OS.20 Rendicontazione delle attività svolte

2019-2020

Le attività propedeutiche all'introduzione del nuovo approccio integrato R.O.S.S (ovvero basato su logiche di regolazione per obiettivi di spesa e di servizio) che superi l'attuale approccio di riconoscimento dei costi (20a), differenziato tra costi operativi e costi di capitale hanno subito un rallentamento dovuto soprattutto all'emergenza COVID-19 e alla conseguente necessità di adattare la regolazione infrastrutturale (vedi sotto). Se ne prevede pertanto un ritardo di due semestri e pertanto l'attività proseguirà oltre il 2021. Nel 2020 è stato avviate le attività per l'aggiornamento delle modalità di determinazione del tasso di rendimento del capitale investito (WACC), confermando la logica cross-sector introdotta dal 2015 per tutti i parametri che concorrono alla determinazione del WACC e che non abbiano carattere specifico-settoriale.

Per quanto riguarda il trasporto gas, nel percorso di transizione verso logiche di riconoscimento dei costi basate sul nuovo approccio integrato R.O.S.S., nel 2019 sono state introdotte disposizioni volte a garantire un maggior coordinamento tra la regolazione tariffaria e le valutazioni dei Piani decennali di sviluppo della rete di trasporto .(deliberazione 114/2019/R/gas) È stata avviata una specifica attività di monitoraggio degli investimenti e sono state introdotte sperimentazioni di incentivi all'efficientamento delle spese di investimento.

In relazione a una piena attuazione del R.O.S.S. si prevede di adottare un approccio basato sulla gradualità, riservandosi di determinare nel 2023, ultimo anno del quinto periodo di regolazione tariffaria, in via sperimentale, i ricavi di riferimento dell'impresa maggiore di trasporto sulla base di criteri di riconoscimento della spesa totale che saranno approfonditi in successivi documenti per la consultazione.

Inoltre, l'Autorità ha fatto riferimento all'approccio R.O.S.S. nel quadro del procedimento, avviato nel 2020, per la definizione del nuovo periodo regolatorio delle attività di smantellamento (decommissioning) delle centrali elettronucleari e degli impianti di gestione del ciclo del combustibile. In questo contesto peculiare (in quanto non si tratta di servizi di rete, ma comunque di una attività svolta in esclusiva), l'approccio R.O.S.S. si esplica soprattutto nella rilevanza ai fini della regolazione del Piano a vita intera, rivisto con periodicità pari all'emi-periodo regolatorio (tre anni), e consistente nel riferimento forward-looking a cui si collegano gli incentivi e le penalità per l'impresa, sulla base di un innovativo meccanismo di misurazione dell'avanzamento fisico della commessa nucleare. A seguito della consultazione, la decisione del Regolatore è stata assunta a inizio 2021 con lieve ritardo rispetto all'obiettivo.

Per quanto concerne il completamento, in particolare per la distribuzione gas, del percorso di allineamento del costo riconosciuto verso costi efficienti e standardizzati (20b), la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025 approvata a fine 2019 (deliberazione 570/2019/R/gas) mantiene la logica dei cluster dimensionali per il riconoscimento dei costi operativi, con recuperi di produttività (price-cap) differenziati per i diversi cluster, mentre per l'introduzione di costi standard e i criteri di regolazione incentivante per le spese di capitale è previsto un percorso di medio periodo.

Anche se nel 2020 sono stati pubblicati gli orientamenti dell'Autorità per i criteri di incentivazione delle aggregazioni fra imprese, che si muovono nella direzione disegnata dalla linea strategica in esame, l'obiettivo non risulta pienamente raggiunto. Non è stato possibile procedere ulteriormente nel previsto percorso soprattutto a causa del contenzioso attivato dagli operatori avverso la deliberazione 570/2019/R/gas, nell'ambito del quale è stata disposta dal Tribunale amministrativo regionale anche una verificazione indipendente tuttora in corso. Un ulteriore aspetto che desta preoccupazioni e potrebbe impattare sull'implementazione della regolazione riguarda gli effetti distorsivi, potenzialmente rilevanti, che potrebbero derivare dalle disposizioni della legge 17 luglio 2020, n. 77. Tali disposizioni sanciscono l'obbligo, a carico dell'Autorità di riconoscere una integrale copertura tariffaria degli investimenti relativi al potenziamento o alla nuova costruzione di reti e impianti in comuni metanizzati o da metanizzare in specifiche località del Paese individuate dalla stessa disposizione (Segnalazione 406//2020/I/gas).

