Con il documento per la consultazione  544/2015/R/eel l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico illustra gli orientamenti finali in merito alla regolazione tariffaria per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica a partire dal 2016. In particolare, il documento illustra sinteticamente le principali tematiche e ipotesi conclusive in relazione alla determinazione del costo riconosciuto, alla fissazione delle tariffe di riferimento e delle tariffe obbligatorie ed ai meccanismi di perequazione, con riferimento alla prima parte del nuovo periodo regolatorio. In relazione all'ipotesi di introduzione di menù regolatori (diversi schemi di regolazione cui gli operatori possono accedere, caratterizzati da differenti livelli di remunerazione in base a diversi adempimenti richiesti in materia di qualità del servizio o differenti assunzioni di rischio) sono altresì delineati alcuni aspetti di specifico coordinamento con i meccanismi di regolazione della qualità del servizio di distribuzione dell'energia elettrica.

Di seguito i principali aspetti trattati nel documento.
Durata del periodo regolatorio e perimetro dei costi riconosciuti per il servizio di trasmissione - L'Autorità è orientata a confermare l'ipotesi di prolungamento della durata del periodo di regolazione per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica a otto anni (2016-2023), prevedendo l'introduzione della logica totex a decorrere dal 2020, tenendo conto delle implicazioni di tale scelta con riferimento alla regolazione della qualità (in particolare alla regolazione premi-penalità del numero delle interruzioni sulla rete di distribuzione).
Relativamente al perimetro dei costi riconosciuti per il servizio di trasmissione si conferma l'orientamento di uniformare i criteri di riconoscimento dei costi per il servizio di trasmissione e dei costi per lo svolgimento delle attività di dispacciamento (al netto dei costi relativi all'approvvigionamento delle risorse necessarie per tale servizio), mantenendo tuttavia due distinte componenti tariffarie (CTR e DIS).

Determinazione e aggiornamento del costo operativo riconosciuto - L'Autorità è orientata a dare sostanziale continuità ai criteri di determinazione del costo operativo riconosciuto. Viene quindi, tra il resto:

• confermata l'ipotesi di fare riferimento, quale anno base per la definizione dei costi operativi riconosciuti, come desumibili dai conti annuali separati, all'anno 2014;
• confermato l'orientamento a prevedere una simmetrica ripartizione tra imprese e utenti dei maggiori recuperi di produttività conseguiti nel corso del quarto periodo di regolazione (l'Autorità intende comunque valutare anche l'ipotesi di prevedere un trasferimento accelerato ai clienti delle maggiori efficienze, comunque con una percentuale non superiore al 75%, che sarebbe accompagnata da un prolungamento della tempistica di restituzione delle quote residue ai clienti, al fine di mantenere invariata la "forza" dell'incentivo);
• confermata l'ipotesi di applicare il price-cap ai fini dell'aggiornamento dei costi operativi. L'x-factor da applicare nella formula del price cap è determinato in modo da riassorbire gradualmente i recuperi di produttività conseguiti dalle imprese nel passato, senza che siano previsti obiettivi ulteriori di riduzione dei costi operativi;
• confermato, per il servizio di distribuzione, l'utilizzo di criteri di riconoscimento dei costi operativi fondati su medie nazionali di settore, con differenziazioni che riflettono gli effetti delle variabili esogene, senza che siano introdotte differenziazioni dei costi per classe dimensionale;
• previsto di considerare congiuntamente, al fine del riconoscimento dei costi, le attività delle imprese di distribuzione connesse alla gestione delle infrastrutture di rete e le attività di commercializzazione.

Determinazione e aggiornamento dei costi di capitale riconosciuti - L'Autorità è orientata ad introdurre alcune modifiche alla regolazione vigente al fine di correggere alcune distorsioni del passato ed a favorire l'aggregazione delle imprese distributrici di minore dimensione in ottica di razionalizzazione del settore e di efficientamento dei costi di gestione del servizio, a vantaggio dei consumatori. In particolare, l'Autorità: 

