Con la delibera 654/2015/R/eel l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico definisce la regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2016-2023, approvando il "Testo integrato delle disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica" (TIT), il "Testo integrato delle disposizioni per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica" (TIME) e il "Testo integrato delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione" (TIC), con efficacia dal 1 gennaio 2016.  
Il provvedimento - esito di un articolato processo di consultazione con la pubblicazione di numerosi documenti (tra cui 5/2015/R/eel; 335/2015/R/eel; 446/2015/R/eel e 544/2015/R/eel) e numerosi incontri tematici - definisce di estendere a otto anni la durata del periodo regolatorio, articolandolo in due sub-periodi, ciascuno di durata pari a quattro anni (NPR1 2016-2019 e NPR2 2020-2023).
Relativamente ai criteri tariffari la delibera prevede nel NPR1 schemi di regolazione incentivante per il riconoscimento dei costi operativi e schemi di regolazione del tipo rate-of-return per i costi di capitale, in sostanziale continuità di metodo; nel NPR2 l'adozione, in via evolutiva, di un approccio in chiave di controllo complessivo della spesa (approccio totex), come sarà successivamente definito.
In relazione alla fissazione dei livelli iniziali (riferiti all'anno 2016) dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi, la disciplina prevede nel NPR1 un'impostazione per cui le tariffe di trasmissione e distribuzione rispecchiano i costi, evitando duplicazioni e escludendo le voci di costo per le quali la copertura sia già implicitamente garantita dai meccanismi di regolazione (ad esempio tramite la remunerazione del rischio) o in relazione alle quali il riconoscimento risulti non compatibile con un'attività svolta in regime di monopolio (ad esempio costi di pubblicità e di marketing che non riflettano specifici obblighi normativi). Con riferimento alle ipotesi di sharing, si adotta una ripartizione simmetrica dei recuperi di produttività conseguiti nel periodo regolatorio tra utenti e imprese (50%-50%) e di conseguenza il livello di costo riconosciuto è fissato pari al livello del costo operativo effettivo per l'anno 2014 aumentato della quota dei recuperi di produttività lasciata in capo alle imprese.
Per quanto riguarda l'aggiornamento annuale dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi nel NPR1, si prevede di confermare l'ipotesi di determinare l'X-factor con l'obiettivo di riassorbire gradualmente la parte dei recuperi di produttività conseguiti nel terzo e nel quarto periodo regolatorio e di confermare i termini di restituzione dei recuperi di produttività conseguiti nel terzo periodo di regolazione, in un'ottica di certezza e stabilità del quadro regolatorio. Il provvedimento prevede, inoltre, che i maggiori recuperi di produttività conseguiti nel corso del 2012-2014 siano trasferiti interamente ai clienti finali entro il termine del NPR1, vale a dire entro la fine dell'anno 2019.
Con riferimento ai criteri generali per la determinazione del costo di capitale riconosciuto nel NPR1 la delibera conferma la sostanziale continuità di criteri con i precedenti periodi regolatori, modificando solo alcuni criteri di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti. Relativamente alla revisione delle vite utili, si prevede di limitare la revisione alle tipologie di cespiti relativi alle linee elettriche (alta e altissima tensione, media e bassa tensione) e alle prese utenti. Per quanto concerne la determinazione del capitale circolante netto si conferma il metodo parametrico in funzione delle immobilizzazioni nette, prevedendo l'applicazione di una percentuale inferiore rispetto a quella applicata nei precedenti periodi di regolazione. Il parametro β unlevered viene determinato pari a 0,35 per il servizio di trasmissione e pari a 0,39 per quello di distribuzione e misura dell'energia elettrica.
Al fine di favorire le aggregazioni tra le imprese di distribuzione di piccole dimensioni viene introdotta una modalità di riconoscimento dei costi di capitale differenziate tra le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo (fondata su un regime di riconoscimento individuale dei costi) e le imprese che si collocano al di sotto di tale soglia (fondata su un regime parametrico). Le imprese che servano fino a 100.000 punti di prelievo hanno in ogni caso la possibilità di accedere al regime di riconoscimento individuale dei costi; in tal caso devono rispettare alcuni requisiti di qualità aggiuntivi.
Con riferimento ad aspetti specifici relativi al servizio di trasmissione dell'energia elettrica, per la determinazione del costo riconosciuto di capitale nel NPR1, la regolazione conferma l'ipotesi di escludere i LIC dal valore del capitale investito riconosciuto relativo all'attività di trasmissione,  introducendo, nel contempo, una clausola di salvaguardia per riconoscere, nel periodo NPR1, la remunerazione esclusivamente con riferimento ai LIC iscritti a bilancio al 31 dicembre 2015, fino all'entrata in esercizio dei relativi cespiti.
Relativamente ai criteri di aggiornamento annuale dei costi di capitale riconosciuti nel NPR1 si prevede che l'aggiornamento sia effettuato sulla base dei dati di investimento delle singole imprese, nel caso di applicazione del regime di calcolo individuale, ovvero sulla base dei dati di investimento aggregati relativi alle imprese di minori dimensioni alle quali si applica il regime di calcolo parametrico.
Con riferimento alla promozione selettiva degli investimenti nelle reti di trasmissione e distribuzione nel NPR1, la delibera 654/2015/R/eel:

• salvaguardia l'applicazione degli effetti incentivanti di premio/ penalità già previsti nei precedenti periodi regolatori in cui gli investimenti sono stati completati o dovevano essere completati;
• conferma la definitiva eliminazione degli incentivi di natura input-based per gli investimenti di distribuzione e vigenti nel quarto periodo regolatorio;
• confermare la definitiva eliminazione degli incentivi di natura input-based per gli investimenti di trasmissione a partire da NPR2, prevedendo al contempo, solo durante il NPR1, in una logica di gradualità, un meccanismo di residua incentivazione transitoria per investimenti I3-NPR1 e I2-NPR1, affiancato da un meccanismo correttivo per la promozione dell'efficienza di tali investimenti per la medesima durata.