In tema di sviluppo di una regolazione che, specie nel settore del gas naturale, responsabilizzi le imprese di distribuzione alla minimizzazione degli oneri che il sistema sostiene per le perdite e più in generale per le differenze fra il gas immesso nella rete e quello consegnato ai clienti finali (20.c), nel corso del 2019 e del 2020 sono state condotte le attività istruttorie funzionali ad approfondire la conoscenza del problema e alla predisposizione, di specifiche proposte, che potranno essere compiutamente definite nel corso del 2021. Tali attività riguardano: i) la ricognizione nell'ambito CEER dell'approccio adottato per la gestione del problema dai vari Stati Membri; ii) lo studio teorico del problema e una valutazione sperimentale sui dati delle sessioni di aggiustamento; iii) la raccolta, nell'ambito dell'attività ispettiva di informazioni su impianti di distribuzione caratterizzati da valori anomali delle predette differenze.

Una prima attività conclusa riguarda la definizione, nel 2020, dei criteri di riconoscimento del gas non contabilizzato (GNC) sulle reti di trasporto (deliberazione 569/2020/R/gas). L'obiettivo è stato pertanto parzialmente raggiunto. Il completamento dell'attività, inizialmente prevista per la fine del 2020, è slittato al 2021 in quanto richiede ulteriori valutazioni e approfondimenti.

Nel 2019 sono proseguite le attività, iniziate l'anno precedente, di raccolta/validazione e bonifica dei dati forniti dalle imprese di minore dimensione della distribuzione elettrica (un centinaio di operatori), rilevanti per l'implementazione del meccanismo tariffario parametrico (20d), compreso un focus con le imprese cooperative per fornire loro chiarimenti in merito ai dati corretti da fornire per la determinazione delle tariffe. Le priorità relative ad interventi di adeguamento della regolazione in relazione all'emergenza epidemiologica COVID-19 hanno costretto gli Uffici a sospendere le attività, che sono già ripartite nel 2021. Si prevede pertanto un completamento dell'obiettivo entro quanto programmato nel Quadro Strategico 2020-2021.

La revisione dei criteri di allocazione dei costi di rete alle diverse tipologie di utenza (sia nel settore dell'energia elettrica che nel settore gas), nonché dei criteri per la definizione dei contributi di connessione (20e), richiede analisi di particolare complessità, compiute in via prototipale su dati risalenti a qualche anno fa e pertanto da ripetere su dati aggiornati. Come indicato nella deliberazione 568/2019/R/eel, il procedimento richiede una durata ragionevolmente ampia per tenere conto delle eventuali evoluzioni della disciplina regolatoria che potrebbero rendersi necessarie anche per effetto del recepimento dell'implementazione della Direttiva (UE) 2018/2001 e della Direttiva (UE) 2019/944. Anche in relazione a tale aspetto è probabile che sia necessario estendere il termine del procedimento oltre la scadenza attualmente prevista di fine 2021.

Tra gli strumenti regolatori per la valutazione degli interventi di sviluppo dei sistemi di trasmissione e di trasporto (20.f), gioca un ruolo centrale la metodologia di analisi costi benefici (ACB). Dopo la definizione, nel 2016, della metodologia ACB per la valutazione di interventi di sviluppo della rete di trasmissione nazionale di energia elettrica, nel 2019 è stata definita anche la metodologia ACB per gli interventi di sviluppo della rete di trasporto di gas (deliberazione 230/2019/R/gas).

Per arricchire gli strumenti regolatori con i quali l'Autorità procede alla valutazione dei Piani di sviluppo delle reti, si è fatto ricorso a studi indipendenti condotti da istituti autorevoli e terzi o ad approfondimenti effettuati dall'operatore di sistema sotto la supervisione dell'Autorità. Della prima specie è lo studio, commissionato dall'Autorità a RSE, in tema di analisi costi/benefici delle configurazioni infrastrutturali energetiche della Sardegna (cfr. linea di intervento 23.b). Della seconda specie sono gli approfondimenti sui progetti di interconnessione elettrica c.d. Tyrrhenian Link, (continente-Sicilia e Sicilia-Sardegna), una parte dei quali è tuttora in corso in relazione all'interconnessione sottomarina tra Continente (zona Centro-sud) e Sicilia. La conclusione di tali approfondimenti è prevista nel primo semestre 2021.

Nel biennio 2019-2020 si sono svolti i processi di consultazione dei Piani di sviluppo per la rete di trasmissione elettrica e per la rete di gasdotti. L'Autorità ha promosso in particolare l'armonizzazione degli scenari utilizzati per la predisposizione dei due Piani, portando così alla pubblicazione nel 2019 del Documento di descrizione degli scenari, messo a punto congiuntamente, per la prima volta, da Terna e Snam Rete Gas. La valutazione dei piani di sviluppo 2019 e 2020 si è conclusa nel 2020 per il settore del gas naturale (deliberazione 539/2020/R/gas) e con l'invio del parere al MISE per quello elettrico (deliberazione 574/2020/R/eel).

L'obiettivo della linea strategica è stato pertanto raggiunto nei tempi previsti nonostante i ritardi cumulati nella predisposizione degli scenari europei integrati tra settore elettrici e settore gas, necessari per la pianificazione non solo a livello dell'Unione Europea ma anche per quella nazionale.

In tema di sviluppo di una regolazione dello stoccaggio che tenga conto della remunerazione dal livello del servizio reso (20.g), nel biennio 2019-2020 è proseguita la sperimentazione relativa all'incentivazione alle imprese di stoccaggio, con l'obiettivo di favorire la messa a disposizione di capacità di breve termine e di servizi che consentano una maggiore flessibilizzazione delle prestazioni complessive. L'assetto dell'incentivazione definito nel 2019 (deliberazione 153/2019/R/gas) è stato rafforzato nel 2020 (deliberazione 232/2020/R/gas) introducendo la possibilità, per le imprese di stoccaggio, di rinunciare ad una quota di ricavi garantiti a fronte di un incremento degli incentivi derivanti dall'allocazione delle capacità di breve termine. L'obiettivo della misura regolatoria è quello di spostare parte dei ricavi verso una remunerazione output based orientata al miglioramento del servizio.

L'Autorità ha confermato il superamento degli incentivi tariffari alla realizzazione di capacità addizionale, rafforzando i meccanismi volti a promuovere la disponibilità e la flessibilità delle prestazioni di stoccaggio. Ha, inoltre, introdotto un monitoraggio delle prestazioni di stoccaggio attese finalizzato a garantire coerenza tra il livello di servizio reso agli utenti e il livello di remunerazione riconosciuta (deliberazione 419/2019/R/gas). L'obiettivo è stato quindi raggiunto in linea con le previsioni del Quadro strategico 2019 - 2021.

2021

Riguardo le attività propedeutiche all'introduzione del nuovo approccio integrato R.O.S.S (ovvero basato su logiche di regolazione per obiettivi di spesa e di servizio) che superi l'attuale approccio di riconoscimento dei costi (20a), differenziato tra costi operativi e costi di capitale, con la deliberazione 271/2021/R/com, è stato dato avvio al procedimento per introdurre nuove modalità di riconoscimento dei costi comuni a tutti i servizi infrastrutturali dei settori dell'energia elettrica e del gas, basate su un approccio di "spesa totale" denominato ROSS-base. Nell'ambito del procedimento il primo passo è stato quello di illustrare le principali linee di intervento che caratterizzano la soluzione ROSS-base, con la pubblicazione del documento per la consultazione 615/2021, allo scopo di acquisire una prima valutazione da parte di operatori, clienti finali e altri soggetti interessati.

L'approccio ROSS ha ispirato anche alcuni elementi del Testo integrato del decommissioning nucleare (TIDECN), approvato dall'Autorità con la deliberazione 93/2021/R/eel, e confermato con la deliberazione 348/2021/R/eel in particolare, la connotazione forward-looking a cui si collegano gli incentivi e le penalità per l'impresa, sulla base di un innovativo meccanismo di misurazione dell'avanzamento fisico della commessa nucleare.

Inoltre, l'incentivazione di tipo output-based, che è alla base del ROSS, è stata anche utilizzata per il meccanismo di incentivazione del servizio di trasmissione relativo alla realizzazione di capacità di trasporto interzonale di cui sono stati definiti i parametri e gli obiettivi (target capacity) con la deliberazione 446/2021/R/eel.

Nel 2021, sono state portate a termine le attività per definire le modalità per l'aggiornamento del tasso di rendimento del capitale investito (WACC), confermando la logica cross-sector introdotta dal 2015 per tutti i parametri che concorrono alla determinazione del WACC e che non abbiano carattere specifico-settoriale. Con la deliberazione 614/2021/R/com, a seguito di una doppia consultazione, sono stati definiti i criteri di determinazione del rendimento del capitale investito (WACC) per i settori elettrico e gas per il periodo 2022-2027.

L'attività sulla definizione dell'approccio ROSS, completata in linea con il Quadro Strategico 2019-2021, proseguirà oltre il 2021 nel nuovo Quadro Strategico 2022-2025 OS.26).

Per quanto concerne il completamento, in particolare per la distribuzione gas, del percorso di allineamento del costo riconosciuto verso costi efficienti e standardizzati (20b), la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025 approvata a fine 2019 (deliberazione 570/2019/R/gas) mantiene la logica dei cluster dimensionali per il riconoscimento dei costi operativi, con recuperi di produttività (price-cap) differenziati per i diversi cluster, mentre per l'introduzione di costi standard e i criteri di regolazione incentivante per le spese di capitale è previsto un percorso di medio periodo.