• intende dar corso all'ipotesi di superamento delle misure di compensazione del lag nel riconoscimento degli investimenti introdotte nell'ultimo periodo regolatorio, includendo tra i costi riconosciuti alle imprese anche gli investimenti relativi all'anno precedente a quello di determinazione della tariffa;
• intende valutare la possibilità di accorpamento e, per il servizio di distribuzione, riconoscimento parametrico, di alcune tipologie di cespiti (per es. mezzi di trasporto, attrezzature,...) in relazioni alle quali, tenuto conto della sostituibilità di tali cespiti con prestazioni di servizio, emerge l'esigenza di un approccio che eviti distorsioni nelle scelte make or buy delle imprese;
• ritiene opportuno allungare le vite utili delle principali categorie di cespite, al fine di avvicinarle alle vite tecniche, senza però modificare le vite utili dei cespiti che più dovrebbero essere interessati dai processi di innovazione in logica smart grid e dei cespiti con maggiore anzianità;
• al fine di incentivare i gestori a utilizzare, dove previsti, contributi pubblici per il finanziamento delle opere infrastrutturali, è orientata a prevedere che una quota di tali contributi, fissata al 10%, non sia portata in diminuzione delle quote di ammortamento;
• intende confermare l'orientamento di determinare il capitale circolante netto in via parametrica in funzione del valore delle immobilizzazioni nette (escluse le immobilizzazioni in corso esistenti alla medesima data), prevedendo tuttavia, sulla base delle informazioni contabili fornite dalle imprese, l'applicazione di una percentuale inferiore rispetto a quella applicata nei precedenti periodi di regolazione (il nuovo valore sarà pari, al massimo, allo 0,2%);
• ai fini del calcolo del tasso di remunerazione del capitale investito, ritiene plausibili un range di valori del b unlevered compreso tra 0,33 e 0,35 per il servizio di trasmissione e compreso tra 0,36 e 0,39 per il servizio di distribuzione e misura dell'energia elettrica. In relazione al livello di gearing, il documento rimanda a quanto riportato nel documento per la consultazione 509/2015/R/com.
  
  1) Costi di capitale specificità relative al servizio di trasmissione
  Per i nuovi investimenti, effettuati a partire dall'anno 2016, l'Autorità è orientata ad escludere dai costi riconosciuti le immobilizzazioni in corso, ferma restando la possibilità per le imprese regolate di capitalizzare eventuali interessi passivi in corso d'opera.
  2) Costi di capitale specificità relative al servizio di distribuzione
  L'Autorità è orientata a prevedere:
  
  • un regime di calcolo puntuale, fondato sui dati propri di ciascuna impresa, con modalità del tutto analoghe a quelle previste nel quarto periodo di regolazione (VPR), da applicare alle imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo;
  • un regime parametrico di determinazione del costo di capitale per le imprese medio-piccole da applicare a tutte le imprese che servano meno di 100.000 punti di prelievo, prevedendo, tuttavia, per tali imprese la possibilità di accedere a un regime di calcolo puntuale fondato sui dati della singola impresa, prevedendo un diverso grado di partecipazione agli obblighi in materia di qualità del servizio.
  3) Costi di capitale specificità relative al servizio di misura
  Con riferimento al servizio di misura relativo a punti di prelievo in altissima, alta e media tensione nel NPR, l'Autorità è orientata a confermare le modalità di riconoscimento dei costi di capitale adottate nel VPR, basate sul costo storico rivalutato medio nazionale.
  Con riferimento alle modalità di riconoscimento dei costi di capitale relativi a misuratori elettronici di bassa tensione, l'Autorità conferma l'orientamento a riconoscere costi di capitale basati sugli investimenti puntualmente realizzati, dalle imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo, e a introdurre, per le altre imprese, criteri di riconoscimento parametrici, definiti in base a costi medi nazionali per misuratore, calcolati in funzione di un'anzianità media di settore, applicati al numero dei misuratori effettivamente installati e funzionanti.
  Relativamente al riconoscimento degli investimenti in sistemi smart metering di seconda generazione, l'Autorità sta valutando le possibili scelte regolatorie per incentivare i distributori ad adottare la strategia migliore di sostituzione con l'obiettivo di bilanciare correttamente le esigenze di minimizzazione del costo complessivo di sostituzione con le considerazioni relative ai benefici che il sistema elettrico può trarre dalla tempestiva disponibilità di un parco misuratori rinnovato. A tale scopo, l'Autorità conferma il proprio orientamento a considerare possibili forme di sperimentazione di riconoscimento dei costi relativi ai sistemi di smart metering 2G con un approccio orientato alla logica totex, sulla base di un piano dettagliato presentato dall'impresa distributrice interessata e approvato ex-ante dall'Autorità, in modo da fornire un incentivo alla minimizzazione del costo complessivo.

Promozione selettiva degli investimenti - Relativamente agli investimenti vengono considerati specificatamente quelli per:

• l'evoluzione delle reti di distribuzione in smart distribution systems in aree ad alta penetrazione della generazione distribuita a fonte rinnovabile. Al riguardo l'Autorità al fine di accelerare l'implementazione di funzionalità avanzate, intende riconoscere un incentivo unitario (per MW di potenza nominale installata della generazione a fonte rinnovabile sottesa in assetto di rete standard) per ogni cabina primaria in cui sia stato realizzato l'intervento, graduato secondo i livelli previsti di complessità della funzionalità "osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT". L'incentivo unitario verrebbe determinato in modo da internalizzare tra l' 8% e il 10% dei benefici netti stimati. Analogamente, al fine di promuovere investimenti per la funzionalità "regolazione di tensione su reti MT", potranno essere previsti incentivi da parte del distributore definiti come l'effettivo utilizzo di un sistema di regolazione avanzato del variatore sotto-carico dei trasformatori AT/MT di cabina primaria e di algoritmi per la definizione in tempo reale della tensione ottimale di sbarra MT. Tali incentivi saranno attivati ed erogati già nel corso del NPR1 (2016-2019).
• l'evoluzione delle reti di distribuzione in smart distribution systems, in aree urbane. Al riguardo vengono sviluppate considerazioni, in particolare, in merito al rinnovo delle colonne montanti dei condomini quando vetuste e alle diverse opzioni per favorirne l'ammodernamento con impianti progettati con logica "future proof" in grado di sostenere eventuali aumenti della contemporaneità d'uso degli apparecchi in relazioni a nuove applicazioni. Inoltre, l'Autorità intende valutare la possibilità di avviare un numero limitato di sperimentazioni in aree urbane densamente popolate (con popolazione minima di 500.000 abitanti) per progetti di scala cittadina orientati all'attuazione del paradigma "smart city", con integrazione di logiche innovative di gestione della rete di bassa tensione, incluse le possibilità di gestione avanzate dei contatori di seconda generazione in integrazione con tecnologie di comunicazione avanzate e con la sperimentazione di soluzioni multiservizio (es. smart water grid, integrazione con sistemi di mobilità avanzata, etc.).
• per il superamento della regolazione input-based nella rete di trasmissione nazionale. Al riguardo, tenuto conto delle osservazioni pervenute, l'Autorità conferma gli orientamenti presentati nel documento 464/2015/R/eel, integrandoli con un'ulteriore meccanismo di promozione dell'efficienza nella realizzazione degli investimenti (incentivo alla minimizzazione del costo di investimento);
• per la promozione di una nuova regolazione selettiva nella rete di trasmissione nazionale. Al riguardo l'Autorità considera le osservazioni sinora emerse nell'ambito della consultazione al documento 464/2015/R/eel, ritenendo opportuno analizzare ulteriormente quanto emerso in tema di analisi costi benefici (CBA e CBA 2.0) nel corso del 2016;
• per lo sviluppo della capacità e di altri meccanismi orientati a logiche output-based nella rete di trasmissione nazionale. Alla luce delle osservazioni sinora emerse al riguardo l'Autorità conferma l'intenzione di proseguire la valutazione nel corso del 2016;
• per lo sviluppo della resilienza nelle reti di trasmissione e di distribuzione. Alla luce delle osservazioni, l'Autorità conferma l'intenzione di istituire un tavolo di lavoro a inizio 2016 e propone specifiche azioni da parte del gestore della rete e da parte dei distributori per fornire informazioni all'Autorità, allo scopo di pervenire a settembre 2016 a piani di intervento per l'incremento della resilienza del sistema.

Criteri di regolazione tariffaria per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica - L'Autorità intende confermare l'introduzione di una struttura binomia con una componente in potenza e una in energia della tariffa di trasmissione (CTR) applicata alle imprese distributrici, attribuendo una quota preponderante dei costi riconosciuta in potenza (la quota dei ricavi riconosciuti in energia si attesterebbe pari ad almeno l'8%) , superando il meccanismo di garanzia dei ricavi per l'impresa di trasmissione. Tale ipotesi di modifica della struttura della componente CTR sarebbe gestita nell'ambito di uno specifico menù di regolazione. Tale menù offre la possibilità di scegliere tra una struttura tariffaria binomia, con un incremento del parametro β unlevered (pari a circa 0,02) per il maggior livello di rischio, e, in alternativa, una struttura tariffaria che garantisce una maggiore stabilità del gettito tariffario, senza incremento dei livelli del parametro β.
Al fine di determinare la potenza rilevante ai fini dell'applicazione della quota potenza della componente CTR, si prevede di utilizzare quale driver la media delle potenze massime prelevate mensilmente (aggregate a livello di cabina primaria) nei punti di interconnessione negli ultimi 12 mesi disponibili.
Relativamente alle tariffe applicare ai clienti finali connessi in AT/AAT, si conferma l'applicazione della tariffa TRAS con struttura binomia (quota potenza e quota energia), costruita sul principio di isogettito.

