Con la delibera 114/2019/R/gas, l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) ha adottato i criteri di regolazione tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas naturale (RTTG) validi per il periodo 2020-2023 (quinto periodo di regolazione, 5PRT), che avrà inizio il 1° gennaio 2020.

La delibera 114/2019/R/gas segue un ampio processo nell'ambito del quale sono stati sottoposti a consultazione i seguenti provvedimenti contenenti le linee d'intervento e gli orientamenti dell'Autorità per il 5PRT : DCO 413/2017/R/gas (sulle principali linee d'intervento per il 5PRT), DCO 182/2018/R/gas (sugli orientamenti iniziali in materia di metodologia dei prezzi di riferimento e criteri di allocazione del costo riconosciuto), DCO 347/2018/R/gas (sugli orientamenti iniziali in materia di criteri per la determinazione dei ricavi riconosciuti), DCO 420/2018/R/gas (sulla qualità e innovazione del servizio di trasporto del gas naturale), DCO 512/2018/R/gas (sugli orientamenti finali in materia di criteri per la determinazione dei ricavi riconosciuti, metodologia dei prezzi di riferimento e criteri di allocazione del costo riconosciuto).

L'Autorità, con l'adozione della delibera 114/2019/R/gas, dà attuazione al Regolamento (UE) n. 460/2017 in materia di armonizzazione delle strutture tariffarie per il trasporto del gas (Codice TAR), seguendo un approccio di implementazione della normativa europea oggetto di ampia consultazione pubblica e che ha portato a bilanciare attentamente differenti e talora opposti interessi tra i diversi utenti del sistema, anche tenendo conto di quanto segnalato nel Report dell'ACER "Analysis of the Consultation Document on the Gas Transmission Tariff Structure for Italy" rilasciato, in coerenza con le previsioni del Codice TAR, sugli orientamenti finali in materia di metodologia dei prezzi di riferimento e criteri di allocazione dei costi sottoposti a consultazione con il DCO 512/2018/R/gas.

Attualmente, i corrispettivi di entrata e uscita dalla rete nazionale di gasdotti sono determinati secondo la metodologia c.d. "a matrice", adottata nel 2001 in un contesto di mercato e regolatorio caratterizzato, tra l'altro, dalla presenza di contratti d'importazione di gas naturale di lungo periodo e dall'assenza di mercati organizzati del gas per l'approvvigionamento di breve periodo, pertanto profondamente differente rispetto a quello attuale. Con la delibera 114/2019/R/gas, l'Autorità ha riformato tali criteri di allocazione dei costi del trasporto del gas naturale prevedendo l'adozione della metodologia della "distanza ponderata per la capacità" (cd. Capacity-Weighted Distance, CWD), individuata come metodologia di riferimento nell'ambito del Codice TAR.

La riforma prevede inoltre l'eliminazione dell'attuale corrispettivo "a francobollo" applicato ai punti di riconsegna sul territorio nazionale a copertura dei costi di trasporto regionale, in quanto nel 5PRT i costi del trasporto del gas sulle reti regionali sono inclusi nell'ambito dei costi da recuperare mediante le tariffe di entrata e uscita definite attraverso la metodologia tariffaria, in coerenza con la previsione del Codice TAR di applicare una unica metodologia per il recupero dei costi relativi al servizio di trasporto. Tale inclusione comporta inoltre, fatto salvo il periodo transitorio gennaio-settembre 2020, il superamento dei conferimenti di capacità presso punti di uscita della rete nazionale verso le aree di prelievo.

Con riferimento ai criteri di determinazione del costo riconosciuto, la delibera 114/2019/R/gas dà continuità ai princìpi generali per il riconoscimento dei costi di capitale e dei costi operativi, che prevedono schemi di regolazione incentivante di tipo price-cap limitatamente ai costi operativi e schemi di regolazione di tipo rate of return applicati sui costi di capitale. Nel contempo, con un approccio improntato alla gradualità, la delibera prevede di introdurre già nel corso del 5PRT alcuni strumenti propedeutici tipici di un impianto regolatorio basato su logiche di riconoscimento della spesa totale (totex), quali un maggior coordinamento tra la regolazione tariffaria e le valutazioni dei Piani decennali di sviluppo della rete di trasporto e l'avvio di una specifica attività di monitoraggio degli investimenti realizzati. L'Autorità prevede, inoltre, per l'ultimo anno del 5PRT, la possibilità di determinare in via sperimentale i ricavi di riferimento dell'impresa maggiore di trasporto sulla base di criteri di riconoscimento della spesa totale, e di introdurre meccanismi di incentivazione output-based, con un percorso che verrà delineato in dettaglio in esito a specifici futuri documenti di consultazione.

