Tariffe per il servizio di trasporto

L’anno 2021 rappresenta il quinto anno relativo al nuovo periodo regolatorio la cui durata è stata incrementata da quattro ad otto anni (2016-2023) suddivisa in due sotto-periodi.

Le disposizioni normative sono articolate in tre Testi Integrati: il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT)”_Allegato A alla delibera 568/2019/R/eel, “Il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME)”_ Allegato B alla delibera 568/2019/R/eel e il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC)_ Allegato C alla delibera 568/2019/R/eel, pubblicati il 27 dicembre 2019.

L’ARERA ha confermato, per il servizio di distribuzione, il disaccoppiamento della tariffa applicata ai clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (c.d. tariffa di riferimento). Le tariffe obbligatorie per l’anno 2021 sono state pubblicate con delibera 564/2020/R/eel per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti non domestici, con delibera 565/2020/R/eel per l’erogazione del servizio di trasmissione, con delibera 566/2020/R/eel relativa all'erogazione dei servizi di rete per i clienti domestici in data 22 Dicembre 2020.

Sono confermate le regole in vigore nel precedente sotto-periodo regolatorio rappresentate da:

• lag regolatorio e remunerazione del capitale investito;
• allungamento vite utili regolatorie;
• criteri di regolazione tariffaria: dis, cot, misura.

Relativamente al primo punto, l’ARERA ha confermato le modalità di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti sia per la Distribuzione che per la Misura (senza retroattività).

Il criterio fondato sulla maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuta ai nuovi investimenti, pari all’1% (dell’anno t-2) è stato sostituito dall’introduzione del riconoscimento nella base di capitale (c.d. RAB) anche degli investimenti realizzati nell’anno t-1, valutati sulla base di dati pre-consuntivi comunicati all’ARERA. Tali dati saranno utilizzati per la determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie non ancora pubblicate e verranno sostituiti poi dai dati consuntivi per la determinazione delle tariffe di riferimento definitive pubblicate entro febbraio dell’anno successivo.

In data 30 Marzo 2021, l’ARERA ha pubblicato la delibera 131/2021/R/eel con la quale determina le tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura per l’anno 2020.  

L’ARERA riconosce nell’anno t la sola remunerazione del capitale investito relativo ai cespiti entrati in esercizio nell’anno t-1, senza riconoscere la quota di ammortamento ad essi relativa (che rimane riconosciuta all’anno t-2).

Nel nuovo sotto-periodo l’ARERA ha confermato le vite utili regolatorie già stabilite precedentemente.

Con la delibera 639/2018/R/COM del 6 dicembre 2018 l’ARERA ha aggiornato i valori dei parametri di calcolo del tasso di remunerazione del capitale investito netto (wacc) per il triennio 2019-2021 stabilendo un valore pari al 5,9% per il servizio di distribuzione e misura.

Con la delibera 380/2020/R/COM del 13 Ottobre 2020, l’ARERA ha avviato un procedimento per l’aggiornamento dei criteri di determinazione e aggiornamento del WACC per il periodo di regolazione del WACC che si avvia a partire dal 1° Gennaio 2022 (II PWACC). In data 15 luglio 2021, l’ARERA ha pubblicato il DCO 308/2021/R/COM riportante gli orientamenti iniziali per l’aggiornamento sopra indicato a cui i soggetti interessati dovevano far pervenire le proprie osservazioni entro il 12 settembre 2021.

Tale procedimento si è concluso con la pubblicazione della Delibera 614/2021/R/com del 23 dicembre 2021, con la quale l’Autorità ha fissato i criteri di determinazione del WACC per il periodo 2022 – 2027 ed ha stabilito, per l’anno 2022, un tasso di remunerazione del capitale investito, per il servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica, pari al 5,2%.

Sul fronte dei costi operativi, la nuova tariffa per impresa copre i costi specifici attraverso un coefficiente di modulazione dei costi medi nazionali, che è determinato dall’ARERA in funzione dei costi effettivi dell’impresa e delle variabili di scala.

Tali costi, nella definizione della tariffa per impresa, secondo quanto definito dalla delibera 568/2019, vengono maggiorati dai contributi di connessione a forfait riconosciuti a livello nazionale, considerati come contributi in conto capitale e non più detratti dai costi operativi.

