ecologica (MiTE) recante le modalità di attuazione del servizio a tutele graduali per le microimprese, formulando le medesime contestazioni sopra indicate.

Con la sentenza n. 18/2021 il TAR Lombardia ha accolto i ricorsi presentati dalle società Servizio Elettrico Nazionale ed Enel Energia annullando la delibera n. 279/2017/R/com. Tale delibera istituiva un meccanismo incentivante per una maggiore diffusione delle bollette in formato elettronico presso i clienti serviti nei regimi di tutela e subordinava al raggiungimento di determinate soglie la compensazione per il venditore del differenziale tra sconto riconosciuto ai clienti e costo evitato. ARERA, con la delibera n. 477/2021/R/com, ha modificato conseguentemente la disciplina, con effetti a partire dal 2022, anche relativamente al recupero delle quote inerenti alle annualità pregresse.

Energia elettrica
Con la delibera n. 402/2021/R/eel l’aggiornamento per l’anno 2022 della componente a copertura dei costi di commercializzazione degli esercenti il servizio di maggior tutela (RCV) e del corrispettivo PCV è stato posticipato a marzo 2022 (per il primo trimestre 2022 sono rimasti quindi validi i livelli di RCV e PCV fissati con la delibera n. 604/2020/R/eel).
Con la delibera n. 146/2022/R/eel ARERA ha aggiornato, con effetto dal 1° aprile 2022 e fino al 31 marzo 2023, la componente RCV, adeguando al contempo i valori in modo da tenere conto degli effetti del ritardato aggiornamento rispetto a gennaio 2022. Con il medesimo provvedimento sono stati aggiornati anche i livelli del corrispettivo PCV, che rappresenta il prezzo di riferimento per i venditori del mercato libero. 

Al fine di contenere l’impatto sulla spesa dei clienti finali dell’aumento dei prezzi dell’energia elettrica, con la delibera n. 463/2022/R/eel di aggiornamento delle tariffe della maggior tutela per il quarto trimestre 2022, ARERA ha disposto di mantenere invariata, rispetto al trimestre precedente, l’aliquota di recupero della differenza positiva tra i prezzi effettivi registrati sui mercati all’ingrosso nel terzo trimestre 2022 e le stime utilizzate in occasione dell’aggiornamento relativo al medesimo periodo. Parallelamente, con la delibera citata ARERA ha anche disposto che, entro la fine del 2022, la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali eroghi agli esercenti la maggior tutela un ammontare pari alla migliore stima dell’importo di recupero come risultante alla fine del terzo trimestre e che sarebbe stato raccolto dai clienti finali nella forma di ricavo da corrispettivo PED nel corso del quarto trimestre. Con le delibere n. 558/2022/R/eel e n. 743/2022/R/eel sono state date le necessarie indicazioni attuative.

ARERA è analogamente intervenuta con la delibera n. 473/2022/R/eel prevedendo una sessione straordinaria per anticipare a fine dicembre 2022 il conguaglio di load profiling del primo semestre del medesimo anno, in cui si era formato un disavanzo finanziario per gli esercenti la maggior tutela dovuto al significativo passaggio nel corso degli ultimi anni dei misuratori da un trattamento non orario a un trattamento orario. Nell’ambito del provvedimento, è stata anche data l’opportunità agli operatori del mercato libero di saldare la corrispondente posizione debitoria entro gennaio 2023 in modo da non creare impatti sulla cassa di fine 2022.

In tema di meccanismi di reintegro della morosità dei clienti finali del settore elettrico, ARERA disciplina all’art. 18 del TIV il meccanismo di compensazione degli importi non incassati dagli esercenti il servizio di maggior tutela relativi ai prelievi fraudolenti.
Con la delibera n. 32/2021/R/eel ARERA ha previsto un meccanismo di reintegro della morosità relativo agli oneri generali di sistema versati dalle imprese di vendita del mercato libero e della salvaguardia alle imprese distributrici ma non riscossi dai clienti finali (per la salvaguardia, con riferimento ai soli clienti disalimentabili).
Per i clienti non disalimentabili serviti in salvaguardia, il meccanismo di reintegrazione degli oneri non recuperabili è disciplinato all’art. 44 del Testo Integrato Vendita (TIV).

