Tariffe per il servizio di trasporto

L’anno 2022 rappresenta il settimo 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 2022 sono state pubblicate con delibera 621/2021/R/eel per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti non domestici, con delibera 622/2021/R/eel per l’erogazione del servizio di trasmissione, con delibera 623/2021/R/eel relativa all’erogazione dei servizi di rete per i clienti domestici in data 28 dicembre 2021.

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

• lag regolatorio e remunerazione del capitale investito;
• allungamento vite utili regolatorie;
• 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 non ancora pubblicate e verranno sostituiti poi dai dati consuntivi per la determinazione delle tariffe di riferimento definitive pubblicate entro febbraio dell’anno successivo.

In data 5 aprile 2022, l’ARERA ha pubblicato la delibera 153/2022/R/eel con la quale determina le tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura per l’anno 2021. In data 3 maggio 2022 con delibera 193/2022R/eel sono state invece pubblicate le tariffe di riferimento provvisorie per l’anno 2022.

Si segnala che in data 27 dicembre 2022, l’Autorità ha definito per l’anno 2023 le tariffe di trasmissione, distribuzione e misura nonché i corrispettivi di dispacciamento (delibere 719/2022/R/eel. 720/2022/R/eel, 721/2022/R/eel).

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%.

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 dell’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 e il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati;
• 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 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 I° 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 entro 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 presentare entro maggio 2022, si prevede 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 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 presentare entro maggio 2024, è 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.

La perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione continua a essere disciplinata nel nuovo periodo regolatorio.

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.

Si segnala che in data 31 maggio 2022 la CSEA ha pubblicato la circolare numero 23/2022/ELT con la quale si invitano le imprese distributrici a esprimere la propria volontà a partecipare o meno al meccanismo di acconti di perequazione per l’anno 2022.

areti ha proceduto a inviare la pec in data 1° giugno 2022.

Gli acconti di perequazione 2022 sono stati comunicati da CSEA in data 22 giugno e l’importo bimestrale dell’acconto risulta essere pari a € 26,8 milioni.

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 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 ai sensi della regolazione vigente che saranno rivisti 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:

• entro il 7 maggio 2022 i terzi possono presentare osservazioni;
• entro 30 giorni dalla pubblicazione di eventuali osservazioni, areti potrà dare riscontro;
• 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 nell’ambito del procedimento sanzionatorio avviato per violazioni in materia di regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica destinata agli stati interclusi.

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° gennaio 2022 vengano applicate solo le componenti variabili, espresse in €/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° aprile 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° gennaio 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 deve 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:

• 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;
• 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;
• 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:

• 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.
• 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.
• 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.
• 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 dagli altri documenti previsti dalla delibera 306/2019/R/eel. La documentazione è stata resa disponibile in data 23 settembre 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 (Piano di dettaglio della fase massiva), 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;
• 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 ad 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.

In data 28 giugno 2022 l’Autorità ha pubblicato il DCO 284/2022/R/eel in cui illustra gli orientamenti relativi all’introduzione di modifiche transitorie delle disposizioni delle Direttive 2G per l’anno 2022. Tali modifiche transitorie sono ritenute necessarie a seguito degli effetti indiretti della pandemia Covid-19 che hanno comportato una forte carenza di semiconduttori a livello mondiale e che a sua volta, a partire dai primi mesi del 2022, ha comportato significative limitazioni delle disponibilità di misuratori 2G, già ordinati dalle imprese distributrici.

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 Covid-19 che hanno comportato una forte carenza di semiconduttori a livello mondiale, che 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.

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 princìpio 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 del 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 1° trimestre 2022 per tutte le tipologie di utenza in attuazione del DL Sostegni ter.

Si segnala ancora che 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’ARERA 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.

Si segnala, infine, 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.