Tariffe per il servizio di trasporto

Il 2023 rappresenta l’ottavo anno relativo al nuovo periodo regolatorio la cui durata è stata incrementata da quattro a otto anni (2016-2023) suddivisa in due sotto-periodi.

Le disposizioni normative sono articolate in tre Testi Integrati: il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT)”_Allegato A alla delibera 568/2019/R/eel, “Il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME)”_Allegato B alla delibera 568/2019/R/eel e il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC)_Allegato C alla delibera 568/2019/R/eel, pubblicati il 27 dicembre 2019.

L’ARERA ha confermato, per il servizio di distribuzione, il disaccoppiamento della tariffa applicata ai clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (c.d. tariffa di riferimento). Le tariffe obbligatorie per l’anno 2023 sono state pubblicate con delibera 720/2022/R/eel per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti non domestici, con delibera 719/2022/R/eel per l’erogazione del servizio di trasmissione, con delibera 721/2022/R/eel relativa all’erogazione dei servizi di rete per i clienti domestici.

In data 16 maggio 2023, con delibera 206/2023/R/eel, sono state pubblicate le tariffe di riferimento provvisorie 2023 per i servizi di distribuzione e di misura dell’energia elettrica per le imprese distributrici che servono almeno 25.000 punti di prelievo.

Si evidenzia inoltre che con la delibera 154/2023/R/eel, pubblicata in data 11 aprile 2023, sono state definite le tariffe di riferimento definitive relative all’anno 2022.

Sono confermate le regole in vigore nel precedente sotto-periodo regolatorio rappresentate da:

1. lag regolatorio e remunerazione del capitale investito;
2. allungamento vite utili regolatorie;
3. criteri di regolazione tariffaria: dis, cot, misura.

Relativamente al primo punto, l’ARERA ha confermato le modalità di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti sia per la Distribuzione che per la Misura (senza retroattività).

Il criterio fondato sulla maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuta ai nuovi investimenti, pari all’1% (dell’anno t-2), è stato sostituito dall’introduzione del riconoscimento nella base di capitale (c.d. RAB) anche degli investimenti realizzati nell’anno t-1, valutati sulla base di dati pre-consuntivi comunicati all’ARERA. Tali dati saranno utilizzati per la determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie e verranno sostituiti poi dai dati consuntivi per la determinazione delle tariffe di riferimento definitive pubblicate entro i primi mesi dell’anno successivo.

L’ARERA riconosce nell’anno t la sola remunerazione del capitale investito relativo ai cespiti entrati in esercizio nell’anno t-1, senza riconoscere la quota di ammortamento a essi relativa (che rimane riconosciuta all’anno t-2).

Nel nuovo sotto-periodo l’ARERA ha confermato le vite utili regolatorie già stabilite precedentemente.

In data 23 dicembre 2021, l’ARERA ha pubblicato la delibera 614/2021/R/com con la quale ha fissato i criteri di determinazione del WACC per il periodo 2022-2027 e ha stabilito, per l’anno 2022, un tasso di remunerazione del capitale investito, per il servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica, pari al 5,2%, confermato anche per l’anno 2023 con delibera 654/2022/R/com.

Sul fronte dei costi operativi, la nuova tariffa per impresa copre i costi specifici attraverso un coefficiente di modulazione dei costi medi nazionali, che è determinato dall’ARERA in funzione dei costi effettivi dell’impresa e delle variabili di scala.

Tali costi, nella definizione della tariffa per impresa, secondo quanto definito dalla delibera 568/2019, vengono maggiorati dai contributi di connessione a forfait riconosciuti a livello nazionale, considerati come contributi in conto capitale e non più detratti dai costi operativi.

Inoltre, i contributi di connessione a forfait di ciascuna impresa vengono detratti direttamente dal capitale investito dell’impresa considerandoli al pari di cespiti MT/BT.

L’aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione per gli anni successivi al primo avviene individualmente in base agli incrementi patrimoniali comunicati dalle imprese nell’ambito delle raccolte dati sulla RAB. Il criterio di aggiornamento prevede che:

• la quota della tariffa a copertura dei costi operativi sia aggiornata mediante il meccanismo del price-cap (con un obiettivo di recupero di produttività del 1,3%);
• la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, gli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio e differenziati per livello di tensione, l’effetto di dismissioni, alienazioni;
• la parte a copertura degli ammortamenti sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni e fine vita utile e il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi entrati in esercizio.

Relativamente all’attività di commercializzazione, l’ARERA conferma un’unica tariffa di riferimento che riflette sia i costi relativi alla gestione del servizio di rete sia i costi relativi alla commercializzazione, applicando il regime di riconoscimento puntuale dei costi di capitale anche per gli investimenti nell’attività di commercializzazione (unica tariffa per impresa omnicomprensiva per il servizio di distribuzione e di commercializzazione).

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l’ARERA ha confermato la tariffa binomia (potenza e consumo) per i clienti in alta tensione, e la struttura della tariffa di costo per il servizio di trasmissione verso Terna (CTR) introducendo un corrispettivo anch’esso binomio. La presenza delle due tariffe ha confermato il meccanismo di perequazione.

I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione e misura per il vigente ciclo regolatorio si articolano in:

• perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;
• perequazione dei ricavi di misura per il servizio in bassa tensione;
• perequazione dei costi di trasmissione;
• perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard.

La perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione ha l’obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto tra i ricavi fatturati all’utenza attraverso la tariffa obbligatoria e i ricavi ammessi del distributore, calcolati attraverso la tariffa di riferimento dell’impresa.

Con la delibera 568/2019, l’ARERA dispone che l’ammontare di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione è ridotto di un ammontare pari al 50% dei ricavi netti derivanti dall’utilizzo dell’infrastruttura elettrica per finalità ulteriori rispetto al servizio elettrico, rilevati a consuntivo nell’anno n-2, qualora il predetto ricavo netto superi lo 0,5% del totale ricavo riconosciuto.

La perequazione dei costi di trasmissione ha l’obiettivo di rendere passante per il distributore il costo riconosciuto a Terna per il servizio di trasmissione (CTR) con quanto versato dai clienti finali attraverso la tariffa obbligatoria di trasmissione (TRAS).

Con la circolare n. 21/2023/etl del 18 maggio 2023 CSEA ha invitato le imprese distributrici che accedono al regime individuale di riconoscimento dei costi a esprimere la propria volontà a partecipare o meno al meccanismo di acconti per l’anno 2023. areti ha comunicato la propria adesione a mezzo PEC in data 19 maggio 2023.

In data 29 settembre 2023 è stato pubblicato il documento di consultazione 423/2023/R/eel i cui temi principali riguardano i meccanismi di promozione per le aggregazioni tra le imprese distributrici, la promozione della razionalizzazione degli asset di rete di alta tensione, l’evoluzione dell’incentivazione all’ottenimento dei contributi pubblici, la regolazione tariffaria dell’energia reattiva, l’aggiornamento delle “altre prestazioni specifiche” previste dal TIC. Il termine per l’invio delle osservazioni è il 27 ottobre 2023.

In esito a tale consultazione, l’ARERA ha pubblicato la delibera 617/2023/R/eel del 27 dicembre 2023 in cui ha modificato, tra le varie, l’incentivazione all’ottenimento dei contributi pubblici. La premialità è pari al 10% dei contributi pubblici incassati nel corso dell’anno precedente e viene accertata e determinata annualmente dall’Autorità entro il 31 ottobre di ciascun anno dal 2025 al 2028. Le imprese distributrici sono tenute a comunicare l’elenco dei contributi pubblici incassati, entro il 31 marzo dell’anno successivo a quello al quale si riferisce il contributo. Le premialità sono riconosciute in tre rate di uguale entità, salvo diversa e motivata disposizione dell’Autorità in sede di determinazione delle partite economiche, per ragioni di liquidità dei conti o impatto complessivo tariffario.

In data 27 dicembre 2023, l’ARERA ha pubblicato la delibera 616/2023/R/eel con la quale viene approvata la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo 2024-2027, nonché i relativi Testi Integrati per la distribuzione (TIT), la misura (TIME) e per il servizio di connessione (TIC). Si evidenzia inoltre che il TIT è stato integrato con le disposizioni relative ai criteri di riconoscimento dei costi per le imprese soggette ai criteri ROSS.

Con la delibera 449/2020/R/eel del 10 novembre 2020 è stato modificato l’algoritmo di calcolo della perequazione ΔL relativo al valore della differenza tra le perdite effettive e le perdite standard a decorrere dall’anno 2019; è stato modificato il fattore percentuale applicato a fini perequativi per le perdite commerciali di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi per la zona “centro” e per il livello di tensione BT, passando da 2% a 1,83%. Con la medesima delibera, con decorrenza 1° gennaio 2021, è stata modificata la Tabella 4 del TIS.

In data 21 dicembre 2021, l’ARERA ha pubblicato il DCO 602/2021/R/eel in cui prospetta, per il biennio 2022-2023, la revisione dei fattori percentuali convenzionali per le perdite commerciali da applicare alle imprese distributrici per finalità perequative e la revisione dei fattori percentuali convenzionali di perdita da applicare ai fini del settlement del servizio di dispacciamento ai clienti finali a decorrere dal 1° gennaio 2023. Le imprese distributrici hanno inviato le proprie osservazioni il 31 gennaio 2022.

Tale procedimento di consultazione si è concluso con la pubblicazione della delibera 117/2022/R/eel del 22 marzo 2022 con la quale l’Autorità ha fissato i fattori percentuali convenzionali relativi alle perdite commerciali da applicare all’energia elettrica a fini perequativi pari a 1,77% nella zona Centro per il 2022 e 1,72% nella zona Centro per il 2023. Ha inoltre introdotto un cap al prezzo PAU da applicare, pari alla media aritmetica dei PAU medi annui 2016-2021.

Con specifica istanza da presentarsi entro maggio 2022, si è previsto il riconoscimento delle perdite di rete imputabili a prelievi fraudolenti non recuperabili che si manifestano con entità eccezionale rispetto ai livelli riconosciuti convenzionalmente. Il riconoscimento è stato previsto esclusivamente in caso di saldo di perequazione netto negativo sul triennio 2019-2021 e avrà un valore al più pari a quanto necessario ad azzerare tale saldo. In aggiunta, con istanza da presentarsi entro maggio 2024, è stato previsto il medesimo riconoscimento relativo al biennio 2022-2023. L’istanza relativa al riconoscimento delle perdite sul triennio 2019-2021 è stata presentata da areti a mezzo PEC in data 31 maggio 2022.

In data 7 febbraio 2023 l’ARERA ha pubblicato la delibera 42/2023/R/eel con la quale ha avviato il procedimento volto a verificare la sussistenza del diritto al riconoscimento dei prelievi fraudolenti non recuperabili dichiarati da areti, la quantità di prelievi fraudolenti da ammettere al riconoscimento e il corrispondente valore economico. In esito a tale delibera, l’Autorità ha comunicato, a mezzo PEC, le risultanze istruttorie del procedimento:

• il riconoscimento oggetto dell’istanza è positivo (segnalando quindi una posizione a debito dell’impresa) ed è pari a circa € 1 milione;
• i prelievi fraudolenti non recuperabili sono ammessi a riconoscimento esclusivamente per la fattispecie degli “stabili occupati” (138 GWh), non ammettendo a riconoscimento le fattispecie delle “vie a rischio” (36 GWh) e degli “ignoti” (7 GWh). Nell’ambito delle future sessioni di aggiornamento dei saldi di perequazione, CSEA riconoscerà ad areti il suddetto ammontare e i relativi aggiornamenti annuali cui sono soggetti i saldi di perequazione relativi al triennio 2019-2021.

Si evidenzia che, con delibera 181/2023/R/eel del 4 maggio 2023, l’Autorità ha chiuso il procedimento avviato con la deliberazione 42/2023/R/eel dando mandato alla CSEA affinché riconosca ad areti il suddetto importo e i relativi aggiornamenti annuali cui sono soggetti i saldi di perequazione relativi al triennio 2019-2021, nell’ambito delle future sessioni di aggiornamento dei saldi di perequazione.

In data 25 luglio 2023, l’ARERA ha pubblicato la delibera 336/2023/R/eel con la quale avvia un procedimento per l’adozione di provvedimenti atti a riformare la disciplina del settlement elettrico, le modalità di determinazione e approvvigionamento delle perdite di rete e il relativo meccanismo di perequazione considerando le innovazioni intercorse in relazione all’attività di meter reading, al superamento del servizio di Maggior Tutela e all’innovazione della regolazione del dispacciamento. La riforma è articolata per fasi prevedendo che i primi interventi siano indirizzati al superamento della disciplina del load profiling e del ruolo di utente residuale fino a ora attribuito all’Acquirente Unico nell’ambito della medesima disciplina, nonché alla conseguente ottimizzazione dei relativi obblighi informativi e di monitoraggio a carico dei diversi soggetti.

Si evidenzia inoltre che, con delibera 584/2023/R/eel del 12 dicembre 2023, l’Autorità estende all’anno 2024 la disciplina della perequazione delle perdite di rete prevista ai sensi del TIV per il biennio 2022-2023, i fattori convenzionali di perdita ai fini perequativi stabiliti nel TIV per l’anno 2023 e i fattori convenzionali di perdita applicati per l’anno 2023 all’energia elettrica immessa e prelevata ai sensi del TIS. Con riferimento alle situazioni marginali, il meccanismo di reintegrazione delle perdite viene confermato nel 2024 prevedendo la presentazione dell’istanza a maggio 2025 con riferimento al triennio 2022-2024.

Il 3 agosto 2023 è stato pubblicato il documento di consultazione 377/2023/R/eel in cui l’Autorità espone i primi orientamenti in materia di superamento della disciplina del load profiling e di modalità di approvvigionamento dell’energia “residuale”. Il termine per l’invio delle osservazioni è stato fissato al 25 settembre 2023.

Con delibera 712/22, con decorrenza aprile 2023, l’ARERA ha regolamentato l’immissione di energia reattiva dalle reti MT/BT alla rete rilevante (RTN) stabilendo dei corrispettivi differenziati tra aree omogenee e non (2€/MVarth e 1,44€/MVarth).

Per aree omogenee si intendono i nodi della rete rilevante caratterizzati dal medesimo impatto degli scambi di energia reattiva (immissioni o prelievi).

L’Autorità ha pubblicato la delibera 124/2023 del 28 agosto 2023 con la quale adotta l’elenco dei nodi elettrici della rete rilevante per cui si applica il corrispettivo maggiorato per le immissioni di energia reattiva e conferma l’applicazione dei corrispettivi per l’energia reattiva immessa con decorrenza 1° aprile 2023 prevedendo esenzioni in caso di utilizzo di adeguati strumenti di compensazione.

In data 27 dicembre 2023 con delibera 615/2023/R/eel l’ARERA ha definito i criteri di regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica per il periodo 2024-2027 (RTTE 6PRTE). Un passaggio rilevante per areti SpA riguarda il tema dei corrispettivi da versare a Terna per le immissioni di energia reattiva in RTN. In particolare, il provvedimento prevede che fino al 31 dicembre 2026 siano utilizzati i sistemi di misura posti sul lato MT delle cabine primarie di areti SpA ai fini della determinazione del reattivo immesso e prelevato, prorogando di fatto le disposizioni di cui alla delibera 591/2023/R/eel (12 dicembre 2023) contenente le disposizioni per la misurazione degli scambi di energia reattiva in alta o altissima tensione in ragione di specifiche configurazioni di rete e di misura.

Nel nuovo Testo Integrato del Trasporto, l’ARERA ha confermato il meccanismo di riconoscimento in acconto, con cadenza bimestrale, dei saldi di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e dei costi di trasmissione. Con la determina 19/2020 del 13 novembre 2020, l’ARERA ha definito le modalità operative di gestione dei meccanismi di perequazione generale, confermando la metodologia di calcolo degli acconti con cadenza bimestrale.

Ulteriore impatto sulla perequazione è legato all’istruttoria conoscitiva avviata con delibera 58/2019/E/eel in merito alla regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica destinata agli Stati interclusi nel territorio italiano. L’Autorità, con provvedimento 491/2019/E/eel, ha prescritto ad areti di porre in essere – entro il 31 dicembre 2019 – le azioni necessarie per definire correttamente il punto di dispacciamento di esportazione relativo all’energia elettrica destinata al punto di dispacciamento in esportazione, nonché per disporre dei dati di misura dell’energia elettrica ceduta.

In data 20 dicembre 2019, la società ha dato evidenza di aver adempiuto a quanto disposto.

L’Autorità ha ritenuto che gli elementi acquisiti costituiscano presupposto per l’avvio di un procedimento finalizzato ad accertare eventuali violazioni in materia di regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica destinata al punto di dispacciamento in esportazione.

areti, nel mese di giugno 2020, ha presentato i propri impegni che sono stati riformulati a febbraio 2022 alla luce delle risultanze comunicate da CSEA e approvate da ARERA con delibera 262/2021/E/eel. Le relative partite economiche saranno in ogni caso liquidate al termine dei procedimenti sanzionatori avviati con la determina 5/2020/eel.

In data 5 aprile 2022, l’ARERA con delibera 151/2022/S/eel ha dichiarato ammissibile e pubblicato la proposta di impegni presentata da areti. Seguiranno le seguenti fasi:

1. entro il 7 maggio 2022 i terzi potevano presentare osservazioni;
2. entro 30 giorni dalla pubblicazione di eventuali osservazioni, areti avrebbe potuto dare riscontro;
3. approvazione definitiva degli impegni con delibera, nella quale saranno anche specificati i termini per la regolazione delle partite economiche e la decorrenza del monitoraggio.

Con la delibera 355/2022/S/eel del 27 luglio 2022, l’ARERA ha approvato la proposta di impegni presentata da areti SpA nell’ambito del procedimento sanzionatorio avviato per violazioni in materia di regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica destinata allo Stato Città del Vaticano.

Infine, con la delibera 576/2021/R/eel, l’ARERA ha previsto che per l’interconnessione verso i punti di dispacciamento in esportazione:

• a partire dal 1/1/2022 vengano applicate solo le componenti variabili, espresse in c€/kWh, delle tariffe a copertura dei costi di trasporto previste al comma 15.1 del TIT (ad oggi vengono applicate sia le componenti fisse che variabili);
• a partire dal 1/4/2022 sia applicato ai fini della regolazione degli sbilanciamenti effettivi il prezzo di sbilanciamento per le unità non abilitate (e non più il prezzo zonale MGP);
• a partire dal 1/1/2023 si applichi l’uplift all’energia effettivamente prelevata (ad oggi non applicato).

Nel medesimo provvedimento l’Autorità precisa che per la definizione del programma di prelievo dei punti di dispacciamento in esportazione non si debba più far riferimento all’intera banda ma l’utente del dispacciamento debba utilizzare la propria migliore stima dei prelievi. Il delta tra il valore della banda e il programma deve essere trattato come sbilanciamento a programma e valorizzato a PUN.

L’ARERA ha confermato la modalità di riconoscimento dei costi di capitale relativi a misuratori elettronici di bassa tensione, per le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo, basata su criteri di riconoscimento degli investimenti effettivamente realizzati dalle singole imprese, mantenendo anche per il quinto ciclo regolatorio la perequazione di misura. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a perequare il gettito derivante dal confronto delle tariffe obbligatorie fatturate agli utenti finali e i ricavi valorizzati nella tariffa di riferimento.

Le tariffe a copertura del servizio di misura si aggiornano, come per il servizio di distribuzione, con il meccanismo del price-cap per la quota a copertura dei costi operativi (con un obiettivo di recupero di produttività dello 0,7%) e con il deflatore, la variazione del capitale investito e il tasso di variazione dei volumi per la parte a copertura del capitale investito e degli ammortamenti. Il tasso di remunerazione del capitale di misura è equivalente a quello del servizio di distribuzione.

Si ricorda che, con la delibera del 10 novembre 2016 n. 646/2016/R/eel, l’ARERA ha illustrato le modalità di definizione e di riconoscimento di costi relativi a sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura di energia elettrica in bassa tensione. In data 8 marzo 2017, ha pubblicato un comunicato in cui ha aggiornato la valutazione del piano di messa in servizio del sistema di smart metering 2G proposto da e-distribuzione SpA. Al fine di presentare all’ARERA la relazione illustrativa sul piano di messa in servizio del sistema smart metering 2G, la società ha definito un progetto di sviluppo di tale sistema con l’obiettivo di sostituire l’attuale sistema di contatori elettronici.

A partire dall’anno 2017, l’ARERA stabilisce, nella stessa delibera, che ai fini dell’aggiornamento annuale della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi ai punti di misura effettivi in bassa tensione, per ciascuna impresa distributrice il valore di investimento lordo massimo riconoscibile per misuratore installato è pari al 105% del corrispondente valore di investimento lordo per misuratore relativo a investimenti entrati in esercizio nel 2015.

In data 20 marzo 2019, con il documento di consultazione 100/2019/R/eel, l’Autorità introduce un aggiornamento per il triennio 2020-2022 delle disposizioni in materia di determinazione e riconoscimento dei costi relativi a sistemi di smart metering di seconda generazione (2G). In particolare, le proposte riportate nel documento di consultazione includono:

1. la possibilità di fissare obblighi sulle tempistiche di messa in servizio dei sistemi 2G unitamente alla modulazione del “piano convenzionale” al fine di ridurre il rischio “Paese a due velocità”; l’aggiornamento e la semplificazione delle disposizioni relative all’ammissione al percorso abbreviato delle imprese che avviano in tale triennio il proprio piano di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G;
2. la valutazione delle disposizioni di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 93/2017 in tema di verificazione periodica dei misuratori di energia elettrica e degli extra-costi che ne potrebbero derivare;
3. la possibilità di introdurre disposizioni per quantificare le penalità da applicare in caso di mancato rispetto dei livelli attesi di performance dei sistemi di smart metering 2G.

Segue la delibera 306/2019/R/eel in data 16 luglio, che conferma gli orientamenti presentati nel precedente documento di consultazione. In particolare:

1. l’Autorità fissa il 2022 come termine ultimo per l’avvio dei piani di messa in servizio dei sistemi 2G e stabilisce che la fase massiva di sostituzione dei misuratori dovrà essere conclusa entro il 2026 (con un target pari al 95% dei misuratori inclusi nel piano). Inoltre, allo scopo di evitare il rischio “Paese a due velocità”, è stata introdotta una nuova modalità di calcolo del “piano convenzionale” per le imprese che non hanno ancora presentato il piano di messa in servizio;
2. a partire dal 4° anno di ciascun PMS2, a Maggior Tutela degli utenti del servizio, vengono introdotte penalità per mancato rispetto dei livelli di performance attesi, con tetti annuali e pluriennali delle penalizzazioni;
3. la vita utile regolatoria per le categorie di cespite relative al servizio di misura dell’energia elettrica in bassa tensione da applicarsi agli investimenti in sistemi di smart metering 2G è pari a 15 anni;
4. la remunerazione e l’ammortamento del capitale investito sono determinati secondo un piano di ammortamento a rata costante. Le rate del piano di ammortamento sono calcolate come rate annue posticipate, considerando un orizzonte temporale di restituzione coerente con la vita utile regolatoria.

In data 20 settembre 2019, areti ha inviato all’Autorità la richiesta di ammissione al riconoscimento degli investimenti in regime specifico insieme al piano di messa in servizio del sistema di smart metering 2G e gli altri documenti previsti dalla delibera 306/2019/R/eel. La documentazione è stata resa disponibile in data 23 settembre 2019 sul sito areti e in data 21 ottobre si è tenuta una sessione pubblica di presentazione del Piano durante la quale l’Azienda ha fornito risposte alle osservazioni fatte dai soggetti interessati. In data 20 dicembre l’Autorità ha richiesto informazioni di dettaglio riguardo i costi effettivi di capitale operativi relativi all’attività di misura 1G e 2G esposti nel PMS2.

Con la delibera 213/2020/R/eel, che segue la 177/2020/R/eel accompagnata dal DCO 178/2020; si dispongono modifiche transitorie, per l’anno 2020, di alcune delle direttive per i sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura dell’energia elettrica in bassa tensione.

In particolare, in considerazione dell’emergenza epidemiologica da Covid-19 e dei suoi impatti sulla sostituzione dei misuratori, l’Autorità ha espresso l’orientamento a:

• derogare, almeno per il 2020, il criterio di messa a regime a livello di Comune o di altro territorio significativamente rilevante;
• prevedere che i prossimi PDFM, che dovranno avere periodicità al massimo trimestrale, potranno avere solo valore indicativo fino a che perdura l’emergenza epidemiologica. Ciascun PDFM dovrà, inoltre, essere pubblicato con 15 giorni di anticipo rispetto all’inizio del mese in cui sono previste sostituzioni massive di misuratori;
• sospendere, almeno per l’anno 2020, le disposizioni in tema di penalità per mancato raggiungimento di almeno il 95% dell’avanzamento (cumulato) previsto dal PMS2 a partire dal secondo anno di piano (90% per il primo anno);
• sospendere, per il solo anno 2020, l’applicazione della matrice IQI (Information quality incentive), che definisce il valore degli incentivi da riconoscere alle imprese per le diverse combinazioni di spesa effettiva sostenuta e spesa prevista, dal momento che il confronto tra costi effettivi e costi previsti può essere soggetto a fattori che inficiano la comparazione.

In data 28 luglio 2020, con la delibera 293/2020/R/eel, l’Autorità ha approvato il piano di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G presentato da areti e ha determinato il relativo piano convenzionale di messa in servizio e le spese previste per il piano ai fini del riconoscimento dei costi di capitale.

L’ARERA ritiene inoltre opportuno prevedere, per le imprese distributrici, la facoltà di proporre l’aggiornamento del proprio piano di messa in servizio nel corso del 2021 per tenere conto degli effetti dell’emergenza epidemiologica. Si fa presente che, in data 31 marzo 2021, areti, in considerazione del periodo di emergenza sanitaria ancora in corso e della necessità di approfondire ulteriormente gli impatti da essa derivanti, ha comunicato l’intenzione di raccogliere ulteriori elementi utili a valutare l’opportunità di aggiornare il proprio PMS2 entro il 15 giugno 2021.

Si segnala che areti ha comunicato ad ARERA in data 14 giugno 2021 di esser intervenuta tempestivamente adattando processi e procedure al fine di assorbire gli impatti operativi che si sono manifestati nel periodo di emergenza sanitaria, pertanto non sono stati identificati effetti tali da motivare una revisione del piano. Si precisa tuttavia che sono presenti alcuni rischi quali per esempio, a titolo esemplificativo e non esaustivo, il possibile aumento del costo degli asset a seguito del rincaro delle materie prime o potenziali shortage di forniture per il diffuso rallentamento dei processi produttivi a livello mondiale. A tal proposito si segnala che i DSO, tramite Utilitalia, stanno rivolgendo all’Autorità alcune richieste volte ad azzerare i meccanismi di premi e penali per gli anni impattati dalla scarsità di forniture di misuratori 2G.

Con la delibera 349/2021/R/eel in data 3 agosto 2021, l’Autorità ha previsto che, per l’anno 2021, per le imprese che hanno avviato il PMS2 negli anni precedenti, il limite di misuratori 2G sotto il quale si applicano penalità sia pari al 90% anziché al 95% del numero cumulato di misuratori 2G previsti dal PMS2 al 31 dicembre 2021; delibera inoltre che, anche per il 2021, non si applica il criterio di messa a regime a livello di Comune o di altro territorio significativamente rilevante.

In data 23 marzo 2022 l’ARERA ha inviato ad areti, tramite PEC, la comunicazione delle risultanze istruttorie relative alla spesa effettiva di capitale degli investimenti in sistemi di smart metering 2G sostenuta nell’anno 2020.

Con la delibera 280/2022/R/eel del 28 giugno 2022, l’ARERA ha avviato un procedimento per aggiornare le direttive per il riconoscimento dei costi dei sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) applicabili a valere dal 2023, attualmente definite dalla deliberazione 306/2019/R/eel, prevedendo la conclusione di tale procedimento entro il 31 dicembre 2022.

In data 28 giugno 2022, l’Autorità ha pubblicato il DCO 284/2022/R/eel nel quale espone i propri orientamenti relativamente all’introduzione di modifiche transitorie delle disposizioni delle Direttive 2G per l’anno 2022. Tali modifiche transitorie sono ritenute necessarie a seguito di effetti indiretti della pandemia da Covid-19 che hanno comportato una forte carenza di semiconduttori a livello mondiale, a sua volta, a partire dai primi mesi del 2022, ha comportato significative limitazioni delle disponibilità di misuratori 2G, già ordinati dalle imprese distributrici. In tale DCO, l’ARERA discute inoltre l’eventuale deroga transitoria al criterio di “messa a regime” dei territori significativamente rilevanti, esamina possibili modifiche transitorie riguardo la predisposizione dei piani di dettaglio della fase massiva, discute le modalità di applicazione delle matrici Information Quality Incentive (IQI), illustra possibili modifiche transitorie alla disciplina delle penalità per mancato avanzamento del piano di messa in servizio ed esamina le tempistiche di completamento della fase massiva di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G. I DSO interessati sono stati chiamati a far pervenire le proprie osservazioni entro il 29 luglio 2022.

Si segnala che, in data 27 luglio 2022, l’Autorità ha pubblicato il documento di consultazione 360/2022/R/eel in cui illustra gli orientamenti relativamente all’estensione delle disposizioni in materia di messa in servizio di sistemi di smart metering di energia elettrica in bassa tensione di seconda generazione. Il termine per l’invio delle osservazioni è stato fissato al 26 settembre 2022.

In data 22 novembre 2022, in esito alla consultazione avviata con il DCO 284/2022/R/eel, l’ARERA ha pubblicato la delibera 601/2022/R/eel nella quale ha introdotto modifiche transitorie di alcune disposizioni per i sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura dell’energia elettrica in bassa tensione. In particolare, delibera: per l’anno 2022 e per il primo semestre 2023, la non applicazione del criterio di messa a regime in ciascun territorio significativamente rilevante; per l’anno 2022 sono sospese le disposizioni di cui all’articolo 18, commi 1 e 3, dell’Allegato A alla deliberazione 306/2019/R/eel riguardanti le penalità per ritardi rispetto alle previsioni di messa in servizio e per mancato rispetto lieve dei livelli attesi di performance; sono sterilizzati gli effetti derivanti dalle quantità di misuratori 2G dell’anno 2022 previste ed effettive. In data 28 marzo 2023 l’ARERA ha comunicato le risultanze istruttorie relative alla spesa effettiva di capitale degli investimenti in sistemi di smart metering di seconda generazione sostenuta nell’anno 2021.

Infine, con delibera 724/2022/R/eel l’Autorità ha aggiornato le Direttive 2G per il triennio 2023-2025 prevedendo che: le modalità di rendicontazione annuale dell’avanzamento fisico siano sistematizzate con tempistiche analoghe alle rendicontazioni già previste riguardo l’avanzamento economico e le performance; il periodo di monitoraggio delle performance dei sistemi di smart metering 2G sia esteso a 4 anni, con l’attivazione delle penalizzazioni solo a partire dal 1° gennaio del quinto anno di PMS2, alla luce delle criticità occorse in ordine all’emergenza sanitaria da Covid-19 e alle significative limitazioni delle disponibilità di componenti 2G; vi sia l’obbligo di sostituzione tempestiva dei misuratori 1G con misuratori 2G in caso di istanze di attivazione di configurazioni di autoconsumo collettivo; sia previsto un meccanismo premiante l’accelerazione del PMS2 per effetto di contributi pubblici.

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione 568/2019/R/eel, disciplina le condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione e di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da utente, volture, subentri, disattivazione ecc.) delle utenze passive, in sostanziale continuità rispetto al precedente periodo regolatorio.

Le modifiche regolatorie intervenute dal 1° gennaio 2016 consentono al distributore di affermare che il diritto alla remunerazione del capitale investito sorge, dal punto di vista contabile, contestualmente alla realizzazione degli investimenti e all’avvio del processo di ammortamento nel rispetto del principio di competenza economica e di correlazione dei costi e dei ricavi. A tale scopo, è stata calcolata e iscritta nel margine energetico la remunerazione degli investimenti (comprensivi dei relativi ammortamenti) contestualmente al loro realizzarsi (c.d. Accounting regolatorio).

Con la delibera 119/2022/R/eel del 22 marzo 2022, si istituisce il meccanismo di reintegrazione alle imprese distributrici di energia elettrica dei crediti non riscossi e altrimenti non recuperabili in ordine agli oneri generali di sistema e agli oneri di rete delineandone le condizioni di accesso, i criteri per la quantificazione dei crediti ammessi, i criteri per il riconoscimento degli stessi, le modalità operative nonché le tempistiche di presentazione delle istanze e di liquidazione degli ammontari da parte di CSEA. Inoltre, con il presente provvedimento è abrogata la deliberazione 1° febbraio 2018, 50/2018/R/eel.

Si evidenzia inoltre che con delibera 35/2022/R/eel del 31 gennaio 2022 l’ARERA ha disposto l’annullamento delle aliquote degli oneri generali di sistema elettrico per il I° trimestre 2022 per tutte le tipologie di utenza in attuazione del D.L. Sostegni ter.

Si segnala che l’Autorità, in data 22 novembre 2022, ha pubblicato la delibera 599/2022/E/com con la quale avvia una campagna di verifiche di carattere documentale in materia di separazione contabile e di investimenti dichiarati per un campione di imprese regolate esercenti le attività di distribuzione elettrica e di distribuzione e trasporto del gas naturale per gli anni 2018-2021.

Si segnala, inoltre, la pubblicazione del DCO 615/2021/R/com del 23 dicembre 2021 nel quale l’Autorità illustra le logiche delle principali linee di intervento che caratterizzano la soluzione ROSS-base, cioè la focalizzazione sulla spesa totale, superando l’attuale regime di riconoscimento dei costi che considera separatamente i costi operativi e gli investimenti a favore di un approccio integrato che responsabilizzi gli operatori. In particolare, il nuovo approccio integrato si focalizza sui seguenti aspetti: previsioni e piani di sviluppo realistici, fondati sulle future ed effettive esigenze dei clienti del servizio; incentivi per il miglioramento del livello di performance, in termini di efficienza, economicità e qualità del servizio; rimozione di eventuali barriere regolatorie allo sviluppo di soluzioni innovative. L’ARERA non entra ancora nel dettaglio dei meccanismi regolatori che dovranno essere sviluppati e che entreranno in vigore a partire dal 2024 per il servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica, ma intende acquisire una prima valutazione da parte di operatori, clienti finali e altri soggetti interessati. Le osservazioni sono state inviate entro il 31 gennaio 2022.

Si segnala che l’Autorità, in data 12 luglio 2022, ha pubblicato il DCO 317/2022/R/com in cui ha fornito ulteriori chiarimenti e spunti di osservazione nell’ambito di applicazione dell’approccio ROSS e dei criteri di determinazione del costo storico riconosciuto secondo l’approccio ROSS-base. Le osservazioni sono state inviate il 14 settembre 2022.

In data 25 ottobre 2022, l’ARERA ha pubblicato la delibera 527/2022/R/com nella quale avvia un procedimento per la definizione dei criteri di regolazione secondo il modello ROSS-integrale. Entro il 31 dicembre 2023 sarà pubblicata una delibera quadro contenente i criteri generali della regolazione ROSS Integrale e nel corso del 2024 saranno pubblicati provvedimenti settoriali specifici per i diversi servizi regolati, che dovranno contenere modalità e obiettivi delle sperimentazioni.

Con il DCO 655/2022/R/com, l’Autorità ha pubblicato gli orientamenti finali sui criteri di determinazione del costo riconosciuto secondo l’approccio ROSS-base e una prima bozza del TIROSS (Testo integrato della regolazione per obiettivi di spesa e di servizio per i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas) per il periodo 2024-2031: la durata della disciplina contenuta nel TIROSS è di 8 anni, mentre la durata del periodo di regolazione di ciascun servizio regolato è di 4 anni. Nel DCO vengono fornite maggiori indicazioni relativamente alla determinazione della spesa ammessa al riconoscimento tariffario, alla determinazione dei recuperi di efficienza totale, al trattamento della spesa di capitale esistente alla data di cut-off. I distributori potranno inviare le proprie osservazioni entro il 23 gennaio 2023.

In data 18 aprile 2023, con delibera 163/2023/R/com, l’Autorità ha pubblicato il Testo Integrato dei criteri e dei princìpi generali della regolazione per obiettivi di spesa e di servizio per il periodo 2024-2031 (TIROSS 2024-2031), ha approvato la parte I, recante le disposizioni comuni, e la parte II, dedicata al ROSS-base. In tale delibera sono stati confermati gli orientamenti prospettati nel DCO 655/2022/R/com, rinviando la definizione di specifici parametri a futuri provvedimenti specifici relativi a ciascun servizio infrastrutturale regolato. Successivamente, in data 18 maggio 2023, l’ARERA ha inviato ai principali DSO, Snam e Terna una richiesta di informazioni in materia di proiezioni economiche, patrimoniali e finanziarie semplificate ai fini della regolazione per obiettivi di spesa e di servizio (ROSS) con l’obiettivo di determinare i futuri tassi di capitalizzazione, l’X-Factor e lo Z-Factor per il Primo Periodo Regolatorio ROSS. Tali dati dovranno essere forniti per il periodo 2023-2027.

Con delibera 165/2023 del 18 aprile 2023 l’Autorità ha deliberato di avviare un procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di regolazione infrastrutturale dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2024-2027. Tale procedimento si concluderà entro il 31 dicembre 2023 relativamente agli aspetti generali con applicazione sull’intero periodo 2024-2027 ed entro il 31 dicembre 2027 per quanto riguarda specifici aspetti applicativi, quali ad esempio la preparazione dei criteri applicativi della regolazione ROSS integrale e l’introduzione o aggiornamento di meccanismi di regolazione output-based.

In data 3 agosto 2023, l’Autorità ha pubblicato il documento di consultazione 381/2023/R/com nel quale espone gli orientamenti in materia di modalità applicative dei criteri ROSS-base, per i servizi di trasporto del gas naturale e trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, applicabili a decorrere dal 2024. Tale documento espone le proposte dell’Autorità relativamente ad alcuni aspetti non ancora definiti nella delibera 163/2023 di approvazione del TIROSS, rimandando comunque a successivi documenti di consultazione e tavoli di lavoro gli aspetti legati alla rendicontazione e al monitoraggio delle spese e alle analisi dei rendimenti economico-finanziari e finanziabilità delle imprese. I soggetti interessati sono invitati a far pervenire all’Autorità le proprie osservazioni e proposte entro il 21 settembre 2023.

In esito alla consultazione, in data 2 novembre 2023, l’ARERA ha pubblicato la delibera 497/2023/R/com in cui definisce i criteri applicativi della regolazione per obiettivi di spesa e di servizio per i servizi di trasporto del gas naturale e trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica. L’Autorità, tra le diverse novità, dispone che la Baseline dei costi operativi del 2024 è pari ai costi operativi effettivi (COE) 2022 opportunamente rivalutati per l’anno 2023 e 2024, sulla base dei tassi di inflazione pubblicati con la delibera 616/2023 rispettivamente pari a 6% e 1,9%. I recuperi di efficienza conseguiti nel 5° periodo di regolazione sono lasciati alle imprese distributrici nei quattro anni successivi secondo quote decrescenti (50% primo anno, 37,5% secondo, 25% terzo e 12,5% quarto).

Le efficienze del nuovo periodo regolatorio sono invece lasciate al DSO a seconda dello schema di incentivazione scelto (schema a basso potenziale SBP o schema ad alto potenziale SAP). I costi di capitale sostenuti fino all’anno 2023 (cut-off) sono gestiti in continuità di criteri (ammortamento all’anno n-2, capitale all’anno n-1); i costi di capitale invece successivi all’anno di cut-off sono gestiti secondo le logiche ROSS (ammortamento e capitale all’anno n-1). I costi totali sostenuti dall’impresa sono divisi tra quota Slow money (opex) e quota Fast money (capex) sulla base di un tasso di capitalizzazione definito dall’ARERA.

In data 29 novembre 2023 l’ARERA ha richiesto i dati necessari per la determinazione del tasso di capitalizzazione, della baseline dei costi operativi 2024, la presentazione dell’istanza relativa allo Z-factor e la scelta del menu incentivante (SBP vs SAP). In data 22 dicembre 2023 a mezzo PEC, areti ha inviato all’Autorità quanto richiesto, decidendo di non presentare l’istanza per l’attivazione dello Z-factor non essendo previsti costi incrementali nel 2024 legati alla transizione energetica e scegliendo lo schema a basso potenziale (x-factor pari a zero e trattenimento delle efficienze pari al 100% il primo anno e al 50% nei tre anni successivi).