Gas
Con la delibera n. 603/2020/R/gas sono stati aggiornati i livelli della componente QVD per l’anno 2021, successivamente prorogati, con la delibera n. 401/2021/R/gas e in deroga a quanto previsto dall’art. 7.2 del Testo Integrato Vendita Gas (TIVG), fino al 31 marzo 2022.
Tale componente è stata aggiornata, a partire dal 1° aprile 2022, con la delibera n. 147/2022/R/gas e la sua valorizzazione ha tenuto conto degli effetti del ritardato aggiornamento rispetto al 1° gennaio 2022. Inoltre, ARERA ha previsto che eventuali aggiornamenti che si rendessero necessari avvengano entro il mese di marzo 2023.

In tema di meccanismi di reintegro della morosità dei clienti finali del settore gas, agli artt. 31 quinquies e 37.1 lettera b) del TIVG, ARERA disciplina specifici meccanismi di reintegrazione per i fornitori del servizio di ultima istanza e del servizio di default su reti di distribuzione.

Procedimento Antitrust PS12461 - Modifiche delle condizioni economiche di fornitura
In data 13 dicembre 2022 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha notificato a Enel Energia ed altre sei società (Hera, A2A, Acea, Eni Plenitude, Engie, Edison) l’avvio di un procedimento per pratiche commerciali scorrette contestando alle stesse la violazione di alcune disposizioni del Codice del Consumo e dell’art. 3 del DL 9 agosto 2022, n. 115 (c.d. “Decreto Aiuti bis”) del 10 agosto 2022, convertito in legge n. 142 del 21 settembre 2022, che ha disposto la sospensione, dal 10 agosto 2022 al 30 aprile 2023 (poi prorogato al 30 giugno 2023 dal c.d. “Decreto Milleproroghe”, decreto legge n. 198/2022), dell’efficacia delle clausole contrattuali che consentono alle società di vendita di modificare il prezzo di fornitura e delle relative comunicazioni di preavviso, salvo che le modifiche di prezzo si siano già perfezionate prima dell’entrata in vigore del decreto stesso (10 agosto 2022). Con provvedimento di avvio del procedimento, l’AGCM ha contestualmente inibito l’invio di nuove comunicazioni di modifica del prezzo e imposto la rettifica di quelle già inviate.
Il Consiglio di Stato, con ordinanza del 22 dicembre 2022, resa nell’ambito del ricorso promosso da Iren, ha distinto i rinnovi contrattuali (delle offerte in scadenza) dallo ius variandi ed escluso per i primi l’applicabilità dell’art. 3 del citato decreto legge. Tale principio è stato recepito anche dal Governo che, con il “Decreto Milleproroghe” del 29 dicembre 2022, ha disposto che l’art. 3 del “Decreto Aiuti bis” non si applichi alle clausole contrattuali che consentono all’impresa fornitrice di energia elettrica e gas naturale di aggiornare le condizioni economiche contrattuali alla scadenza delle stesse, nel rispetto dei termini di preavviso contrattualmente previsti e fermo restando il diritto di recesso della controparte. In data 30 dicembre 2022, a seguito del pronunciamento del Consiglio di Stato e del suddetto intervento normativo chiarificatore, l’AGCM ha notificato a Enel Energia un provvedimento cautelare di conferma parziale di quello adottato contestualmente all’avvio del procedimento, diffidando la stessa, limitatamente ai contratti per i quali non era specificamente individuata o comunque predeterminabile una scadenza delle condizioni economiche, a sospendere i rinnovi delle condizioni economiche, da effettuare e già effettuati, confermando le condizioni di fornitura precedentemente vigenti, e a contattare i clienti che avessero effettuato il recesso a seguito della comunicazione di rinnovo, informandoli della possibilità di ritornare in fornitura alle precedenti condizioni.
Il 16 gennaio 2023 Enel Energia ha prodotto una relazione di ottemperanza in risposta a tale provvedimento cautelare, comunicando all’AGCM di essersi limitata, durante la vigenza del citato art. 3, a procedere al mero aggiornamento delle condizioni economiche in occasione della scadenza di quelle precedentemente applicate. Enel Energia ha impugnato i provvedimenti dell’AGCM al TAR Lazio, innanzi al quale il giudizio è attualmente pendente. Il termine per la conclusione del procedimento è fissato all’11 maggio 2023, salvo proroghe. 