Inoltre, i contributi di connessione a forfait di ciascuna impresa vengono detratti direttamente dal capitale investito dell’impresa considerandoli al pari di cespiti MT/BT.

L’aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione per gli anni successivi al primo avviene individualmente in base agli incrementi patrimoniali comunicati dalle imprese nell’ambito delle raccolte dati sulla RAB. Il criterio di aggiornamento prevede che:

• la quota della tariffa a copertura dei costi operativi sia aggiornata mediante il meccanismo del price-cap (con un obiettivo di recupero di produttività dell’1,3%);
• la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, gli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio e differenziati per livello di tensione ed il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati;
• la parte a copertura degli ammortamenti sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni e fine vita utile e il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi entrati in esercizio.

L’ARERA conferma, anche per il 2021, il meccanismo, già introdotto nel terzo ciclo regolatorio, di maggiore remunerazione di alcune categorie di investimenti entrati in esercizio fino al 2015 non prolungando tale meccanismo anche per il ciclo 2016-2023.

Con la circolare n. 18/2020/ELT la CSEA ha dato attuazione al meccanismo di riconoscimento in unica soluzione della maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito per le predette tipologie di investimento come previsto dall’art. 5.2 della delibera Arera n. 568/2019. Le imprese distributrici interessate hanno presentato la richiesta di reintegro entro il 30 settembre 2020, come stabilito dalla stessa circolare.

In tale circostanza Areti non ha ritenuto di aderire all’istanza che invece ha richiesto nel 2021. L’Autorità, con la delibera 558/2021/R/eel del 9 dicembre 2021 ha determinato e disposto l'erogazione dell'ammontare degli importi spettanti residui in un'unica soluzione, riconoscendo ad Areti un ammontare pari ad € 3.180.571.

Relativamente all’attività di commercializzazione, l’ARERA conferma un’unica tariffa di riferimento che riflette sia i costi relativi alla gestione del servizio di rete sia i costi relativi alla commercializzazione, applicando il regime di riconoscimento puntuale dei costi di capitale anche per gli investimenti nell’attività di commercializzazione (unica tariffa per impresa omnicomprensiva per il servizio di distribuzione e di commercializzazione).

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l’ARERA ha confermato la tariffa binomia (potenza e consumo) per i clienti in alta tensione, e la struttura della tariffa di costo per il servizio di trasmissione verso Terna (CTR) introducendo un corrispettivo anch’esso binomio. La presenza delle due tariffe ha confermato il meccanismo di perequazione.

I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione e misura per il vigente ciclo regolatorio si articolano in:

• perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;
• perequazione dei ricavi di misura per il servizio in bassa tensione;
• perequazione dei costi di trasmissione;
• perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard.

La perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione ha l’obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto tra i ricavi fatturati all’utenza attraverso la tariffa obbligatoria e i ricavi ammessi del distributore, calcolati attraverso la tariffa di riferimento dell’impresa.

Con la delibera 568/2019, l’ARERA dispone che l’ammontare di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione è ridotto di un ammontare pari al 50% dei ricavi netti derivanti dall’utilizzo dell’infrastruttura elettrica per finalità ulteriori rispetto al servizio elettrico, rilevati a consuntivo nell’anno n-2, qualora il predetto ricavo netto superi lo 0,5% del totale ricavo riconosciuto. 

La perequazione dei costi di trasmissione ha l’obiettivo di rendere passante per il distributore il costo riconosciuto a Terna per il servizio di trasmissione (CTR) con quanto versato dai clienti finali attraverso la tariffa obbligatoria di trasmissione (TRAS).                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       

Per quanto riguarda il procedimento avviato con la delibera 677/2018/R/eel relativa al perfezionamento della disciplina delle perdite sulle reti di distribuzione per il triennio 2019-2021, con la delibera 449/2020/R/eel del 10 Novembre 2020 è stato modificato l’algoritmo di calcolo della perequazione DeltaL relativo al valore della differenza tra le perdite effettive e le perdite standard a decorrere dall’anno 2019; è stato modificato il fattore percentuale applicato a fini perequativi per le perdite commerciali di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi per la zona “centro” e per il livello di tensione BT, passando da 2% a 1,83%. Con specifica istanza da presentare entro maggio 2022, si prevede il riconoscimento delle perdite di rete imputabili a prelievi fraudolenti non recuperabili che si manifestano con entità eccezionale rispetto ai livelli riconosciuti convenzionalmente. Il riconoscimento è previsto esclusivamente in caso di saldo di perequazione netto negativo sul triennio 2019-2021 ed avrà un valore al più pari a quanto necessario ad azzerare tale saldo.

