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72 CAPITOLO SECONDO sfruttando pieghe e interstizi della normativa; dall’altro sono state ap- plicate le regole generali, con risultati spesso insoddisfacenti (v. il caso RPT descritto nel par. 2.3). Occorre precisare che il vuoto di regolazione non è imputabile interamente all’Aeeg. Il legislatore ha fornito indicazioni insufficienti e ha finito per favorire interpretazioni restrittive della giurisprudenza amministrativa. Come si dirà nel par. 2.8, questi ostacoli possono essere superati solo con una revisione dell’attuale normativa. È possibile, però, rilevare che all’Aeeg spetta il compito di valutare l’impatto che lo sviluppo delle reti private potrebbe avere sul sistema elettrico e di proporre soluzioni laddove si registrino effetti negativi che possono essere corretti con revisioni della regolazione. Nel corso del 2012 l’Aeeg sembra aver posto al centro della sua analisi le preoccupazioni relative alla sostenibilità finanziaria del sistema elettrico. In parte, tali preoccupazioni sono collegate all’esplosione degli oneri generali di sistema. Causa principale di tale esplosione è il finanziamento degli incentivi alle fonti rinnovabili. Ma l’aumento degli oneri generali ha ricadute immediate sulla regolazione delle reti private. L’interrogativo principale è se il regime tariffario di favore, al momento previsto per SEU, SESEU e RIU, risulti sostenibile con l’attuale livello di oneri generali o in previsione del loro aumento in futuro. Consideriamo innanzitutto le modalità di applicazione di tale regime tariffario. Nel DCO 33/11 (p. 38-41) l’Aeeg mostrava chiaramente i vantaggi del SEU sotto il profilo dei corrispettivi per i servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento, nonché per gli oneri di sistema. Quando tali corrispettivi sono espresso in centesimi di euro per punto di prelievo all’anno, oppure in centesimi di euro per kW di potenza impegnati all’anno, il SEU si trova nella medesima posizione di qualsiasi altro cliente finale. Viceversa, per i corrispettivi espressi in centesimi di euro per kWh di energia elettrica, il SEU ha diritto ad una tariffa che tiene conto solo dell’energia elettrica prelevata sul punto di
LA NORMATIVA ITALIANA connessione, non dell’energia elettrica consumata all’interno del SEU. Riprendendo l’esempio proposto dal DCO 33/11 (p. 40), se il SEU ha un consumo interno di 250 kWh e un prelievo di 100 kWh, il corrispettivo da pagare all’impresa distributrice per questa componente sarà pari a 100*0,063 = 6,3. Viceversa, un sistema non qualificabile come SEU dovrebbe pagare 350*0,063 = 22,05 32 . Il medesimo principio si applica alla tariffa TRAS del servizio di trasporto sulla rete di trasmissione, espressa in centesimi di euro per kWh (periodo regolatorio 2012-2015) e agli oneri di sistema, laddove siano espressi in centesimi di euro per kWh di energia elettrica consumata 33 . A conclusioni analoghe si giunge utilizzando l’esempio di RIU proposto nel DCO 33/11 (p. 59-64). Qual è l’effetto di tale regime tariffario sul sistema elettrico? In una segnalazione dell’ottobre 2012 (410/2012/I/COM, p. 39) l’Aeeg osserva che circa il 7% dell’energia elettrica consumata (clienti in AT e AAT, Ferrovie dello Stato) non è soggetta al pagamento della parte variabile della componente tariffaria A. Inoltre, circa il 9% dell’energia elettrica consumata non è soggetta al pagamento di una parte delle tariffe di trasporto e degli oneri generali di sistema. Si tratta, in particolare, di energia elettrica consumata da SEU e RIU e dell’energia elettrica immessa in rete con il meccanismo dello Scambio sul Posto (SSP). Il prevedibile incremento della generazione distribuita dovrebbe aumentare la percentuale di energia elettrica non soggetta alle tariffe di trasporto e agli oneri generali. A parere dell’Aeeg, da tale situazione deriva un aumento dei valori unitari medi per le menzionate componenti tariffarie che potrebbe rendere insostenibile il sistema. 32 Per questo esempio si utilizza la quota energia stabilita dall’Aeeg per il 2013 per la tariffa obbligatoria del servizio di distribuzione con riferimento a utenze non domestiche in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW. 33 Le definizioni relative agli oneri generali di sistema si trovano nel TIT. Per l’ultimo aggiornamento delle diverse componenti (A, UC e MCT) v. la delibera Aeeg 383/2012/R/COM. 73
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Occorre precisare che il vuoto <strong>di</strong> regolazione non è imputabile<br />
interamente all’Aeeg. Il legislatore ha fornito in<strong>di</strong>cazioni insufficienti e<br />
ha finito per favorire interpretazioni restrittive della giurisprudenza amministrativa.<br />
Come si <strong>di</strong>rà nel par. 2.8, questi ostacoli possono essere<br />
superati solo con una revisione dell’attuale normativa. È possibile, però,<br />
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sviluppo delle reti private potrebbe avere sul sistema elettrico e <strong>di</strong> proporre<br />
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corretti con revisioni della regolazione.<br />
Nel corso del 2012 l’Aeeg sembra aver posto al centro della sua<br />
analisi le preoccupazioni relative alla sostenibilità finanziaria del sistema<br />
elettrico. In parte, tali preoccupazioni sono collegate all’esplosione<br />
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oneri generali ha ricadute imme<strong>di</strong>ate sulla regolazione delle reti private.<br />
L’interrogativo principale è se il regime tariffario <strong>di</strong> favore, al momento<br />
previsto per SEU, SESEU e RIU, risulti sostenibile con l’attuale livello<br />
<strong>di</strong> oneri generali o in previsione del loro aumento in futuro.<br />
Consideriamo innanzitutto le modalità <strong>di</strong> applicazione <strong>di</strong> tale<br />
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i vantaggi del SEU sotto il profilo dei corrispettivi per i servizi <strong>di</strong><br />
trasmissione, <strong>di</strong>stribuzione e <strong>di</strong>spacciamento, nonché per gli oneri <strong>di</strong><br />
sistema. Quando tali corrispettivi sono espresso in centesimi <strong>di</strong> euro per<br />
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impegnati all’anno, il SEU si trova nella medesima posizione <strong>di</strong><br />
qualsiasi altro cliente finale. Viceversa, per i corrispettivi espressi in<br />
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