Relativamente all'articolazione tariffaria (trasmissione) la delibera prevede:

• per quanto riguarda la tariffa di trasmissione applicata alle imprese distributrici nei punti di interconnessione (inclusi i punti di prelievo nella disponibilità di clienti finali direttamente connessi alla RTN, assimilati a punti di interconnessione), l'applicazione di una struttura binomia, con una componente in energia (10%) e una in potenza (90%; tale  quota potenza della tariffa di trasmissione deve essere determinata utilizzando, quale driver, la media delle potenze massime prelevate mensilmente nei punti di interconnessione negli ultimi 12 mesi disponibili (per il 2016: novembre 2014 - ottobre 2015), considerando flussi di prelievi di energia dalla RTN il più possibile oggettivi e stabili nel tempo;
• che la componente tariffaria in potenza sia poi applicata alla medesima potenza considerata come driver tariffario, così eliminando il connesso rischio volume;
• che il driver tariffario relativo alla quota energia sia rideterminato annualmente, al fine di ridurre l'esposizione del gestore al rischio volume, sulla base dei volumi di energia di riferimento degli ultimi 12 mesi consuntivati (per il 2016, novembre 2014 - ottobre 2015) e di valutare, nel corso del NPR1, l'opportunità di introdurre l'utilizzo di dati previsivi, coerenti con quelli utilizzati nell'ambito dei piani di sviluppo, in luogo dei dati consuntivi;
• di confermare struttura e articolazione della tariffa di trasmissione per i clienti finali, sulla base di un criteri di ripartizione dei ricavi in componenti in potenza ed in energia coerente con quello adottato per il corrispettivo CTR, nonché dei meccanismi di perequazione per le imprese distributrici, riproponendo, in particolare, con riferimento all'incertezza dei flussi finanziari derivanti dalla fatturazione del servizio di trasmissione in capo alle imprese di distribuzione, meccanismi di perequazione d'acconto con cadenza bimestrale in corso d'anno.

Con riferimento ad aspetti specifici relativi al servizio di trasmissione dell'energia elettrica per la determinazione dei ricavi di riferimento nel NPR1, il provvedimento definisce di:

• includere nella RAB le infrastrutture acquisite da Terna nel corso dell'anno 2014 e conseguentemente incluse nel perimetro della RTN;
• riconoscere nella tariffa di trasmissione dell'anno 2016 il livello iniziale del costo operativo riconosciuto al gestore del sistema di trasmissione per la gestione delle infrastrutture elettriche precedentemente di proprietà della società FSI S.p.A.;
• riconoscere nei livelli tariffari del 2016, l'incentivazione all'accelerazione degli investimenti sulle immobilizzazioni in corso afferenti agli investimenti I=3 esistenti al 31 dicembre 2014, rettificate per tener conto degli interventi sospesi provvisoriamente dal trattamento incentivante; e riconoscere l'eventuale incentivazione sugli interventi sospesi provvisoriamente in esito a specifici approfondimenti istruttori.

Con riferimento alle tariffe per usi di ricarica di veicoli elettrici, nella prospettiva di favorire la mobilità elettrica viene reso esplicito che nei punti di prelievo per altri usi in bassa tensione sia possibile destinare parte dell'energia anche all'alimentazione di infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici e  viene mantenuta, per il NPR1, la tariffa per l'alimentazione in via esclusiva delle infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici in bassa tensione.
Con riferimento ai criteri generali di regolazione dei corrispettivi la delibera prevede di dare seguito a quanto previsto dalla riforma delle tariffe di rete e delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica in relazione all'aumento della granularità dei livelli di potenza contrattualmente impegnabile, in modo tale da garantire una maggiore scelta dei clienti finali del livello più adeguato alle proprie esigenze.
Con riferimento al servizio di connessione, la delibera prevede che:

• si proceda alla razionalizzazione complessiva della disciplina in materia di connessione per punti attivi e passivi;
• siano adeguate le norme in materia di localizzazione del punto di misura, in particolare in relazione alla posa centralizzata nel caso di edifici con più unità immobiliari, per tener conto dell'evoluzione connessa allo sviluppo della telegestione e della telelettura;
• a valere dall'1 gennaio 2017 sia modificato il Testo integrato delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione al fine di promuovere il livello ottimale di potenza disponibile;
• si integri la regolazione delle connessioni chiarendo, al fine di facilitare l'ammodernamento delle colonne montanti obsolete di proprietà del distributore, la facoltà dello stesso di adeguare tali impianti alle norme o al progresso tecnologico, preavvertendo il cliente finale e il venditore.

Con riferimento alle disposizioni per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica la delibera prevede che:

• si modifichi il Testo integrato del servizio di misura dell'energia elettrica allo scopo di prevedere la raccolta da parte del soggetto responsabile della misura della potenza massima effettivamente prelevata nel mese distinta per fasce, ove consentito dal misuratore;
• si svolgano ulteriori approfondimenti rispetto alle ipotesi di evoluzione della regolazione del servizio di misura, con l'obiettivo di definire la riforma complessiva entro il mese di luglio 2016;

La scheda ha carattere divulgativo e non provvedimentale.