Elettricità Futura ha inviato le proprie osservazioni all’ARERA in relazione alla Consultazione 381/2023/R/com del 4 agosto 2023, recante “Criteri applicativi della regolazione per obiettivi di spesa e di servizio (ROSS) per i servizi di trasporto del gas naturale e trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica”.
In particolare l’Associazione ha espresso le proprie posizioni sui singoli aspetti operativi che disciplinano la regolazione tariffaria ROSS-base per i servizi di distribuzione, trasmissione e misura elettrica e trasporto gas, in particolare sull’ambito di applicazione e l’avvio della nuova regolazione, il trattamento dei tassi di capitalizzazione, dei contributi e delle immobilizzazioni degli interventi in corso, il trattamento dell’inflazione.
In aggiunta a ciò, Elettricità Futura ha colto l’occasione per chiedere ad ARERA di confermare anche per il 2024 e oltre tariffa regolata BTVE applicata alle colonnine pubbliche in BT, la cui scadenza è prevista al 31 dicembre 2023.
Leggi il testo integrale delle osservazioni
Osservazioni di dettaglio
S1. Osservazioni in merito all’ambito di applicazione.
Condividiamo l’avvio del ROSS-base nel 2024, posto che la nuova regolazione venga implementata adottando gli accorgimenti necessari che verranno meglio dettagliati di seguito.
In alternativa, potrebbe essere valutata un’implementazione graduale ad adesione volontaria per l’anno 2024 e a regime per tutti i maggiori DSO a partire dall’anno 2025. Soluzione da considerare in particolare nel caso in cui l’adozione dei provvedimenti di declinazione operativa delle modalità applicative dei criteri ROSS-base non avvenga entro il 2023.
S2. Osservazioni in merito all’esclusione degli investimenti in smart metering 2G dall’applicazione dei criteri del TIROSS.
Riteniamo opportuno escludere gli investimenti in smart metering 2G dall’applicazione dei criteri del TIROSS.
S3. Osservazioni in merito alle disposizioni specifiche per il primo anno di applicazione dei criteri del TIROSS.
Esprimiamo il nostro apprezzamento per l’allineamento delle tempistiche tra remunerazione del capitale e ammortamenti.
Per ciò che concerne il riconoscimento dei costi operativi, riteniamo invece opportuno utilizzare i costi del 2021, opportunamente inflazionati, come anno test per la definizione della baseline 2024. Il 2022, infatti, non è stato un anno rappresentativo per la definizione della baseline, in quanto le ben note dinamiche inflattive registrate nell’anno non sono state riflesse pienamente nei costi operativi. Vi è infatti un lag temporale prima che gli incrementi di costo impattino le imprese, quali ad esempio i costi del lavoro o i costi per forniture e appalti siglati in anni passati e tutt’ora in essere.
S4. Osservazioni in merito al trattamento del capitale esistente alla data di cut-off.
Saremmo favorevoli alla trattazione per via parametrica del capitale non ammortizzato alla data di cut-off, purché i flussi di ricavi siano almeno pari a quelli risultati dalla conferma dell’approccio in vigore.
S5. Osservazioni in merito all’individuazione dei costi operativi ammissibili nell’ambito dei criteri ROSS.
Riteniamo che tutti i costi non efficientabili, non comprimibili e fuori dal controllo delle imprese debbano essere ricompresi tra i costi passanti. Tra questi costi, quindi, andrebbero ricompresi anche i costi relativi alla gestione delle emergenze meteo, i tributi, i canoni, e la quota dei TEE non coperta dal contributo tariffario.
S6. Osservazioni in merito alla definizione della baseline di spesa di capitale.
Concordiamo con gli orientamenti dell’Autorità, rimandando ogni considerazione in merito ad eventuali costi standard alle future consultazioni relative al ROSS-integrale.
S7. Osservazioni in merito alla definizione della baseline di spesa operativa.