Efficienza energetica
La Legge 18/2014, del 15 ottobre, che approva misure urgenti per la crescita, la competitività e l’efficienza, ha creato il Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica per raggiungere gli obiettivi di efficienza energetica.
Il 23 marzo 2022 è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) l’Ordinanza TED/220/2022, datata 16 marzo, che stabilisce il contributo al Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica per il 2022, pari a 26 milioni di euro per Endesa.
Si prevede che Endesa contribuisca al Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica per 49 milioni di euro nel 2023, cui deve contribuire con almeno 30 milioni di euro (40,0%), potendo soddisfare il resto del suo obbligo presentando Certificati di Risparmio Energetico (CAE).

Misure di protezione dei consumatori: Bonus Sociale
Il 30 marzo 2022 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale dello Stato (BOE) il Regio Decreto Legge 6/2022 del 29 marzo, che approva alcune misure facenti parte del Piano Nazionale di Risposta alle Conseguenze della Guerra in Ucraina. Nel settore energetico, questo regio decreto legge prevede diverse misure, alcune delle quali sono state prorogate fino al 31 dicembre 2022 dal Regio Decreto Legge 11/2022 del 25 giugno e fino al 31 dicembre 2023 dal Regio Decreto Legge 18/2022 del 18 ottobre e dal Regio Decreto Legge 20/2022 del 27 dicembre. Le misure più rilevanti in relazione al Bonus Sociale sono le seguenti:

• la proroga fino al 31 dicembre 2022 dell’estensione degli sconti del bonus sociale elettrico dal 25% al 60% per i consumatori vulnerabili e dal 40% al 70% per i consumatori gravemente vulnerabili; 
• allo stesso modo, vengono modificati altri aspetti dei criteri di eleggibilità per il Bonus Sociale. In particolare, il provvedimento stabilisce il rinnovo automatico del Bonus Sociale ogni due anni. Analogamente, sono stati stabiliti nuovi criteri per determinare la categoria di consumatore vulnerabile, che ora si baserà sulla figura del nucleo di convivenza, costituito da quelle persone che vivono insieme nella stessa casa per matrimonio, relazione di diritto comune, secondo grado di consanguineità, affinità, adozione o simili. La soglia di base è fissata a 1,5 volte l’indicatore pubblico di reddito a effetto multiplo (IPREM) per 14 pagamenti, che sarà aumentata di 0,3 per ogni ulteriore membro adulto e di 0,5 per ogni membro minorenne del nucleo di convivenza. Anche i beneficiari del reddito minimo vitale sono inclusi nel gruppo dei beneficiari del Bonus Sociale. Le soglie di cui sopra saranno aumentate di un valore pari a 1 in alcuni casi (forte dipendenza, violenza di genere, terrorismo ecc.) e saranno ridotte del 50% per i consumatori gravemente vulnerabili; 
• nel Bilancio generale dello Stato (PGC) del 2022 viene concesso un credito di 75 milioni di euro per finanziare l’aumento della copertura del bonus sociale termico; 
• viene istituito un nuovo meccanismo di finanziamento per il Bonus Sociale. Secondo questo nuovo meccanismo, il Bonus Sociale sarà coperto da tutti i soggetti del settore elettrico (generazione, trasmissione, distribuzione e commercializzazione, oltre che dai consumatori diretti) in base al fatturato aggregato esente da imposte di ciascuna attività, sulla base del quale sarà fissato un valore contributivo unitario per ogni attività. Nel caso in cui il grado di copertura dei contributi sia inferiore del 20% rispetto al fabbisogno finanziario effettivo, la Commissione Nazionale dei Mercati e della Concorrenza (CNMC) può proporre nuovi valori di contributo. Il Regio Decreto Legge 6/2022 del 29 marzo fissa temporaneamente questi valori contributivi unitari fino a quando la CNMC non proporrà i valori unitari definitivi per il 2022, i quali sono stati approvati con l’Ordinanza TED/733/2022,del 22 luglio. Infine, si stabilisce che gli importi che sono stati sostenuti dai commercializzatori di riferimento, e riconosciuti nella sentenza, per il finanziamento del Bonus Sociale, saranno assunti dai nuovi soggetti obbligati. Il 29 dicembre 2022 è iniziata l’elaborazione dei valori unitari proposti per il finanziamento del Bonus Sociale per il 2023. 

