Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni all’ARERA in relazione al DCO 317/2022/R/com del 14 luglio 2022, inerente il nuovo meccanismo ROSS per il riconoscimento dei costi agli operatori dei servizi infrastrutturali regolati.
Elettricità Futura evidenzia che:
- il DCO ha considerato alcune richieste avanzate dagli operatori, come l’orientamento di procedere per step prevedendo una fase di sperimentazione l’organizzazione del tavolo di lavoro sul RORE;
- nel DCO manca di un sufficiente livello di dettaglio sugli aspetti più rilevanti della disciplina e di esempi numerici che consentano simulazioni. Si reputa necessario un ulteriore focus group e un terzo DCO;
- il percorso di implementazione del ROSS dovrà tenere conto del contesto internazionale ed economico, sia attuale che prospettico;
- rispetto alla proposta di step intermedi per l’implementazione dal 2024 al 2026 delle configurazioni ROSS-base, è preferibile per il servizio di distribuzione permettere ai grandi operatori un percorso per raggiungere direttamente il modello ROSS-integrale, previa opportuna sperimentazione
- sarà necessario evitare target di efficienza non sostenibili e adottare soluzioni di semplice attuazione che non frenino agli investimenti.
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Osservazioni generali
Accogliamo positivamente la presente consultazione con cui si prosegue il processo per la definizione della disciplina regolatoria del nuovo approccio ROSS.
Un aspetto particolarmente positivo del DCO è che sono state prese in considerazione alcune richieste avanzate dagli operatori in occasione del primo round di consultazione e degli incontri tecnici di aprile, ad esempio l’orientamento di procedere gradualmente per step precedendo la piena entrata in vigore del ROSS-integrale da una fase di sperimentazione e la proposta di organizzazione del tavolo di lavoro sul RORE.
Un aspetto problematico che rileviamo invece riguarda il fatto che, nonostante questa sia la seconda consultazione in tema e che il processo di definizione della regolazione sul ROSS-base dovrebbe concludersi a dicembre di quest’anno, anche questo DCO, come il 615/2021/R/com, manca di un sufficiente livello di dettaglio e argomentazione sugli aspetti più rilevanti della disciplina. Inoltre, come quello che lo precede, anche il presente DCO non è corredato da esempi numerici che permettono agli operatori di effettuare simulazioni, per quanto possibile, sugli effetti dell’entrata in vigore del ROSS-base. I pochi esempi numerici presenti nel DCO sono parziali, solo sui modelli di sharing dell’efficienza e molto semplificati. In quest’ottica, riteniamo che un ulteriore focus group ed un terzo DCO prospettato per ottobre siano utili e necessari.
Un’altra considerazione generale che ci preme fare è che il percorso di implementazione del ROSS dovrà tenere conto del contesto internazionale ed economico, sia attuale che prospettico. Considerato che la transizione ecologica e il raggiungimento degli obbiettivi di decarbonizzazione richiederanno agli operatori dei servizi infrastrutturali regolati investimenti ingenti, con impatti significativi su aspetti specifici del modello ROSS quali i tassi di capitalizzazione e i meccanismi di sharing della spesa totale, le condizioni che ARERA fisserà per l’implementazione dell’approccio ROSS dovranno tenere conto delle suddette caratteristiche e criticità del contesto economico che gli operatori si troveranno ad affrontare.
Considerando infine le importanti efficienze già realizzate dagli operatori infrastrutturali nel corso degli ultimi anni, riteniamo necessario (i) evitare target di efficienza non sostenibili, (ii) adottare soluzioni che non costituiscano un freno agli investimenti e (iii) adottare soluzioni di semplice attuazione, che permettano agli operatori di definire un’adeguata pianificazione pluriennale in termini operativi e finanziari.
Osservazioni di dettaglio
S1. Osservazioni rispetto alle configurazioni del modello ROSS-base.
S2. Osservazioni rispetto all’ipotesi di introduzione di costi standard per la valutazione delle spese di capitale. Si ritiene che sia opportuno definire una piattaforma unica da utilizzare come base per la valutazione dei costi standard dei diversi servizi regolati dei settori elettrico e gas? Si ritiene ragionevole la prospettiva di disporre di un primo set di costi standard unitari entro il 2023 da utilizzare nel contesto del ROSS-integrale ai fini dell’assessment della spesa e nel contesto del ROSS-base-T come strumento di monitoraggio?
S3. Osservazioni rispetto alle ipotesi per l’introduzione del modello ROSS nei diversi servizi.
S4. Come si valuta la prospettiva della sperimentazione del ROSS-integrale, cioè di un periodo in cui vengono testati i diversi strumenti del modello, ma non sono prodotti effetti economici? Quali proposte si ritiene di formulare rispetto all’ipotesi di sperimentazione?
