Tariffe per il servizio di trasporto overview

L’anno 2019 rappresenta il quarto anno relativo al nuovo periodo regolatorio la cui durata è stata incrementata da quattro ad otto anni (2016-2023) suddivisa in due sottoperiodi, i primi quattro in continuità di metodo, gli altri oggetto di implementazione successiva.

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 654/2015/R/eel, “Il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME)”_ Allegato B alla delibera 654/2015/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 654/2015/R/eel, pubblicati il 23 Dicembre 2015.

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 2019 sono state pubblicate con delibera 671/2018/R/eel in data 18 dicembre 2018).

Le regole in vigore nel nuovo periodo regolatorio sono rappresentate da:

1. Lag regolatorio e remunerazione del capitale investito;

2. Allungamento vite utili regolatorie;

3. Criteri di regolazione tariffaria: cot, misura.

Relativamente al primo punto, l’ARERA ha modificato 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 pubblicate entro il 31 Marzo e sostituiti poi dai dati consuntivi per la determinazione delle tariffe di riferimento definitive pubblicate entro Febbraio dell’anno successivo. In data 5 Marzo 2019, L’ARERA ha pubblicato la tariffa di riferimento definitiva per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica per l’anno 2018 con delibera 76/2019/R/eel.

In data 2 Aprile 2019, l’ARERA ha pubblicato la tariffa di riferimento provvisoria per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica per l’anno 2019 con delibera 117/2019/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 ad essi relativa (che rimane riconosciuta all’anno t-2).

Con riferimento agli ammortamenti riconosciuti in tariffa (anno di riferimento t-2), la nuova regolazione aumenta la vita utile regolatoria di alcuni cespiti, quali le linee elettriche in AT (portata da 40 a 45 anni), le linee in MT e BT e le «prese utenti» (da 30 a 35 anni).

Con la delibera 639/2018/R/COM del 6 Dicembre 2018 l’ARERA aggiorna i valori dei parametri di calcolo del tasso di remunerazione del capitale investito netto (wacc) per il triennio 2019-2021 stabilendo un valore pari al 5,9% per il servizio di distribuzione.

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 654/2015, 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 1,9%);

• 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 ed 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.

Con i documenti di consultazione 318/2019 e 481/2019, pubblicati rispettivamente in data 23 Luglio e 22 Novembre 2019, l’ARERA rivede i criteri per l’aggiornamento infra-periodo della regolazione relativa alle attività di trasmissione, distribuzione e misura.

In particolare, sono illustrati gli orientamenti riguardo all’aggiornamento delle modalità di determinazione del costo riconosciuto a copertura dei costi operativi e dell’affinamento di alcuni aspetti della regolazione infrastrutturale per il servizio di trasmissione.

In relazione al predetto documento, in data 30 Settembre 2019, sono stati forniti i dati di dettaglio richiesti da ARERA inerenti i costi dei Bilanci Unbundling 2016-2018, al fine di rideterminare il livello degli Opex per il prossimo periodo regolatorio.

L’ARERA conferma, anche per il 2019, il meccanismo, già introdotto nel terzo ciclo regolatorio, di maggiore remunerazione di alcune categorie di investimenti entrati in esercizio fino al 2015 non prolungando tale meccanismo anche per il ciclo 2016-2023.

Relativamente all’attività di commercializzazione, l’ARERA introduce 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 per il vigente ciclo regolatorio si articolano in:

• perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;

• perequazione dei ricavi di misura;

• 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.

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 677/2018/R/eel del 18 Dicembre 2018 l’ARERA conferma per l'anno 2019 i valori dei fattori percentuali convenzionali di perdita da applicare ai prelievi, alle immissioni e alle interconnessioni tra reti di cui alla Tabella 4 del TIS ed avvia un procedimento per il perfezionamento della disciplina delle perdite con particolare riferimento al meccanismo di perequazione delle medesime applicato alle imprese di distribuzione Tale fattore di perdita standard per impresa è stato suddiviso tra perdite tecniche e commerciali.

In data 19 Dicembre, con la delibera 559/2019/R/eel sono stati confermati i valori di perdita standard da applicare ai prelievi, alle immissioni e alle interconnessioni tra reti di cui alla Tabella 4 del TIS per l’anno 2020 e l’Autorità ha esteso il termine di conclusione del procedimento avviato con la delibera 677/2018/R/eel al 30 Maggio 2020.

In data 2 Aprile, con la Circolare N. 6/2019/ELT, CSEA ha pubblicato l’istanza di partecipazione al meccanismo di attenuazione del processo di efficientamento delle perdite commerciali, ai sensi dell’art. 26 dell’allegato A alla deliberazione 301/2012/R/eel (TIV).

In data 30 Aprile, areti ha presentato le informazioni richieste nell’istanza di partecipazione dichiarando di aver messo in atto azioni mirate per l’individuazione e il contenimento delle perdite commerciali nel corso del triennio oggetto di valutazione (a partire dalla perequazione relativa all’anno di competenza 2016).

In data 1° Agosto, CSEA ha comunicato l’esito positivo dell’istanza confermando la non applicabilità dell’ammontare stabilito dal comma 26.1 (TIV) da regolare in ragione del contenimento delle perdite commerciali per ciascuna impresa distributrice.

La perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione continua ad 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. In data 27 Maggio 2019, con lettera n. 8293, CSEA ha comunicato l’ammontare di tali acconti previsti per l’anno 2019.

Il Testo Integrato di Misura (TIME) disciplina le tariffe per il servizio di misura, articolate nelle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, raccolta, validazione e registrazione delle misure. La struttura dei corrispettivi è stata modificata rispetto al precedente ciclo regolatorio solo per quanto riguarda i corrispettivi di raccolta e validazione delle misure, prima suddivisi ed ora unificati in un unico corrispettivo.

L’ARERA ha introdotto una nuova 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, confermando il criterio di determinazione delle tariffe del servizio di misura sulla base di costi nazionali per i sistemi di telegestione e per i misuratori elettromeccanici ancora in campo (costo residuo), 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 ed i ricavi valorizzati nella tariffa di riferimento.

In data 5 Marzo 2019, l’ARERA ha pubblicato la tariffa di riferimento definitiva per il servizio di misura dell’energia elettrica per l’anno 2018 con delibera 76/2019/R/eel.

In data 2 Aprile 2019, l’ARERA ha pubblicato la tariffa di riferimento provvisoria per il servizio di misura dell’energia elettrica per l’anno 2019 con delibera 117/2019/R/eel.

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 del 1%) 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 S.p.A. Al fine di presentare all’ARERA la relazione illustrativa sul piano di messa in servizio del sistema smart meter 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, e solo con riferimento agli investimenti entrati in esercizio nel 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 verifica 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.

In data 20 Settembre, 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.

In data 27 dicembre, con deliberazione 568/2019/R/eel, l’Autorità ha aggiornato la regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il semiperiodo di regolazione 2020-2023.

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione 654/2015/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.