Il 19 ottobre 2022 è stato pubblicato il Regio Decreto Legge 18/2022 del 18 ottobre, che approva misure per rafforzare la protezione dei consumatori di energia e contribuire alla riduzione del consumo di gas naturale in applicazione del “Piano +Sicurezza”, nonché misure relative alla retribuzione del personale del settore pubblico e alla protezione dei lavoratori agricoli temporanei colpiti dalla siccità, che stabilisce le seguenti misure in relazione al Bonus Sociale:

• gli sconti per i beneficiari sono aumentati fino al 31 dicembre 2023, dal 60% al 65% nel caso di consumatori vulnerabili e dal 70% all’80% per i consumatori gravemente vulnerabili. Allo stesso modo, e con lo stesso orizzonte temporale, il limite energetico al quale si applicano gli sconti è aumentato del 15%; 
• analogamente, viene creato un nuovo sconto del 40%, con lo stesso orizzonte temporale, per le famiglie lavoratrici coperte dal Prezzo Volontario per i Piccoli Consumatori (PVPC) con un reddito compreso tra 1,5 e 2 volte l’Indicatore Pubblico di Reddito Multiplo Effettivo (IPREM), aumentato di 0,3 per ogni ulteriore componente adulto e di 0,5 per ogni ulteriore componente minorenne; 
• il bonus sociale termico viene rafforzato, raddoppiando il contributo del Bilancio Generale dello Stato (PGC).

Misure di protezione dei consumatori: garanzia di fornitura di energia elettrica
Il Regio Decreto Legge 20/2022 del 27 dicembre sulle misure per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina e per sostenere la ricostruzione dell’isola di La Palma e altre situazioni di vulnerabilità, nell’ambito dei clienti vulnerabili e del Bonus Sociale, proroga fino al 31 dicembre 2023 il divieto di sospendere le forniture di elettricità, acqua e gas ai consumatori vulnerabili, gravemente vulnerabili o a rischio di esclusione sociale.

Misure di protezione dei consumatori: misure fiscali
Il Regio Decreto Legge 6/2022 del 29 marzo, che adotta misure urgenti nell’ambito del Piano Nazionale per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina, e il Regio Decreto Legge 11/2022 del 25 giugno, che adotta e proroga alcune misure per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina, per affrontare situazioni di vulnerabilità sociale ed economica e per la ripresa economica e sociale dell’isola di La Palma, stabiliscono una riduzione dell’Imposta sul Valore Aggiunto (IVA) per i consumatori la cui potenza contrattuale è inferiore o uguale a 10 kW o che sono beneficiari del Bonus Sociale. La riduzione è dal 21% al 10% fino al 30 giugno 2022 e al 5% dal 31 dicembre 2022.
Allo stesso modo, vengono prorogate la riduzione dell’imposta speciale sull’elettricità allo 0,5% e la sospensione temporanea dell’imposta sul valore della produzione di energia elettrica.
Inoltre, sono stati introdotti bonus straordinari di 0,20 €/ kg (0,20 €/l) fino al 31 dicembre 2022 per alcuni prodotti energetici, come benzina, gasolio, gas di petrolio liquefatto (GPL), gas naturale liquefatto (GNL), gas naturale compresso (GNC), biometano e biodiesel.