S1. La declinazione del ROSS-Base nelle due versioni previste, Transitorio e Regime, può spostare il problema relativo ai costi standard ma non risolverlo. Riteniamo preferibile per alcuni business, soprattutto per quelli relativi alla distribuzione, permettere ai grandi operatori un percorso per raggiungere direttamente il modello ROSS-integrale, previa opportuna sperimentazione.
S2. Non concordiamo in generale con l’introduzione di costi standard, a nostro avviso eccessivamente complessi da implementare e gestire (anche considerate le problematiche riscontrate negli ultimi anni nei lavori svolti sul costo standard nel settore gas). Segnaliamo inoltre che nel quesito si cita una “piattaforma unica da utilizzare come base per la valutazione dei costi standard dei diversi servizi regolati dei settori elettrico e gas”, ma nel documento non viene menzionata (possibile refuso?). Queste informazioni sono necessarie per comprendere appieno il tema.
Nel quadro del ROSS base cosiddetto “a regime”, l’adozione dei costi standard sembrerebbe inoltre spingere alla sola contrazione dei costi, in contrasto con la necessaria spinta agli investimenti che questa fase storica di transizione energetica richiede.
S3. Riteniamo che per favorire un’omogeneità di trattamento tra i servizi della distribuzione, elettrico e gas, la soluzione ideale sarebbe quella di prevedere l’implementazione dell’approccio ROSS-integrale con le stesse tempistiche. Detto ciò, è importante che per quanto riguarda la distribuzione gas, l’adozione del ROSS-integrale dovrebbe avvenire idealmente a valle dello svolgimento delle gare di assegnazione del servizio di distribuzione gas e, comunque, tenendo conto degli esiti delle stesse (es. business plan degli operatori aggiudicatari). Ciò considerato, potrebbe essere utile trattare l’adozione dell’approccio ROSS da parte della distribuzione gas in modo separato, così da poterne studiare attentamente le peculiarità e criticità.
Per quanto riguarda invece il servizio di stoccaggio, concordiamo con la proposta di partire dal 2026 con il ROSS-base-T, in considerazione degli interventi implementativi significativi che l’applicazione del ROSS-integrale richiederebbe.
S4. A nostro avviso, la proposta di adottare per la distribuzione elettrica, nel 2024 e 2025, l’approccio ROSS-base-T potrebbe essere affiancata da un’opzione per i DSO di maggiori dimensioni (elettrici che gestiscono più di 100.000 POD, gas che gestiscono più di 300.000 PDR) che permetta di implementare direttamente l’approccio ROSS-integrale dal 2026, a valle di un biennio di sperimentazione (che non produca effetti economici) in cui sia prorogata la vigente regolazione.
Infatti, la configurazione ROSS-base nella pratica potrebbe rappresentare una sovrapposizione tra i criteri dell’attuale contesto regolatorio che sono applicati sul nuovo modello ROSS, che è foriera di numerose complessità preferibilmente da evitare.
Una volta conclusa la fase di sperimentazione e implementato pienamente il ROSS-integrale ai DSO di maggiori dimensioni che hanno esercitato l’opzione, ARERA potrà utilizzare le esperienze accumulate per definire il nuovo quadro per gli operatori di minori dimensioni. Ciò consentirebbe anche ad ARERA di costruire una “spesa di riferimento”, piuttosto che il costo standard, da poter declinare sul resto degli operatori.
S5. Osservazioni rispetto all’opzione di regolazione E1.
S6. Al fine di mantenere l’efficacia dell’incentivo all’efficientamento, nell’ipotesi di adozione del TIM si ritiene ragionevole l’adozione di un lag di due anni e un coefficiente di sharing del 30% (l’impresa beneficia del 100% del recupero conseguito per due anni e del 70% nell’anno successivo), in caso di applicazione del TIM, e quale quota e quale periodo di trattenimento delle maggiori efficienze si ritengono ragionevoli invece nell’ipotesi di adozione del RIM? Motivare la risposta.
S7. Osservazioni rispetto alle ipotesi per il trattamento dell’inflazione.
S8. Si ritiene che il deflatore degli investimenti fissi lordi sia adeguato a rappresentare le dinamiche inflattive delle spese di capitale?
S5. Come anticipato in premessa, riteniamo che le varie opzioni di regolazione E1 sul meccanismo incentivante avrebbero beneficiato di maggiori dettagli, in particolare sulla definizione e quantificazione della “potenza dell’incentivo”. Indipendentemente da quale orientamento si deciderà di implementare, chiediamo che la potenza dell’incentivo sia mantenuta almeno pari a quella attualmente prevista con il price-cap. Dalla lettura della Figura 3 del Documento, infatti, si ravvisa un rischio di double-counting nell’estrazione delle efficienze (modello TIM o RIM), connesso al fatto che nel calcolo del costo operativo riconosciuto risulta ancora applicato l’attuale meccanismo regolatorio del price cap. Tale impostazione, se non opportunamente ricalibrata, potrebbe risultare non adeguata.. L’Autorità, d’altro canto, non chiarisce in modo esaustivo quali interventi riterrà opportuno porre in essere per prevenire il possibile insorgere di sovrapposizioni tra i vari meccanismi e quindi le criticità sopra evidenziate.
Inoltre, si auspica che l’obiettivo dichiarato dell’Autorità di aumentare la produttività totale venga perseguito anche tenendo conto delle attuali dinamiche di forte crescita dei costi innescate dalla crisi energetica in atto – trend che per la sua natura esogena risulta peraltro non controllabile dagli operatori e direttamente impattante sulla loro sostenibilità economica, così come delle diverse esigenze di sviluppo delle infrastrutture elettriche e gas che la transizione energetica porta necessariamente con sé.
S6. Riteniamo che nel caso di adozione della opzione “TIM” il coefficiente di sharing non dovrebbe eccedere la soglia del 30%.
Anche in questo caso, sarebbe stato utile avere maggiori dettagli nei due box esemplificativi dei due meccanismi TIM e RIM. Chiediamo quindi che ARERA metta a disposizione degli operatori dei fogli di calcolo con esempi empirici di funzionamento dei due meccanismi. Riteniamo inoltre necessari maggiori approfondimenti su come i meccanismi TIM e RIM reagirebbero in caso in cui la baseline fosse fissata anche sul CAPEX. Da alcune simulazioni preliminari condotte dagli operatori, gli esiti sono molto diversi da quelli prospettati nel DCO, in particolare con il RIM. Evidenziamo anche come sarebbe preferibile, se fosse possibile, avere gli esempi dei box (% di sharing e time lag) coerenti con il testo della domanda S6 (time lag di 2 anni e sharing del 30%).
Considerato quanto appena detto, riteniamo utile che, nell’ambito dei focus group di prossima attivazione, si possano valutare ulteriori soluzioni per catturare con maggiore aderenza l’andamento delle attuali dinamiche inflattive.
S9. Dalla comparazione dell’opzione TC1 le soluzioni fondate su logiche di analisi retrospettiva ottengono un punteggio analogo a quelle di tipo prospettico. L’Autorità al riguardo ritiene comunque preferibile un approccio forward looking. Come si valuta tale orientamento?
S10. Dalla comparazione dell’opzione TC2 sembra preferibile adottare tassi di capitalizzazione (ex ante) differenziati per cluster per i servizi di distribuzione e differenziati per impresa per gli altri servizi. Si condivide tale analisi?
S9/10. Il tema oggetto dei due quesiti è molto rilevante. Chiediamo che almeno nei primi anni di applicazione del ROSS, qualunque sia l’opzione scelta, essa porti a valori dei tassi di capitalizzazione il più possibile in continuità con quelli che sarebbero propri dell’approccio attualmente previsto.
In generale riteniamo preferibile che, considerata l’eterogeneità tra i diversi servizi e i relativi operatori nei tassi di capitalizzazione, si implementino soluzioni in ottica di singola azienda.
Inoltre, considerato il livello di incertezza del contesto in cui sono chiamati ad operare gli operatori, riteniamo possibile che, ove necessario, tale parametro sia anche fissato ad un valore inferiore rispetto a quello determinato sulla base dello specifico criterio adottato. Ciò, in accordo con quanto già osservato nella regolazione UK, rappresenterebbe un’importante leva di finanziabilità per i piani degli operatori.
Anche su questo ambito chiediamo che vengano messi a disposizione maggiori dettagli ed esempi empirici utili per analizzare le varie proposte del DCO.
S11. Osservazioni sulle ipotesi relative alla determinazione delle vite utili regolatorie e delle dismissioni.
Chiediamo che si forniscano maggiori dettagli sulla proposta avanzata nel DCO, anche tramite esempi quantitativi, al fine di permettere agli operatori di valutare adeguatamente i relativi impatti. Al momento, non essendo ancora ben chiare le conseguenze dell’intervento proposto, riteniamo che, anche considerata la mole notevole degli altri interventi che dovranno essere effettuati di qui al 2024, le innovazioni in tema di determinazione delle vite utili regolatorie e delle dismissioni potrebbero essere implementate in un secondo momento (post-2024 o addirittura post-2026).
S12. Osservazioni sulle ipotesi relative al trattamento dei lavori in corso
Concordiamo che, nel contesto del ROSS-integrale, si proceda in continuità con l’approccio vigente (vedi secondo bullet punto 16.2 del DCO).
Si necessiterebbe di chiarimenti, anche attraverso esempi numerici, in merito alle modalità di determinazione della quota slow money, della vite regolatore media riferibile all’incremento di RAB dell’anno t e delle relative quote di ammortamento, nel caso in tale anno t entrino in esercizio cespiti precedentemente trattati come LIC e le cui spese sono sostenute a ROSS già avviato.
Sempre merito ai LIC le cui spese sono sostenute a ROSS già avviato chiediamo conferma che per tutti i servizi regolati all’entrata in esercizio dei cespiti verrà incrementata la RAB sottoposta sia a remunerazione del capitale che ad ammortamento.
Infine, in merito ai LIC le cui spese sono sostenute prima dell’avvio del ROSS chiediamo di esplicitare maggiormente come saranno trattati una volta che, a ROSS in vigore, entreranno in esercizio (come andranno ad incrementare la RAB e come verranno calcolati gli ammortamenti su tali cespiti) dettagliando eventuali differenziazioni previste per i differenti servizi regolati.
S13. Osservazioni sulle ipotesi relative a trattamento dei contributi pubblici.
Pur non rilevando criticità con il trattamento corrente, dato l’attuale contesto, sarebbe auspicabile prevedere un potenziamento degli incentivi per ottenere contributi.
S14. Quali meccanismi si ritiene debbano essere attivati in relazione alla gestione delle incertezze?
S15. Si condivide l’ipotesi di gestire i singoli meccanismi di gestione delle incertezze in modo differenziato per servizio?
Seppur non compiutamente trattati nell’ambito del DCO, riteniamo opportuno che, anche sulla scorta dei precedenti regolatori applicati nel mondo anglosassone, siano individuati adeguati meccanismi di gestione delle incertezze che consentano agli operatori di rete il recupero di costi legati a fenomeni esogeni o non direttamente controllabili.
In merito alla necessità di verificare modifiche dei costi a livello di settore, di cui al punto 18.2 del DCO, occorrerebbe considerare che i settori infrastrutturali sono caratterizzati da una varietà di operatori con differenti attività, dimensioni, ambiti operativi e obblighi. Di conseguenza, approcci one size fits all potrebbero risultare inadeguati.
S16. Osservazioni in merito alle ipotesi di riallineamento dei criteri di regolazione.
In generale, per quanto riguarda l’allineamento dei criteri di regolazione tra i vari servizi, rimandiamo alla risposta al S3 inerente all’applicazione del ROSS al servizio della distribuzione gas.
Relativamente alle proposte per il trattamento dello stock di capitale esistente alla data di avvia del ROSS, l’opzione preferibile sembra essere la CO.C., a condizione che l’adozione di un tale approccio semplificato non comporti un impatto negativo sui ricavi tariffari dei singoli operatori rispetto a quello che si otterrebbe mantenendo in vigore gli attuali criteri.
Con riferimento al trattamento dei contributi in conto capitale, notiamo come un’eventuale riduzione del piano di ammortamento a 25 anni prefigurerebbe degli impatti negativi sui flussi di cassa che sarebbe opportuno tenere in considerazione.
S17. Osservazioni sul RORE.
S18. Osservazioni rispetto alle ipotesi di adottare istituzione del tavolo di lavoro per la definizione della metodologia RORE.
Condividiamola proposta di organizzare un tavolo di lavoro ad hoc ed evidenziamo l’esigenza di procedere in modo graduale e prudente con l’introduzione dell’indicatore, anche se riteniamo che i tempi riportati nel DCO (entro il mese di giugno 2023) siano troppo stretti e proponiamo almeno 1 anno dalla partenza del tavolo.
Continuiamo tuttavia a presentare forti perplessità in merito ad alcuni parametri riportati nella formulazione del RORE. Ci riferiamo in particolare alla differenza che può configurarsi tra ammortamenti riconosciuti in tariffa ed ammortamenti rilevati in bilancio (parametro Ramm). Tali differenze, infatti, non sono rappresentative di una marginalità connessa a performance economico-finanziarie, quanto piuttosto al diverso trattamento operato sulle diverse tipologie di asset alla luce dei principi contabili di riferimento.
Evidenziamo, poi, che nella formula del RORE proposta nel DCO non sono contemplati dei fattori che influiscono sull’EBITDA degli operatori, quali ad esempio l’impatto del pagamento dei canoni di concessione del servizio di distribuzione per il servizio di distribuzione gas o i costi netti di acquisto dei TEE, come di quelli non riconosciuti.