Criteri di regolazione tariffaria per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica - L'Autorità intende confermare l'impianto dell'attuale sistema tariffario che prevede il disaccoppiamento (tariff decoupling) della tariffa effettivamente applicata ai punti di prelievo nella titolarità di clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la determinazione dei vincoli ai ricavi ammessi delle imprese distributrici, con conseguente esigenze di perequazione. Intende, inoltre, superare la distinzione tra tariffe di riferimento a copertura dei costi delle infrastrutture di rete e tariffe a copertura dei costi di commercializzazione, non differenziandone più i corrispettivi.
Mentre per la struttura tariffaria per i clienti domestici si rimanda al procedimento di riforma avviato con la delibera 204/2013/R/eel, per le utenze non domestiche si ipotizza di mantenere l'attuale struttura tariffaria caratterizzata da corrispettivi differenziati per sotto-tipologie contrattuali individuate come significative in base al livello di potenza impegnata (eventualmente prevedendo l'azzeramento del corrispettivo in quota energia (euro/kWh) con contestuale adeguamento dei corrispettivi in quota potenza (euro/kW) al fine di rendere coerenti la struttura tariffaria dei clienti non domestici con quella dei clienti domestici risultante dal procedimento di riforma di cui sopra.
Al fine della determinazione del vincolo dei ricavi, l'Autorità conferma l'ipotesi di introdurre in via sperimentale configurazioni di menù regolatori:

• per le imprese grandi (oltre 100.000 punti di prelievo) si prevedono 4 opzioni: opzione base, opzione rischio volume, opzione qualità addizionale e opzione rischio volume e qualità addizionale;  mentre le opzioni correlate al rischio volume sono però differite rispetto alla scadenza del 1 gennaio 2016, per quelle con riferimento al rischio qualità si prevede la possibilità per le imprese distributrici di aderire ai singoli meccanismi di qualità;
• per le imprese medio-piccole (fino a 100.000 punti di prelievo) è ipotizzata l'adozione di un menù regolatorio che consente alle imprese di scegliere tra un regime individuale di riconoscimento dei costi e un regime parametrico, combinati con un diverso grado di obblighi in materia di qualità del servizio.

Relativamente ai meccanismi di perequazione per le imprese distributrici si ipotizza il mantenimento degli attuali meccanismi di perequazione (dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e dei costi di trasmissione), prevedendo di garantire coerenza con le scelte che saranno operate per la definizione delle tariffe di trasmissione (corrispettivo CTR) e per la regolazione tariffaria dei prelievi di energia reattiva e allineare le tempistiche di determinazione dei saldi di perequazione e dei pagamenti con quelle in essere per il servizio di distribuzione gas.
Relativamente alla promozione delle aggregazioni delle imprese distributrici, si conferma l'orientamento di introdurre meccanismi di correzione del valore regolatorio degli asset, qualora sottostimati, attivabili in sede di aggregazione di più imprese analoghi a quelli individuati nel settore del gas.

Criteri di regolazione tariffaria per il servizio di misura dell'energia elettrica - L'Autorità intende razionalizzare la regolazione della misura dell'energia elettrica, completarla nelle parti mancanti e uniformarla, ricomprendendo tutte le disposizioni regolatorie in materia, relative alla misura dell'energia immessa, prodotta e prelevata dalla rete oggi frammentate in una serie di provvedimenti, all'interno di un unico testo integrato (TIME). Al riguardo, sono confermate nella sostanza le previsioni esposte nel documento 446/2015/R/eel, prevendendo tuttavia, con riferimento alle nuove responsabilità, che esse trovino applicazione a far data dal 1 gennaio 2017, dopo un periodo di transizione necessario anche a ridefinire i flussi informativi.

Altre tematiche comuni ai servizi del settore elettrico - Con riferimento ai corrispettivi per prelievi di energia reattiva, necessaria al funzionamento in sicurezza del sistema elettrico e alla regolazione di tensione, l'Autorità è orientata:

• a dare attuazione dal 1 gennaio 2016 alla riforma dei corrispettivi per i prelievi di energia reattiva in media e bassa tensione da parte di clienti finali non domestici con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, come prevista dalla deliberazione 180/2013/R/eel;
• a confermare la regolazione attualmente vigente in relazione ai prelievi di energia reattiva nei punti di prelievo in alta e altissima tensione, ai transiti nei punti di interconnessione tra la rete di trasmissione nazionale e le reti di distribuzione, nonché tra i punti di interconnessione tra reti di distribuzione, in attesa del completamento di ulteriori approfondimenti.

Con riferimento alle modalità di rettifica dei dati finalizzati alla determinazione delle tariffe di riferimento, l'Autorità conferma il proprio orientamento ad applicare, a partire dalla determinazione delle tariffe per l'anno 2017, criteri di gestione delle rettifiche di tipo asimmetrico (rettifiche con efficacia retroattiva se a vantaggio dei clienti finali altrimenti a valere dalla determinazione tariffaria successiva alla data di comunicazione della rettifica medesima) con contestuale applicazione di un'indennità amministrativa a carico del soggetto richiedente la rettifica pari all'1% della variazione del livello dei ricavi ammessi derivanti dalla rettifica stessa.
I soggetti interessati sono invitati a far pervenire all'Autorità le proprie osservazioni entro il 4 dicembre 2015.

La scheda ha carattere divulgativo e non provvedimentale.