Risulta opportuno armonizzare gli indicatori di inflazione usati per la determinazione della baseline provvisoria e della baseline ex-post. Se per la baseline ex-post è chiaro l’impiego dell’indicatore FOI, nel caso della baseline ex-ante non è chiaro quale indice della Banca d’Italia verrà preso a riferimento. È fondamentale che gli indici usati per determinare la baseline ex-ante ed ex-post non portino a valori di ricavi molto discordanti tra di loro.
S8. Osservazioni, con riferimento al servizio di distribuzione, in merito alla definizione della baseline unitaria di spesa operativa senza considerare l’allocazione per tipologie contrattuali.
Non vi sono osservazioni o criticità da segnalare su tale tematica.
S9. Osservazioni in merito ai criteri di aggiornamento della baseline dei costi operativi.
Riteniamo necessario semplificare i criteri applicativi dello Z-factor, prevedendo che:
- Lo Z-factor possa essere attivato anche per casistiche diverse da quelle previste dal TIROSS. Non riteniamo quindi opportuno limitare la possibilità di richiederne l’attivazione ai soli casi previsti dal DCO;
- Dovrebbe essere possibile presentare annualmente istanza di attivazione dello Z-factor, e non solo ad inizio del ciclo regolatorio come sembra attualmente previsto dal TIROSS e dal DCO;
- Per l’istanza di attivazione dello Z-factor nel 2024, riteniamo opportuno prevedere una deroga alla deadline per l’invio della relativa istanza (novembre 2023), essendo questa una scadenza particolarmente sfidante.
S10. Osservazioni in merito al criterio di ripartizione delle efficienze proposto nonché osservazioni su eventuali soluzioni alternative.
Concordiamo con l’orientamento ARERA, mentre rimanderemmo ad ulteriori momenti di confronto relativi al ROSS-integrale osservazioni circa la ripartizione delle efficienze tra Capex e Opex
S11. Osservazioni in merito alla scelta del menu incentivante e all’incentivo dell’opzione SAP.
Alla luce delle efficienze già conseguite e dei massicci investimenti attesi a supporto della transizione energetica, riteniamo opportuno che sia gli schemi SBP che SAP accolgano la seguente proposta di modifica. In particolare, nei casi di underperformance l’impresa dovrebbe restituire il 100% dell’inefficienza conseguita, ma non anche le tre quote dei tre anni successivi. Un tale approccio non danneggerebbe il sistema (dal momento che le inefficienze verrebbero restituite al 100%) e manterrebbe l’incentivo a mantenersi al di sotto della baseline (tramite il mantenimento dell’efficienza al 100% nel primo anno e le tre quote da extra-efficienza da riconoscere alle imprese nei tre anni successivi).
In merito alle opzioni SAP prospettate, invece, si ritiene che possano essere rese attrattive per le imprese che hanno già conseguito efficienze rilevanti solo nel caso in cui l’X-factor venga applicato a partire dal secondo anno del ciclo regolatorio. In caso contrario, nel primo anno risulterebbe maggiormente attrattiva l’opzione SBP.
Sempre con riferimento alle opzioni SAP, andrebbe previsto che quanto descritto al punto 14.7 del DCO trovi applicazione anche nel caso in cui l’inefficienza si manifesti solo in uno degli anni del ciclo regolatorio, e con riferimento ai risultati di efficienza complessivamente conseguiti nel ciclo stesso.
S12. Osservazioni in merito alla definizione dei tassi di capitalizzazione.
Condividiamo gli orientamenti ARERA in materia, ma chiediamo che la definizione del tasso di capitalizzazione per il biennio 2026-2027 venga lasciata il più flessibile possibile e oggetto di future consultazioni, in modo da tener conto del futuro avvio del ROSS-integrale, dei futuri profili di spesa delle imprese e delle esigenze di finanziabilità.
S13. Osservazioni in merito all’ammortamento dei cespiti entrati in esercizio dopo la data di cut-off.
Concordiamo con gli orientamenti ARERA
S14. Osservazioni in merito al trattamento delle dismissioni successive alla data di cut-off e valutazione delle soluzioni alternative proposte.
Concordiamo con la soluzione prospettata al punto 17.4 del DCO
S15. Osservazioni in merito al trattamento dei contributi.
Riteniamo che le imprese debbano essere incentivate all’accesso dei fondi pubblici, quali il PNRR e altri fondi comunitari rilevanti per la transizione energetica. Ciò presuppone il potenziamento del meccanismo incentivante in vigore per il periodo 2024-2027.
S16. Osservazioni in merito al trattamento delle immobilizzazioni in corso.
Non condividiamo l’applicazione di tassi di remunerazione distinti sulla base dell’anzianità dei LIC, in quanto si tratta di un elemento spesso influenzato da fattori non direttamente sotto il controllo dei gestori, soprattutto nel settore della distribuzione elettrica, attualmente soggetto a dinamica di crescente elettrificazione.
S17. Osservazioni in merito al trattamento del capitale circolante e delle poste rettificative.
Condividiamo gli orientamenti ARERA in materia.
S18. Osservazioni in merito alle modalità di trattamento dell’inflazione e del deflatore.
Segnaliamo come la rivalutazione degli investimenti a partire del secondo anno successivo all’entrata in esercizio comporti un riconoscimento incompleto del costo sostenuto nel corso della vita utile dell’asset. Per ovviare a tale criticità, la rivalutazione degli asset dovrebbe iniziare a partire dall’anno successivo alla loro entrata in esercizio.
Per entrambe gli indicatori inflattivi relativi a Capex e Opex, in ogni caso, occorre garantire un opportuno raccordo alla luce dell’allineamento del periodo di osservazione all’anno solare.
S19. Osservazioni in merito all’individuazione di ulteriori partite escluse dall’applicazione dei criteri ROSS.
Concordiamo con gli orientamenti ARERA
S20. Osservazioni relative agli orientamenti illustrati con riferimento alle tempistiche di perequazione dei servizi di distribuzione, misura e dei costi di trasmissione e alle proposte relative ai meccanismi di acconto.
Non riteniamo opportuna la previsione di un acconto obbligatorio relativo alla perequazione dei costi di trasporto
S21. Osservazioni, con riferimento al servizio di distribuzione, in merito alla proposta di non procedere alla definizione dei parametri tariffari nell’ambito della determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie.
S22. Osservazioni relative alle proposte illustrate in merito alla semplificazione delle strutture tariffarie per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica.
Occorre garantire che le previsioni del DCO risultino coerenti con la rendicontazione unbundling.
Ulteriori considerazioni
Cogliamo l’occasione per portare nuovamente all’attenzione dell’ARERA il tema della tariffa regolata BTVE applicata alle colonnine pubbliche in BT, la cui scadenza è prevista al 31 dicembre 2023. È fondamentale che la BTVE sia confermata (sia nella struttura che nei criteri di determinazione delle aliquote) con l’avvio del nuovo periodo regolatorio (dal 1° gennaio 2024), anche tenuto conto degli investimenti in atto da parte degli operatori della mobilità (CPO) per l’implementazione del PNRR.
L’applicazione della tariffa UDA BT (in luogo della BTVE) caratterizzata da quote fisse elevate risulterebbe penalizzante per i CPO che gestiscono forniture con livelli di consumo ancora contenuti e non sufficienti ad ammortizzare tali importanti quote fisse. La conferma della BTVE non costituirebbe quindi un’agevolazione ma una misura per sanare la suddetta distorsione dovuta alla struttura della tariffa di rete italiana, che nel panorama europeo è quella con la quota potenza più elevata (95%) [1].
Inoltre, una modifica della tariffa BTVE, a ridosso della sua scadenza e senza un confronto approfondito con gli operatori sui potenziali impatti a livello di sistema, rischia di scoraggiare gli investimenti nel settore e, di conseguenza, di limitare lo sviluppo della mobilità elettrica nel nostro Paese.
[1] Fonte: Report ACER 2021, “Report on Distribution Tariff Methodologies in Europe”