Il Regio Decreto Legge 17/2022 del 20 settembre, che adotta misure urgenti nel settore dell’energia, nell’applicazione del sistema di remunerazione degli impianti di cogenerazione e riduce temporaneamente l’aliquota dell’Imposta sul Valore Aggiunto (IVA) applicabile alle consegne, alle importazioni e agli acquisti intracomunitari di determinati combustibili, riduce l’Imposta sul Valore Aggiunto (IVA) dal 21% al 5% sulle forniture di gas naturale, pellet, bricchette e legna da ardere, fino al 31 dicembre 2023.

Il Regio Decreto Legge 18/2022 del 18 ottobre, che approva misure per rafforzare la protezione dei consumatori di energia e contribuire alla riduzione del consumo di gas naturale in applicazione del “Piano +Sicurezza”, nonché misure relative alla retribuzione del personale del settore pubblico e alla protezione dei lavoratori agricoli temporanei colpiti dalla siccità, introduce o estende gli incentivi per il miglioramento dell’efficienza energetica e gli investimenti nelle energie rinnovabili.

Il Regio Decreto Legge 20/2022 del 27 dicembre, sulle misure per rispondere alle conseguenze economiche e sociali della guerra in Ucraina e per sostenere la ricostruzione dell’isola di La Palma e di altre situazioni di vulnera bilità, proroga fino al 31 dicembre 2023 le riduzioni al 5% dell’Imposta sul Valore Aggiunto (IVA) su gas ed elettricità, la riduzione dell’accisa sull’energia elettrica allo 0,5% e la sospensione dell’imposta sul valore della produzione di energia elettrica (in relazione a quest’ultima, il sistema elettrico sarà compensato da un importo equivalente per garantire l’equilibrio tra ricavi e costi degli oneri).

Le autorità hanno imposto ai fornitori la vendita a prezzi fissi al dettaglio in base alla quantità di energia consumata mensilmente. La legislazione primaria consente ai fornitori di ottenere un margine fisso per MWh mediante il recupero, dallo Stato, della differenza tra il costo reale di approvvigionamento e il costo risultante dalla deduzione dai prezzi fissi per l’utente finale del margine di fornitura e dei costi regolamentati di trasmissione e distribuzione. Tale recupero è incompleto e ritardato:

• l’ANRE calcola il valore massimo del prezzo medio ponderato dell’energia elettrica al quale i fornitori di energia elettrica devono pagare gli importi dal bilancio statale, pari a 1.300 RON/MWh: tale limite massimo è in vigore dal 1° settembre 2022; 
• limitazione dei prezzi finali fatturati ai clienti: si applicano regole diverse per i prezzi massimi a seconda del tipo di clienti (domestici e non domestici); attualmente tutti i prezzi al dettaglio in Romania sono fissati per legge, il valore massimo è 1.300 RON/MWh; 
• le autorità hanno istituito un meccanismo di acquisizione centralizzato, gestito dall’operatore di mercato OPCOM, in base al quale i produttori vendono ai fornitori l’energia non contrattualizzata, a un prezzo fisso di 450 RON/MWh (circa 91 €/MWh), aiutando così leggermente i fornitori a mantenere i costi complessivi di approvvigionamento al di sotto della soglia di 1.300 RON/MWh.

In tutti i Paesi del Sud America le società di distribuzione possono fornire energia elettrica ai loro clienti in forma regolata, ma anche a libere condizioni di mercato se tali clienti superano particolari limiti.
I limiti del mercato libero per Paese sono i seguenti: