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64 CAPITOLO SECONDO quadro di regole stabili espone gli investitori a notevoli rischi. Oltre alle incertezze legate all’applicazione delle regole generali alla RPr, l’incognita maggiore è rappresentata dalla collaborazione dei concessionari di reti pubbliche. In mancanza di tale collaborazione, la gestione dei rapporti fra RPr e sistema elettrico risulterebbe impossibile. Sarebbe opportuno introdurre forme obbligatorie di coordinamento sul modello di quanto già previsto per i gestori di reti pubbliche dagli art. 34 e 35 TICA. In secondo luogo, sembra esserci spazio per una riflessione sul tipo di regolazione più adatta alle RPr. Come rilevato nel paragrafo precedente, nella maggior parte dei casi l’Aeeg propone di adattare le regole generali alle RIU e alle RPr. Tuttavia, l’indicazione proveniente dalla legislazione europea va nella direzione di ridurre gli obblighi a carico dei SDC, fra i quali rientrano le RPr (v. par. 1.3). In termini più generali, il legislatore italiano ha chiesto a tutte le autorità amministrative indipendenti di misurare e ridurre gli oneri amministrativi a carico delle imprese entro il 31 dicembre 2012 25 . Anche in questo caso, si tratta di un obiettivo stabilito in sede europea. L’Aeeg ha già intrapreso alcune iniziative in proposito. I produttori con impianti di potenza complessiva uguale o inferiore a 100 kW che non svolgano altre attività sono stati esonerati da alcuni obblighi informativi (delibera 443/2012/A). I cosiddetti “operatori marginali” possono adottare una separazione contabile semplificata (art. 16.2 e 33ss. TIU). In termini ancor più generali, il testo unico sulle cooperative elettriche prevede in alcuni casi un numero significativo di esenzioni (v. par. 3.3). La medesima logica di semplificazione dovrebbe essere adottata per le future RPr. Laddove si tratti di infrastrutture nelle quali gli scambi in prelievo e in immissione con il sistema elettrico siano marginali, è opportuno favorirne lo sviluppo evitando l’estensione automatica 25 Art. 6.3 l. 106/11. La riduzione degli oneri amministrativi rientra fra gli obiettivi del piano strategico dell’Aeeg per il 2012-14 (delibera 308/2012/A, p. 28). V. anche il documento di consultazione 97/2013/A sulle linee guida per la misurazione degli oneri amministrativi associati agli obblighi informativi.
LA NORMATIVA ITALIANA delle regole generali. La riduzione degli oneri amministrativi potrebbe essere graduata in relazione alla disponibilità delle RPr ad assumere obblighi che procurino risorse aggiuntive per il sistema elettrico. Ad esempio, una maggiore semplificazione potrebbe essere richiesta dalle RPr che offrono servizi di rete, oppure sono disponibili a connettere unità di produzione nelle aree in cui si riscontrano problemi di saturazione reale o virtuale delle reti pubbliche 26 . Più in dettaglio, la riduzione degli oneri amministrativi sembra possibile almeno sui seguenti aspetti: - requisiti di connessione e dispositivi di sicurezza. A livello europeo, il codice di rete per i requisiti di connessione prevede una procedura per la richiesta di deroghe da parte di qualsiasi gestore di rete (inclusi i SDC). Il principio generale è che i requisiti di connessione debbano tener conto di obiettive differenze fra le tecnologie e che si debbano ottimizzare il più alto livello di efficienza e il più basso livello di costi totali 27 . A livello italiano, la nuova versione della norma CEI 0-16: 2013, in fase di elaborazione, dovrebbe introdurre requisiti e prescrizioni differenziati per le principali ipotesi di reti private 28 . Pur salvaguardando il livello di sicurezza minimo, l’Aeeg potrebbe autorizzare deroghe caso per caso, prescrivere in via generale requisiti semplificati o lasciare al responsabile RPr la scelta fra diverse opzioni. L’obiettivo dovrebbe essere la riduzione dei costi di realizzazione per tutte le RPr. Per evitare disparità di trattamento fra soluzioni impiantistiche sostanzialmente analoghe, le medesime regole si dovrebbero applicare alle RIU. Ma per queste ultime si tratterebbe solo di valutare i requisiti per l’adeguamento delle infrastrutture già esistenti; 26 Sul problema della saturazione reale e virtuale v., da ultimo, la segnalazione Aeeg 410/2012/I/COM; Nicolini (2012). 27 Sui codici di rete europei v. par. 1.4. 28 V. la presentazione di M. Delfanti al convegno Energia e reti nelle politiche di coesione, Roma, 20 novembre 2012. 65
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CAPITOLO SECONDO<br />
quadro <strong>di</strong> regole stabili espone gli investitori a notevoli rischi. Oltre alle<br />
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maggiore è rappresentata dalla collaborazione dei concessionari <strong>di</strong><br />
reti pubbliche. In mancanza <strong>di</strong> tale collaborazione, la gestione dei rapporti<br />
fra RPr e sistema elettrico risulterebbe impossibile. Sarebbe opportuno<br />
introdurre forme obbligatorie <strong>di</strong> coor<strong>di</strong>namento sul modello <strong>di</strong><br />
quanto già previsto per i gestori <strong>di</strong> reti pubbliche dagli art. 34 e 35 TICA.<br />
In secondo luogo, sembra esserci spazio per una riflessione sul<br />
tipo <strong>di</strong> regolazione più adatta alle RPr. Come rilevato nel paragrafo<br />
precedente, nella maggior parte dei casi l’Aeeg propone <strong>di</strong> adattare le<br />
regole generali alle RIU e alle RPr. Tuttavia, l’in<strong>di</strong>cazione proveniente<br />
dalla legislazione europea va nella <strong>di</strong>rezione <strong>di</strong> ridurre gli obblighi a<br />
carico dei SDC, fra i quali rientrano le RPr (v. par. 1.3). In termini più<br />
generali, il legislatore italiano ha chiesto a tutte le autorità amministrative<br />
in<strong>di</strong>pendenti <strong>di</strong> misurare e ridurre gli oneri amministrativi a carico<br />
delle imprese entro il 31 <strong>di</strong>cembre 2012 25 . Anche in questo caso, si tratta<br />
<strong>di</strong> un obiettivo stabilito in sede europea. L’Aeeg ha già intrapreso<br />
alcune iniziative in proposito. I produttori con impianti <strong>di</strong> potenza complessiva<br />
uguale o inferiore a 100 kW che non svolgano altre attività<br />
sono stati esonerati da alcuni obblighi informativi (delibera 443/2012/A).<br />
I cosiddetti “operatori marginali” possono adottare una separazione<br />
contabile semplificata (art. 16.2 e 33ss. TIU). In termini ancor più generali,<br />
il testo unico sulle cooperative elettriche prevede in alcuni casi un<br />
numero significativo <strong>di</strong> esenzioni (v. par. 3.3).<br />
La medesima logica <strong>di</strong> semplificazione dovrebbe essere adottata<br />
per le future RPr. Laddove si tratti <strong>di</strong> infrastrutture nelle quali gli<br />
scambi in prelievo e in immissione con il sistema elettrico siano marginali,<br />
è opportuno favorirne lo sviluppo evitando l’estensione automatica<br />
25 Art. 6.3 l. 106/11. La riduzione <strong>degli</strong> oneri amministrativi rientra fra gli obiettivi<br />
del piano strategico dell’Aeeg per il 2012-14 (delibera 308/2012/A, p. 28). V. anche il<br />
documento <strong>di</strong> consultazione 97/2013/A sulle linee guida per la misurazione <strong>degli</strong> oneri<br />
amministrativi associati agli obblighi informativi.
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