Inoltre, in data 21 dicembre 2021, l’ARERA ha pubblicato il DCO 602/2021/R/eel in cui prospetta, per il biennio 2022 – 2023, la revisione dei fattori percentuali convenzionali per le perdite commerciali da applicare alle imprese distributrici per finalità perequative e la revisione dei fattori percentuali convenzionali di perdita da applicare ai fini del settlement del servizio di dispacciamento ai clienti finali a decorrere dal 1° gennaio 2023. Le imprese distributrici dovranno inviare le proprie osservazioni entro il 31 gennaio 2022.

Nel nuovo Testo Integrato del Trasporto, l’ARERA ha confermato il meccanismo di riconoscimento in acconto, con cadenza bimestrale, dei saldi di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e dei costi di trasmissione. Con la determina 19/2020 del 13 novembre 2020, l’ARERA ha definito le modalità operative di gestione dei meccanismi di perequazione generale, confermando la metodologia di calcolo degli acconti con cadenza bimestrale.

In data 20 maggio 2021, a mezzo PEC, la CSEA ha comunicato gli acconti di perequazione relativi all’anno 2021 e le relative scadenze di regolazione. L’importo dell’acconto bimestrale è pari a € 25,6 milioni.

La perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione continua ad essere disciplinata nel nuovo periodo regolatorio.

Ulteriore impatto sulla perequazione è legato all’istruttoria conoscitiva avviata con delibera 58/2019/E/eel in merito alla regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica destinata agli Stati interclusi nel territorio italiano, l’Autorità, con provvedimento 491/2019/E/eel, ha prescritto ad Areti di porre in essere - entro il 31 dicembre 2019 – le azioni necessarie per definire correttamente il punto di dispacciamento di esportazione relativo alla frontiera elettrica con gli Stati Interclusi, nonché per disporre dei dati di misura dell’energia elettrica ceduta ai medesimi Stati.

In data 20 dicembre 2019, la società ha dato evidenza di aver adempiuto a quanto disposto.

L’Autorità ha ritenuto che gli elementi acquisiti costituiscano presupposto per l’avvio di un procedimento finalizzato ad accertare eventuali violazioni in materia di regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica destinata agli Stati Interclusi.

areti, nel mese di giugno 2020, ha presentato i propri impegni ai sensi della regolazione vigente che saranno rivisti alla luce delle risultanze comunicate da CSEA ed approvate da ARERA con delibera 262/2021/E/eel. Le relative partite economiche saranno in ogni caso liquidate al termine dei procedimenti sanzionatori avviati con la determina 5/2020/eel.

Infine, con la delibera 576/2021/R/eel, l’Arera ha previsto che per l’interconnessione con gli Stati Interclusi:

• a partire dal 1° gennaio 2022 vengano applicate solo le componenti variabili, espresse in c€/kWh, delle tariffe a copertura dei costi di trasporto previste al comma 15.1 del TIT (ad oggi vengono applicate sia le componenti fisse che variabili);
• a partire dal 1° aprile 2022 sia applicato ai fini della regolazione degli sbilanciamenti effettivi il prezzo di sbilanciamento per le unità non abilitate (e non più il prezzo zonale MGP);
• a partire dal 1° gennaio 2023 si applichi l’uplift all’energia effettivamente prelevata (ad oggi non applicato).

Nel medesimo provvedimento l’Autorità precisa che per la definizione del programma di prelievo degli Stati Interclusi non si debba più far riferimento all’intera banda ma l’utente del dispacciamento deve utilizzare la propria migliore stima dei prelievi. Il delta tra il valore della banda e il programma deve essere trattato come sbilanciamento a programma e valorizzato a PUN.

L’ARERA ha confermato la modalità di riconoscimento dei costi di capitale relativi a misuratori elettronici di bassa tensione, per le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo, basata su criteri di riconoscimento degli investimenti effettivamente realizzati dalle singole imprese, mantenendo anche per il quinto ciclo regolatorio la perequazione di misura. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a perequare il gettito derivante dal confronto delle tariffe obbligatorie fatturate agli utenti finali ed i ricavi valorizzati nella tariffa di riferimento.

