Autorità per l’energia elettrica e il gas

Efficienza energetica e Conto Termico

nuovi obiettivi per i certificati bianchi –il DCO dell’AEEG sul rimborso in tariffa

Marco De Mindirezione Mercati Elettricità e Gas –

Autorità per l’Energia Elettrica il Gas ed i Sistemi Idrici

unità Produzione di Energia, Fonti Rinnovabili ed Efficienza Energetica

Trento, 22 gennaio 2014

AEITsez. Trentino Alto Adige Sudtirol

questo non è un documento ufficiale dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas

Autorità per l’energia elettrica e il gas

indice

A. il meccanismo dei Titoli di efficienza energeticaB. contributo tariffario: struttura, DCO e novitàC. attenzione a …

Autorità per l’energia elettrica e il gas

A) le caratteristiche peculiari dei TEE

Cosa sono i TEE o Certificati Bianchi?

� un meccanismo di promozione dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili negli usi finali;

� un incentivo economico erogato tramite l’adozione di strumenti di mercato (titoli negoziabili);

� un sistema di valutazione bottom-up dei risparmi energetici conseguiti con diverse tipologie di intervento;

Caratteristiche:

� attestano il reale ottenimento di un risparmio energetico;

� l’entità dell’incentivo unitario (cioè il valore del TEE) non è predefinita, ma variabile in funzione del mercato o dell’entità del contributo riconosciuto;

� i beneficiari diretti non sono i clienti finali, ma i distributori ee/gas, le società di servizi energetici (SSE) e soggetti con energy manager (SEM);

� il beneficio totale percepito è proporzionale al risparmio energetico conseguito e non all’entità dell’investimento da sostenere;

� viene valorizzato il risparmio energetico addizionale e misurato confrontando le situazioni ex ante ed ex post, a parità di “condizioni al contorno”.

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A) le novità nella governanceDM MiSE 28 dicembre 2012 (entrato in vigore il 3 gennaio 2013)

Completa revisione del meccanismo (oltre a fissazione degli obiettivi 2013-2016) con:

� trasferimento dell’attività di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi al Gestore dei Servizi Energetici (GSE),

� trasferimento della determinazione degli obiettivi a MiSE /GSE (raccolta dati AEEG),

� dal 2014 trasferimento al GSE della verifica dell’ottemperazione degli obiettivi,

� previsione di definizione di criteri e modalità per la copertura dei costi sostenuti dai distributori,

� modifica di alcuni aspetti delle Linee guida (cumulabilità, possibilità di rendicontazione a partire dal 2014 dei soli progetti in corso di realizzazione o da realizzare, etc.),

� previsione di adeguamento delle Linee guida da parte dei Ministeri competenti, con il supporto di Enea e di RSE, previo svolgimento di una consultazione pubblica e sentita l’AEEG,

� attribuzione a Enea del compito di predisporre e pubblicare guide operative relative al metodo a consuntivo con particolare riferimento ad alcuni settori industriali e la definizione di specifiche misure di supporto,

� approvazione di 18 schede semplificate prodotte dall’Enea nei settori dell’industria, civile e anche dell’agricoltura e dei trasporti (di cui 7 operative da qualche settimana),

� introduzione di procedura semplificata per grandi progetti (+ 35.000 tep/a e vita tecnica > 20 a),

� dal 2015: obbligo di certificazione UNI CEI 11352 per SSE e SEM,

� accesso al meccanismo anche a imprese dei settori industriale, civile, agricolo e terziario che abbiano nominato l’EM ovvero siano dotate di sistema di gestione dell’energia ISO 50001,

� previste emissioni di titoli in termini di coefficienti moltiplicativi dei titoli rilasciabili (“premialità”) in funzione, del grado di innovazione tecnologica e dell’impatto sulla riduzione delle emissioni in atmosfera.

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GSE

Distributore obbligatorichiede TEE

Fase I: interventi

Cliente finaleGMEGSE (fino al gennaio

2013: AEEG) autorizzal’emissione dei TEE

GME emette i TEE

ricavi da

minori consumi

Distributore

obbligatochiede annullamento

dei TEE

Fase II: compravendita TEE + ottemperazione dei propri obblighi da parte dei distributori obbligati

Soggetto

volontarioacquisto TEE,

tramite contrattazione bilateraleoppure mercato GME

Soggetto volontario

al 31/05/12:

• 329 SSE attive

• 22 soggetti SEM

• 14 D non obbligati

anno 2013:

• 63 D soggetti agli obblighi(D. 11/2013)

GSE

AEEG (dal 2014: GSE)verifica conseguimentoobbligo

riconoscimento tariffario)

A) Il flusso delle operazioni

Flussi di cassaFlusso di informazioni Trasferimento TEE

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Risparmi annui addizionali e cumulativi(DM 2004, DM 21/12/07 e DM 28/12/12)

A) obiettivi

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A) I principali risultati conseguiti / 1

Risparmi energetici certificati dall’avvio del meccanismo al gennaio 2013: circa 17,5 milioni di tep (2,5 Mtep / anno, 6 Mtep nell’ultimo anno), tramite riduzione dei consumi di:

� energia elettrica per circa il 57%,� gas naturale per circa il 28%,� combustibili liquidi e solidi (non per autotrazione) per circa il 16%.