Anche se nel 2020 sono stati pubblicati gli orientamenti dell'Autorità per i criteri di incentivazione delle aggregazioni fra imprese, che si muovono nella direzione disegnata dalla linea strategica in esame, l'obiettivo non risulta pienamente raggiunto. Non è stato infatti possibile procedere ulteriormente nel previsto percorso soprattutto a causa del contenzioso attivato dagli operatori avverso la deliberazione 570/2019/R/gas, relativa alla regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020- 2025.

In tema di sviluppo di una regolazione che, specie nel settore del gas naturale, responsabilizzi le imprese di distribuzione alla minimizzazione degli oneri che il sistema sostiene per le perdite e più in generale per le differenze fra il gas immesso nella rete e quello consegnato ai clienti finali (20c), dopo aver definito, nel 2020, i criteri di riconoscimento del gas non contabilizzato (GNC) sulle reti di trasporto (deliberazione 569/2020/R/gas), nel 2021 è stato pubblicato il documento per la consultazione 357/2021/R/gas, che presenta le linee di intervento riguardo l'introduzione di meccanismi di responsabilizzazione delle imprese di distribuzione circa i volumi a copertura della differenza tra i quantitativi immessi ai punti di uscita della rete di trasporto interconnessi con reti di distribuzione e quelli prelevati dai clienti finali allacciati alla rete di distribuzione (delta IO). Il completamento dell'attività, che era inizialmente prevista per la fine del 2020, è slittato al primo semestre 2022 a fronte della necessità di approfondire le modalità più efficienti di intervento ed è confluito nell'obiettivo OS.22b del Quadro Strategico 2022-2025.

Per quanto riguarda l'implementazione del meccanismo tariffario parametrico per gli operatori di minore dimensione della distribuzione elettrica (20d), l'attività è stata ripresa e completata nel 2021, dopo la sospensione a causa dell'emergenza da COVID- 19, e con la deliberazione 187/2021/R/eel sono state determinate le tariffe di riferimento definitive per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica per l'anno 2017 per le imprese che servono meno di 25.000 punti di prelievo.

Non è proseguita nel 2021, anche a causa dei ritardi accumulati per fronteggiare l'emergenza COVID-19, la revisione dei criteri di allocazione dei costi di rete alle diverse tipologie di utenza (sia nel settore dell'energia elettrica che nel settore gas), mentre l'aggiornamento dei criteri per la definizione dei contributi di connessione (20e) è stata rinviata ai procedimenti avviati nel 2022 per l'attuazione dei decreti legislativi 199 e 210 del 2021.

Riguardo la valutazione degli interventi di sviluppo dei sistemi di trasmissione e di trasporto (20f), l'attività ha carattere periodico; nel 2021 si sono svolte le attività di consultazione per la raccolta delle osservazioni sul piano di sviluppo della rete elettrica 2021 (il prossimo sarà nel 2023 a seguito della biennalizzazione introdotta con il DL Semplificazioni) e sui piani di sviluppo del trasporto gas. L'attività relativa ai piani 2021 si concluderà nel 2022.

In tema di sviluppo di una regolazione dello stoccaggio che tenga conto della remunerazione dal livello del servizio reso (20g), nel biennio 2019-2020 l'Autorità ha raggiunto l'obiettivo definendo il Testo integrato per la regolazione in materia di garanzie di libero accesso al servizio di stoccaggio di gas naturale (RAST), che ha disciplinato le modalità di accesso ai servizi di stoccaggio del gas naturale e di erogazione di tali servizi, favorendo l'allocazione delle capacità di stoccaggio per mezzo di procedure concorsuali, e i criteri di regolazione tariffaria e della qualità del servizio di stoccaggio del gas naturale per il quinto periodo di regolazione 2020-2025 (RTSG e RQTG). Tali criteri hanno da un lato introdotto un meccanismo di monitoraggio delle prestazioni di stoccaggio attese finalizzato a garantire coerenza tra il livello di servizio reso e il livello di remunerazione riconosciuta e rafforzato i meccanismi volti a promuovere la disponibilità e la flessibilità delle prestazioni di stoccaggio di cui al RAST e, dall'altro, introdotto una penalità nel caso di prestazioni offerte inferiori a quelle attese. L'attività è stata quindi conclusa. Nel 2021, l'Autorità ha affinato le normative del RAST riguardo gli incentivi alle imprese di stoccaggio per la messa a disposizioni di prestazioni di breve periodo (deliberazione 202/2021/R/gas).

La crisi dei prezzi gas, emersa in Europa a partire dalla seconda metà del 2021 e resa più intensa alla fine anno con l'acuirsi delle tensioni geopolitiche, richiederà nel 2022 interventi urgenti di natura strategica non previsti nel Quadro Strategico 2022-25, per garantire il riempimento degli stoccaggi in vista dell'inverno prossimo.