Le tariffe a copertura del servizio di misura si aggiornano, come per il servizio di distribuzione, con il meccanismo del price-cap per la quota a copertura dei costi operativi (con un obiettivo di recupero di produttività del 0,7%) e con il deflatore, la variazione del capitale investito e il tasso di variazione dei volumi per la parte a copertura del capitale investito e degli ammortamenti. Il tasso di remunerazione del capitale di misura è equivalente a quello del servizio di distribuzione.

Si ricorda che con la delibera del 10 novembre 2016 n. 646/2016/R/eel, l’ARERA ha illustrato le modalità di definizione e di riconoscimento di costi relativi a sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura di energia elettrica in bassa tensione. In data 8 marzo 2017, ha pubblicato un comunicato in cui ha aggiornato la valutazione del piano di messa in servizio del sistema di smart metering 2G proposto da e-distribuzione S.p.A. Al fine di presentare all’ARERA la relazione illustrativa sul piano di messa in servizio del sistema smart metering 2G, la società ha definito un progetto di sviluppo di tale sistema con l’obiettivo di sostituire l’attuale sistema di contatori elettronici.

A partire dall’anno 2017, l’ARERA stabilisce, nella stessa delibera, che ai fini dell’aggiornamento annuale della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi ai punti di misura effettivi in bassa tensione, per ciascuna impresa distributrice il valore di investimento lordo massimo riconoscibile per misuratore installato è pari al 105% del corrispondente valore di investimento lordo per misuratore relativo a investimenti entrati in esercizio nel 2015.

Si ricorda che con la delibera del 10 novembre 2016 n. 646/2016/R/eel, l’ARERA ha illustrato le modalità di definizione e di riconoscimento di costi relativi a sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura di energia elettrica in bassa tensione. In data 8 marzo 2017, ha pubblicato un comunicato in cui ha aggiornato la valutazione del piano di messa in servizio del sistema di smart metering 2G proposto da e-distribuzione S.p.A. Al fine di presentare all’ARERA la relazione illustrativa sul piano di messa in servizio del sistema smart metering 2G, la società ha definito un progetto di sviluppo di tale sistema con l’obiettivo di sostituire l’attuale sistema di contatori elettronici.

A partire dall’anno 2017, l’ARERA stabilisce, nella stessa delibera, che ai fini dell’aggiornamento annuale della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi ai punti di misura effettivi in bassa tensione, per ciascuna impresa distributrice il valore di investimento lordo massimo riconoscibile per misuratore installato è pari al 105% del corrispondente valore di investimento lordo per misuratore relativo a investimenti entrati in esercizio nel 2015.

In data 20 marzo 2019, con il documento di consultazione 100/2019/R/eel, l'Autorità introduce un aggiornamento per il triennio 2020-2022 delle disposizioni in materia di determinazione e riconoscimento dei costi relativi a sistemi di smart metering di seconda generazione (2G). In particolare, le proposte riportate nel documento di consultazione includono:

• la possibilità di fissare obblighi sulle tempistiche di messa in servizio dei sistemi 2G unitamente alla modulazione del “piano convenzionale” al fine di ridurre il rischio “Paese a due velocità”; l’aggiornamento e la semplificazione delle disposizioni relative all’ammissione al percorso abbreviato delle imprese che avviano in tale triennio il proprio piano di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G;
• la valutazione delle disposizioni di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 93/2017 in tema di verificazione periodica dei misuratori di energia elettrica e degli extra-costi che ne potrebbero derivare;
• La possibilità di introdurre disposizioni per quantificare le penalità da applicare in caso di mancato rispetto dei livelli attesi di performance dei sistemi di smart metering

Segue la delibera 306/2019/R/eel in data 16 luglio, che conferma gli orientamenti presentati nel precedente documento di consultazione. In particolare:

• L’Autorità fissa il 2022 come termine ultimo per l’avvio dei piani di messa in servizio dei sistemi 2G e stabilisce che la fase massiva di sostituzione dei misuratori dovrà essere conclusa entro il 2026 (con un target pari al 95% dei misuratori inclusi nel piano). Inoltre, allo scopo di evitare il rischio “Paese a due velocità”, è stata introdotta una nuova modalità di calcolo del “piano convenzionale” per le imprese che non hanno ancora presentato il piano di messa in servizio.
• A partire dal 4° anno di ciascun PMS2, a maggior tutela degli utenti del servizio, vengono introdotte penalità per mancato rispetto dei livelli di performance attesi, con tetti annuali e pluriennali delle penalizzazioni.
• La vita utile regolatoria per le categorie di cespite relative al servizio di misura dell’energia elettrica in bassa tensione da applicarsi agli investimenti in sistemi di smart metering 2G è pari a 15 anni.
• La remunerazione e l’ammortamento del capitale investito sono determinati secondo un piano di ammortamento a rata costante. Le rate del piano di ammortamento sono calcolate come rate annue posticipate, considerando un orizzonte temporale di restituzione coerente con la vita utile regolatoria.

In data 20 settembre 2019, areti ha inviato all'Autorità la richiesta di ammissione al riconoscimento degli investimenti in regime specifico insieme al piano di messa in servizio del sistema di smart metering 2G e gli altri documenti previsti dalla delibera 306/2019/R/eel. La documentazione è stata resa disponibile in data 23 settembre 2019 sul sito areti e in data 21 ottobre si è tenuta una sessione pubblica di presentazione del Piano durante la quale l’Azienda ha fornito risposte alle osservazioni fatte dai soggetti interessati. In data 20 dicembre l’Autorità ha richiesto informazioni di dettaglio riguardo i costi effettivi di capitale operativi relativi all’attività di misura 1G e 2G esposti nel PMS2.

Con la delibera 213/2020/R/eel, che segue la 177/2020/R/eel accompagnata dal DCO 178/2020 si dispongono modifiche transitorie, per l'anno 2020, di alcune delle direttive per i sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura dell'energia elettrica in bassa tensione.

In particolare, in considerazione dell'emergenza epidemiologica da COVID-19 e dei suoi impatti sulla sostituzione dei misuratori,

l’Autorità ha espresso l’orientamento a:

• derogare, almeno per il 2020, il criterio di messa a regime a livello di Comune o di altro territorio significativamente rilevante:
• prevedere che i prossimi PDFM, che dovranno avere periodicità al massimo trimestrale, potranno avere solo valore indicativo fino a che perdura l’emergenza epidemiologica. Ciascun PDFM dovrà, inoltre, essere pubblicato con 15 giorni di anticipo rispetto all’inizio del mese in cui sono previste sostituzioni massive di misuratori;
• sospendere, almeno per l’anno 2020, le disposizioni in tema di penalità per mancato raggiungimento di almeno il 95% dell’avanzamento (cumulato) previsto dal PMS2 a partire dal secondo anno di piano (90% per il primo anno);
• sospendere, per il solo anno 2020, l’applicazione della matrice IQI (Information quality incentive), che definisce il valore degli incentivi da riconoscere alle imprese per le diverse combinazioni di spesa effettiva sostenuta e spesa prevista, dal momento che il confronto tra costi effettivi e costi previsti può essere soggetto a fattori che inficiano la comparazione.

In data 28 luglio 2020, con la delibera 293/2020/R/eel, l'Autorità ha approvato il piano di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G presentato da Areti ed ha determinato il relativo piano convenzionale di messa in servizio e le spese previste per il piano ai fini del riconoscimento dei costi di capitale.

L’ARERA ritiene inoltre opportuno prevedere, per le imprese distributrici, la facoltà di proporre l’aggiornamento del proprio piano di messa in servizio nel corso del 2021 per tenere conto degli effetti dell’emergenza epidemiologica. Si fa presente che in data 31 marzo 2021, Areti, in considerazione del periodo di emergenza sanitaria ancora in corso e della necessità di approfondire ulteriormente gli impatti da essa derivanti, ha comunicato l’intenzione di raccogliere ulteriori elementi utili a valutare l'opportunità di aggiornare il proprio PMS2 entro il 15 giugno 2021.

Si segnala che Areti ha comunicato ad Arera in data 14 giugno 2021 di esser intervenuta tempestivamente adattando processi e procedure al fine di assorbire gli impatti operativi che si sono manifestati nel periodo di emergenza sanitaria, pertanto non sono stati identificati effetti tali da motivare una revisione del piano. Si precisa tuttavia che alcuni rischi sono tuttora presenti anche se non ancora manifesti, quali ad esempio, a titolo esemplificativo e non esaustivo, il possibile aumento del costo degli asset a seguito del rincaro delle materie prime o potenziali shortage di forniture per il diffuso rallentamento dei processi produttivi a livello mondiale.