Si nota il costante aumento negli anni della quota tipicamente termica: nel 2009 era pari al 28%, nel 2012 al 63%.

0 500.000 1.000.000 1.500.000 2.000.000 2.500.000

Gen06-Dic06

Gen07-Dic07

Gen08-Dic08

Gen09-Dic09

Gen10-Dic10

Gen11-Dic11

Gen12-Gen13

TEE Tipo III Emessi

TEE Tipo II Emessi

TEE Tipo I Emessi

0 2.000.000 4.000.000 6.000.000 8.000.000

Gen06-Dic06

Gen07-Dic07

Gen08-Dic08

Gen09-Dic09

Gen10-Dic10

Gen11-Dic11

Gen12-Gen13

TEE totali

RNC totali

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A) I principali risultati conseguiti / 2

Nel periodo febbraio 2013 – 18 dicembre 2013 (dati GSE sulle sole RVC di competenza GSE):

dati GSE al 18 dicembre 2013

Autorità per l’energia elettrica e il gas

A) I principali risultati conseguiti / 2

Nel periodo febbraio 2013 – 18 dicembre 2013 (dati GSE sulle sole RVC di competenza GSE):

dati GSE al 18 dicembre 2013

Autorità per l’energia elettrica e il gas

A) I principali risultati conseguiti / 2

Nel periodo febbraio 2013 – 18 dicembre 2013 (dati GSE sulle sole RVC di competenza GSE):

dati GSE al 18 dicembre 2013dati GSE al 18 dicembre 2013

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B) Contributo tariffario: condizioni al contorno

� DM 28 dicembre 2012, art. 9: «I costi sostenuti dai soggetti di cui all’articolo 3, comma 1 [ndr: obbligati], perla realizzazione dell’obbligo trovano copertura , limitatamente alla parte non coperta da altre risorse, sullecomponenti delle tariffe per il trasporto e la distribuzione dell’energia elettrica e del gas naturale. Lacopertura dei costi è effettuata secondo criteri e modalità definiti dall’Autorità per l’energia el ettrica e ilgas , in misura tale da riflettere l’andamento del prezzo dei certificati b ianchi riscontrato sul mercato econ la definizione di un valore massimo di riconoscimento »;

� attuale formula aggiornamento contributo tariffario (EEN 36/08, applicata sino all’anno d’obbligo 2012)

C(t+1) = C(t) * (100 +E)/100

non rispondente a quanto previsto dal DM e alle dinamiche dimercato, con il rischio di ribaltare in modo eccessivo neiconfronti dei SO i costi di funzionamento.

Applicazione per il 2013 76,64 €/tep, inadeguato eobsoleto.

� DM 28 dicembre 2012, art. 8, grandi progetti [+35 ktep/anno e vita tecnica +20 anni]: «Per agevolare larealizzazione dell’investimento, è riconosciuta altresì al proponente la facoltà di optare per un regime cheassicuri un valore costante del certificato per l’intera vita utile del l’intervento , pari al valore vigente alladata di approvazione del progetto; l’Autorità per l’energia elettrica e il gas definisce le modalità operative ditale previsione, avuto riguardo alle eventuali fluttuazio ni del valore di mercato del certificato ».

riduzioni percentuali registrate dai

clienti finali domestici per energia

elettrica, gas naturale e gasolio da

riscaldamento tra t-1 e t

40

50

60

70

80

90

100

110

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Contributo

tariffario

[€/TEE]

Pm borsa

[€/TEE]

Pm (borsa+bilaterali)

[€/TEE]

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B) Orientamenti DCO 485/13 (novembre 2013)

Determinazione del contributo tariffario

� Cap. 4 del DCO: analisi e osservazioni generali:

- esigenza di fissazione ex ante del contributo vs. corresponsione ex post,

- fattori di incertezza (p.e.: gare gas, II-CAR, CET, nuove LG, applicazione della nuova flessibilitàper ottemperare agli obblighi, grandi progetti, nuove schede ex DM, rendicontabilità a breve deisoli progetti ancora da realizzarsi o in corso di realizzazione ex art. 6 DM);

� attuale difficoltà di determinazione del contributo tariffario anche in funzione dei costi marginali digenerazione dei TEE e previsione di futuro adeguamento;

� definizione di un contributo tariffario preventivo (all’inizio dell’anno d’obbligo) edi uno definitivo (al termine dell’anno d’obbligo):

CPREVENTIVO(t+1) = CPREVENTIVO (t) * [100 + α . E(t+n)]/100

CDEFINITIVO(t+1) = CPREVENTIVO(t+1) + k * [(S(t+1) – CPREVENTIVO(t+1)]

riduzioni percentuali attese dai clienti finali domestici per energia,

valutate sulla base dei costi forward, eventualmente riferiti al

medesimo anno

oppure, in via transitoria, riduzioni registrate tra anno t-1 e t

valore medio ponderato dei prezzi degli scambi avvenuti presso il

mercato organizzato (eventualmente comprensivo dei prezzi degli

scambi avvenuti tramite accordi bilaterali) nel medesimo anno

d’obbligo

0,5 (tiene conto del fatto che alla riduzione

delle bollette non corrisponde un analogo

aumento del corrispettivo)

