Regolazione infrastrutturale del servizio di trasmissione dell’energia elettrica per il sesto periodo di regolazione 2024-2027

Elettricità Futura ha trasmesso ad ARERA le proprie osservazioni alla Consultazione 474/2023/R/eel del 17 ottobre 2023, relativa Orientamenti per la regolazione infrastrutturale del servizio di trasmissione dell’energia elettrica per il sesto periodo di regolazione 2024-2027.

In linea generale, l’Associazione prende atto della scelta di ARERA di non modificare notevolmente, per il sesto periodo di regolazione 2024-2027, la regolazione tariffaria in materia di criteri di determinazione dei ricavi riconosciuti per i servizi di trasmissione e dispacciamento e in materia di criteri per la determinazione dei corrispettivi tariffari a copertura dei costi di trasmissione e dispacciamento, confermando per molti aspetti l’impianto regolatorio pre-esistente.

Con riferimento alle tariffe corrisposte dalle imprese di distribuzione a Terna, Elettricità Futura evidenzia una problematica che riguarda il calcolo della componente in potenza del CTRp, legato al processo di implementazione della deliberazione 109/2021/R/EEL in materia di erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete.

Infine, relativamente ad un’eventuale re-introduzione di un corrispettivo tariffario per i produttori, Elettricità Futura segnala il potenziale distorsivo che un tale corrispettivo può avere sulla concorrenza tra produttori a livello europeo, senza che si ravvisino particolari vantaggi da un punto di vista dei clienti finali.

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Osservazioni generali

In termini generali, prendiamo atto della scelta di ARERA di non modificare notevolmente, per il sesto periodo di regolazione 2024-2027, la regolazione tariffaria in materia di criteri di determinazione dei ricavi riconosciuti per i servizi di trasmissione e dispacciamento e in materia di criteri per la determinazione dei corrispettivi tariffari a copertura dei costi di trasmissione e dispacciamento, confermando per molti aspetti l’impianto regolatorio del quinto periodo di regolazione infrastrutturale del servizio di trasmissione elettrica.

Con riferimento alle tariffe corrisposte dalle imprese di distribuzione a Terna, riterremmo opportuno portare all’attenzione di ARERA una problematica che riguarda il calcolo della componente in potenza del CTR_p, legato al processo di implementazione della deliberazione 109/2021/R/EEL in materia di erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete.

Infine, relativamente ad un’eventuale re-introduzione di un corrispettivo tariffario per i produttori, desideriamo evidenziare il potenziale distorsivo che un tale corrispettivo può avere sulla concorrenza tra produttori a livello europeo, senza che si ravvisino particolari vantaggi da un punto di vista dei clienti finali, come meglio dettagliato nello spunto S.22.

Osservazioni di dettaglio

S 1.Osservazioni in merito a eventuali ulteriori obiettivi dell’intervento dell’Autorità.

S 2.Osservazioni in merito all’articolazione dei ricavi di riferimento.

S 3.Osservazioni in merito alle categorie di cespite e alla relativa durata convenzionale regolatoria

S 4.Osservazioni in merito ai criteri di incentivazione.

S 5.Osservazioni in merito ai criteri di determinazione degli oneri relativi all’attività di misura

S 6.Osservazioni in merito ai criteri di riconoscimento degli altri oneri.

S 7.Osservazioni in merito ai criteri di remunerazione dei titolari di reti di trasmissione nazionale diversi dal gestore del sistema di trasmissione.

S 8.Osservazioni riguardo l’incentivazione all’ottenimento di contributi pubblici.

S 9.Osservazioni riguardo l’incentivazione alla realizzazione di nuova capacità di trasporto.

S 10. Osservazioni riguardo l’incentivazione all’efficienza dei costi di investimento.

S 11. Osservazioni in merito alla regolazione incentivante la continuità del servizio.

S 12. Osservazioni in merito alla disciplina dei servizi di mitigazione.

S 13. Osservazioni in merito alla regolazione individuale della continuità per clienti in alta e altissima tensione.

S 14. Osservazioni in merito a meccanismi che promuovano la disponibilità all’esercizio dei collegamenti in cavo HVDC.

S 15. Osservazioni in merito agli obblighi di pubblicazione in capo a Terna relativamente alla regolazione output-based, inclusa la qualità del servizio.

S 16. Osservazioni in merito agli orientamenti qui presentati e a possibili meccanismi di incentivazione output-based da introdurre progressivamente nel corso del periodo regolatorio.

S 17. Osservazioni in merito all’articolazione dei ricavi di riferimento per il servizio di dispacciamento.

S 18. Osservazioni in merito ai costi di capitale e costi operativi per il servizio di dispacciamento.

S 19. Osservazioni in merito ad altre voci per il servizio di dispacciamento.