Con la delibera 349/2021/R/eel in data 3 agosto 2021, l’Autorità ha previsto che, per l’anno 2021, per le imprese che hanno avviato il PMS2 negli anni precedenti, il limite di misuratori 2G sotto il quale si applicano penalità sia pari al 90% anziché al 95% del numero cumulato di misuratori 2G previsti dal PMS2 al 31 dicembre 2021. Delibera inoltre che, anche per il 2021, non si applica il criterio di messa a regime a livello di Comune o di altro territorio significativamente rilevante.

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione 568/2019//R/eel, disciplina le condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione e di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da utente, volture, subentri, disattivazione etc.) delle utenze passive, in sostanziale continuità rispetto al precedente periodo regolatorio.

Le modifiche regolatorie intervenute dal 1° gennaio 2016 consentono al distributore di affermare che il diritto alla remunerazione del capitale investito, sorge, dal punto di vista contabile, contestualmente alla realizzazione degli investimenti e all’avvio del processo di ammortamento nel rispetto del principio di competenza economica e di correlazione dei costi e dei ricavi. A tale scopo, è stata calcolata ed iscritta nel margine energetico la remunerazione degli investimenti (comprensivi dei relativi ammortamenti) contestualmente al loro realizzarsi (c.d. Accounting regolatorio).

Si evidenzia che con la delibera 461/2020/R/eel del 17 novembre 2020, sono state definite le disposizioni inerenti al reintegro alle imprese distributrici di energia elettrica degli oneri altrimenti non recuperabili per il mancato incasso delle tariffe per servizi di rete. La CSEA provvede alla quantificazione e liquidazione dei crediti non recuperabili dalle imprese distributrici relativi alle tariffe di rete. In data 31 dicembre 2020 è stato liquidato l’anticipo del 50% dell’importo richiesto a CSEA pari a circa 5,8M€ e, nel mese di settembre 2021, è stata liquidata la quota residua pari a circa 5,5M€.

Visto il protrarsi dell’emergenza epidemiologica da covid-19, in data 29 marzo 2021, l’ARERA ha pubblicato la delibera 124/2021/R/eel contenente interventi urgenti necessari per attuare quanto disposto dal DL Sostegni in materia di riduzione della spesa sostenuta dalle utenze elettriche connesse in bassa tensione, diverse dagli usi domestici, per i mesi di aprile, maggio, giugno 2021, prorogato successivamente di un mese con la delibera 279/2021/R/eel in data 30 giugno 2021.

In data 30 luglio 2021, la CSEA ha messo a disposizione i format necessari alla comunicazione dei minori incassi (circolare n. 29/2021/ELT) da inviare entro il 30 settembre 2021. Areti ha inviato alla CSEA i dati necessari a mezzo pec in data 20 settembre.

I minori incassi per l’anno 2021 sono pari a circa 19M€ e sono stati ceduti al factor nel mese di settembre 2021.

Si segnala, inoltre, la pubblicazione del DCO 615/2021/R/com del 23 dicembre 2021 nel quale l’Autorità illustra le logiche delle principali linee di intervento che caratterizzano la soluzione ROSS-BASE, cioè la focalizzazione sulla spesa totale, superando l’attuale regime di riconoscimento dei costi che considera separatamente i costi operativi e gli investimenti a favore di un approccio integrato che responsabilizzi gli operatori. In particolare, il nuovo approccio integrato si focalizza sui seguenti aspetti: previsioni e piani di sviluppo realistici, fondati sulle future ed effettive esigenze dei clienti del servizio; incentivi per il migliorare il livello di performance, in termini di efficienza, economicità e qualità del servizio; rimozione di eventuali barriere regolatorie allo sviluppo di soluzioni innovative. L’ARERA non entra ancora nel dettaglio dei meccanismi regolatori che dovranno essere sviluppati e che entreranno in vigore a partire dal 2024 per il servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica, ma intende acquisire una prima valutazione da parte di operatori, clienti finali e altri soggetti interessati. Le osservazioni sono state inviate entro il termine previsto del 31 gennaio 2022.