0,8 (tiene conto del fatto che, nel caso aumenti

il contributo preventivo, si lasci in capo ai

distributori il 20% delle maggiori spese, mentre

nel caso lo riduca, si allochi il 20% del maggior

ricavo)

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B) Orientamenti DCO 485/13 (scadenza osservazioni 25/11)

Determinazione del contributo tariffario

� Determinazione, in via eccezionale, del contributo preventivo per l’anno d’obbligo 2013 pari a97,52 €/tee, in funzione di:

- valore medio ponderato degli scambi in borsa nel periodo giugno 2011 – maggio 2013 (anzichéil contributo dell’anno d’obbligo 2012);

CPREVENTIVO(t+1) = CPREVENTIVO (t) . [100 + α . E(t+n)]/100

- valore delle variazioni (+11,89%) dei prezzi dell’energia registrate nel periodo ’11-’12;

� fissazione del valore massimo di riferimento insita nella formulazione presentata;

� tempistica di aggiornamento:

- a partire dal 2014, entro il 30 giugno dell’anno (t+1) - ovvero contestualmente alla verificaobiettivi - vengono resi disponibili il contributo preventivo dell’anno (t+1) e il contributo definitivodell’anno (t);

� modalità di erogazione e ripartizione tra i conti gestiti da CCSE:

- modalità di erogazione confermate rispetto alle attuali;

- ripartizione tra il Conto oneri e.e. e il Fondo gas naturale in funzione del vettore distribuito dalSO e non della tipologia di TEE effettivamente utilizzato per adempiere all’obiettivo.

30 giugno 2014

preventivo 2014

definitivo 2013

30 giugno 2015

preventivo 2015

definitivo 2014

30 giugno 2016

preventivo 2016

definitivo 2015

30 giugno 2017

definitivo 2016

fine consultazione

preventivo 2013

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B) Orientamenti DCO 485/13 (scadenza osservazioni 25/11)

Incentivo costante per i «grandi progetti»

� Par. 6.3 del DCO: peculiarità dei «grandi progetti» vs. meccanismo (per alcuni versi, simile) CAR;

� caratteristiche del meccanismo incentivazione dei «grandi progetti»:

- valore costante riconosciuto a partire dal contributo definitivo in vigore per l’anno d’obbligoprecedente a quello in cui avviene l’approvazione del progetto (a.e.: nel caso di approvazione aott ’14, si considera contributo definitivo 2013);

- valorizzazione del minore rischio in capo all’operatore mediante parametro «costi medi delprogetto», che tiene conto dei costi medi di generazione del risparmi, proposto dall’operatore eparte integrante dell’istruttoria tecnico-economica:

CGARANTITO(t+x) = CMEDIO PROGETTO + 0,5 * [CDEFINITIVO(t) - CMEDIO PROGETTO]

- in alternativa, fissazione del contributo costante pari ai costi medi, con sovra-remunerazione delcapitale (rif.: 2% definito per progetti pilota nel settore della distribuzione);

- in generale, contributo costante non superiore alla media dei contributi definitivi degli ultimi treanni d’obbligo;

� sempre nel caso di valore costante, ma nel caso in cui i TEE da grandi progetti non siano ritirati dalGSE e siano invece oggetto di contrattazione, previsione della necessità di confronto annuo travalore garantito e la media dei prezzi di scambio (o degli effettivi prezzi di scambio, previamarchiatura dei TEE).

Direttamente uguale al costo medio di progetto nel caso

questo sia maggiore del contributo definitivo

Eventuale utilizzo della media degli ultimi tre anni

Autorità per l’energia elettrica e il gas

B) Intendimenti finaliStato dell’arte della consultazione: previsioni

� sostanziale conferma di quanto presentato nel DCO per quanto riguarda la definizione per il 2013 egli anni seguenti del contributo tariffario, prevista a brevissimo;

� alcune modifiche per tenere conto di alcune osservazioni da parte dei soggetti che hannopartecipato alla consultazione;

� in particolare, ridefinizione del parametro k in funzione di un valore minimo e dello scostamentomassimo tra prezzi di scambio e contributo definitivo;

� successivo documento per quanto riguarda i grandi progetti, al fine di terminare alcuniapprofondimenti.

C) Attenzione a …� assestamento nuova governance Tee,

� previsione adeguamento Linee guida Tee (cfr. art. 6 DM 28 dicembre 2012),

� compatibilità / complementarietà tra sistemi incentivanti,

� continuità di accesso ai dati e alle informazioni strumentali all’esercizio delle funzioni di competenzadell’Autorità,

� prossimi passi AEEG: criteri sanzionatori.

ing. Marco De MinAutorità per l’Energia Elettrica il Gas ed i sistemi idriciDirezione Mercati Elettricità e Gasmercati@autorita.energia.it