S 20. Osservazioni in merito alla tariffa corrisposta dalle imprese di distribuzione al gestore del sistema di trasmissione

Evidenziamo la necessità di aggiornamento della disciplina con riferimento alle modalità di calcolo del corrispettivo per il servizio di trasmissione dell’energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici (inclusi i gestori di SDC) dalla rete di trasmissione nazionale, con particolare riferimento alla quota potenza (CTR_p). In particolare:

• Ai sensi dell’articolo 14 del TIT la componente CTR_p, espressa in centesimi di euro/kW, è applicata alla potenza di interconnessione tra RTN e reti di distribuzione (e gestori di SDC) prelevata dall’impresa medesima dalla RTN. Sempre ai sensi del TIT (Articolo 1), la potenza di interconnessione tra RTN e reti di distribuzione è definita come la media dei valori massimi delle potenze prelevate dalle imprese distributrici dai punti di interconnessione con la RTN in ciascuno degli ultimi 12 mesi disponibili al momento della determinazione della componente CTR_p. Da questo ne deriva che ad oggi tale componente viene aggiornata annualmente applicando il corrispettivo unitario definito dall’ARERA alla media dei valori massimi delle potenze prelevate nei 12 mesi precedenti.
• Con la delibera 285/2022/R/eel ARERA ha introdotto un’ulteriore modifica del TISDC (Articolo 15.5) prevedendo che “ai fini del calcolo della potenza di interconnessione tra RTN e reti di distribuzione prelevata dal SDC dalla RTN e soggetta al pagamento dei corrispettivi in potenza di cui all’articolo 14 del TIT ovvero, nei casi in cui il SDC non sia connesso alla RTN, ai fini del calcolo del valore massimo della potenza prelevata nel mese dai punti di interconnessione con le reti di distribuzione soggetta al pagamento dei corrispettivi in potenza di cui all’articolo 15 del TIT si utilizzano i medesimi criteri di cui al comma 15.4…”, ossia la facoltà di considerare la potenza prelevata nel mese in oggetto al netto della potenza prelevata dalle utenze del SDC (dai relativi punti di connessione al SDC) e funzionale a consentire la successiva immissione nella rete del SDC.

Questo significa che a partire dal periodo in cui decorre l’applicazione del regime di cui alla delibera 109/2021 verrebbe modificata la modalità di calcolo del corrispettivo CTR_p (nettando la potenza prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete) senza che però siano ad oggi state definite le relative modalità implementative che coinvolgeranno necessariamente Terna e i gestori degli SDC per la messa a disposizione dei dati necessari a tale calcolo. Ad oggi tali modalità non sembrano definite nell’ambito dell’Allegato A78 di Terna e richiedono probabilmente modifiche delle Convenzioni per la regolazione del servizio di trasmissione dell'energia elettrica.

In linea generale, ARERA deve quindi considerare nella regolazione tariffaria in oggetto tutte le particolarità legate all’implementazione della deliberazione 109/2021/R/eel che hanno un impatto diretto sulla determinazione dei corrispettivi CTR_e e CTR_p. 

S 21. Osservazioni in merito alla tariffa corrisposta dai clienti finali alle imprese di distribuzione, a copertura dei costi per il servizio di trasmissione

S 22. Osservazioni in merito all’allocazione dei costi di trasmissione ai produttori di energia elettrica e ai clienti finali

Riteniamo che un’eventuale re-introduzione di un corrispettivo tariffario per i produttori (presente in Italia fino al 2009) sarebbe accompagnata da potenziali inefficienze nel funzionamento del mercato elettrico, tra le principali si sottolineano le seguenti:

• Esiste un rischio di distorsione della concorrenza sul mercato elettrico interconnesso a livello continentale, in caso di adozione di approcci molto diversi tra loro nella determinazione delle injection charges come quelli descritti nel menzionato report di ACER.
• L’applicazione di corrispettivi tariffari ai produttori si ripercuoterebbe inevitabilmente sui prezzi dell’energia pagati dai clienti finali con possibili effetti amplificati legati alla modalità di determinazione del prezzo sui mercati all’ingrosso dell’energia, i.e. il meccanismo di system marginal pricing (es. nel caso tali corrispettivi fossero applicati solo ad alcune categorie di produttori).

In ultima analisi, tenuto conto anche dei limiti imposti dalla normativa europea attuale al livello delle così dette G-Charges^[1], riteniamo che l’introduzione di un corrispettivo tariffario per i produttori a parziale copertura dei costi di trasmissione non possa portare vantaggi sostanziali per i clienti finali, comportando invece un rischio di impatti negativi sul funzionamento dei mercati elettrici all’ingrosso come precedentemente dettagliato, oltre agli oneri operativi legati alla modifica della struttura tariffaria.

S 24. Osservazioni in merito alle logiche di definizione dei corrispettivi per energia reattiva

In via generale, riteniamo importante che gli effetti di gestione dell’energia reattiva e di regolazione della tensione sui costi del sistema (in termini di impatti sul MSD) debbano essere individuati chiaramente, al fine di fornire segnali chiari a operatori e utenti per i comportamenti e/o le azioni che possono mettere in atto per ridurli. Allo stato attuale, infatti, il quadro non appare completo né definito, e la proposta di una nuova analisi di Terna nel 2025 dei volumi di reattiva che potrebbe determinare un potenziale aggiornamento della regolazione e dei punti facenti parte di aree omogenee dal 2026 (punto 32.23 del DCO) ne è una conferma.

S 25. Osservazioni in merito alla destinazione dei corrispettivi per energia reattiva

S 26. Osservazioni in merito alle modalità di copertura delle premialità della regolazione output-based.

S 27. Osservazioni in merito ai conguagli derivanti dal tariff decoupling di cui ai criteri ROSS

S 28. Osservazioni in merito agli obblighi informativi.

S 29. Osservazioni in merito alla razionalizzazione delle disposizioni regolatorie.

[1] Parte B dell’Allegato al Regolamento (UE) n. 838/2010 della Commissione, del 23 settembre 2010, che adotta orientamenti relativi ai meccanismi di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione e ad un'impostazione di regolamentazione comune dei corrispettivi di trasmissione Testo rilevante ai fini del SEE.