Per quanto riguarda le misure di incentivazione degli investimenti, la delibera 114/2019/R/gas conferma il superamento degli incentivi input-based (basati sulla remunerazione addizionale degli investimenti) che, in una logica di gradualità, continuano comunque ad essere applicati nei primi tre anni del 5PRT secondo logiche di crescente selettività; l'ambito di applicazione della remunerazione addizionale si restringe infatti ai soli investimenti che rispettano le soglie per l'applicazione dell'analisi economica dei costi e dei benefici "ACB" (ai sensi dell'articolo 9 dell'Allegato A della delibera 468/2018/R/gas) e che presentano un rapporto tra benefici e costi superiore a 1,5. In considerazione della crescente selettività - finalizzata a promuovere in maniera rafforzata gli investimenti di sviluppo della rete di trasporto in grado di apportare (sulla base di trasparenti analisi costi/benefici) un'elevata utilità al sistema - e della riduzione del periodo di incentivazione da 12 a 10 anni rispetto ai criteri d'incentivazione vigenti nel periodo 2018-2019, l'Autorità ha ritenuto opportuno bilanciarne il segnale incentivante, prevedendo una remunerazione addizionale pari a 1,5%.

Le principali ulteriori disposizioni adottate con delibera 114/2019/R/gas e con il relativo Allegato A "Regolazione tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas naturale per il quinto periodo di regolazione 2020-2023 (RTTG)" sono:

1. in relazione ai criteri di determinazione del costo riconosciuto:
   1. mantenimento del parametro β^assetpari al valore vigente nel quarto periodo di regolazione (pari a 0,364), non ravvisandosi un aumento della rischiosità media di settore che giustifichi un incremento del parametro per il prossimo periodo regolatorio, in particolare a fronte di un quadro regolatorio che, in sostanziale continuità, prevede la conferma dei meccanismi di sterilizzazione del rischio volume a garanzia degli investimenti realizzati dalle imprese di trasporto.
      L'Autorità, nel definire il parametro β^asset, ha infatti tenuto conto del fatto che i fattori d'incertezza citati nelle risposte alla consultazione (relativi principalmente al contesto macroeconomico) risultino intercettati da altri parametri del WACC, che sono stati oggetto di recente aggiornamento per gli anni 2019-2021 con la delibera 639/2018/R/com, e che altri potenziali fattori d'incertezza del settore (inerenti al futuro ruolo del gas e alla potenziale progressiva sostituzione del gas naturale con fonti energetiche più sostenibili sotto il profilo ambientale) potranno eventualmente esplicare i loro effetti solo in un orizzonte temporale di lungo periodo (oltre il 2035) e comunque appaiono ad oggi ampiamente bilanciati da un quadro di regolazione che, come detto, garantisce le imprese dal rischio di mancata copertura dei costi di investimento e che, in relazione ai nuovi sviluppi infrastrutturali, ha già disposto l'attivazione di strumenti selettivi basati sull'analisi del rapporto benefici/costi, a tutela dell'interesse degli utenti del servizio e della stabilità complessiva del sistema gas.;
   2. utilizzo dell'anno 2017 come anno base ai fini della determinazione del costo operativo riconosciuto, prevedendo comunque la possibilità per i trasportatori di presentare istanza per includere eventuali specifiche voci di costo, manifestatesi nell'anno 2018 e incrementali rispetto all'anno 2017, a condizione che tale incremento di costo risponda agli ordinari criteri di ammissibilità ed efficienza;
   3. superamento del riconoscimento in natura delle perdite di rete, autoconsumi e gas non contabilizzato (GNC), prevedendo un riconoscimento monetario con sterilizzazione del rischio prezzo nell'ambito del meccanismo di neutralità di cui alla disciplina del bilanciamento. Con riferimento ai quantitativi di gas riconosciuto a copertura di tali voci, l'Autorità ha confermato la completa copertura del rischio quantità sugli autoconsumi e l'adozione di schemi incentivanti per quanto riguarda le perdite (riconosciute sulla base di fattori di emissione standard) e il GNC (riconosciuto in ciascun anno in misura pari al valore medio registrato negli ultimi anni);
   4. previsione di uno specifico meccanismo per il riconoscimento dei costi per l'approvvigionamento dei titoli del sistema Emission Trading (ETS);
   5. introduzione di specifiche misure che incentivano l'ottenimento, da parte delle imprese di trasporto, di contributi pubblici di natura comunitaria, a favore dell'economicità complessiva del costo dell'infrastruttura;
2. in relazione ai criteri di determinazione dei corrispettivi per il servizio di trasporto:
   1. adozione di una ripartizione dei ricavi tra capacity e commodity che attribuisce i ricavi riconosciuti a copertura dei costi di capitale e per il bilanciamento operativo della rete in capacity, e quelli a copertura dei costi operativi e dei costi relativi ad autoconsumi, perdite, GNC e ETS in commodity;
   2. adozione di una ripartizione dei ricavi tra quota da recuperare attraverso componenti tariffarie applicate ai punti di entrata e ai punti di uscita (entry-exit) pari a 28/72, con una quota di ricavi di capacity allineata a quella definita per il periodo transitorio 2018-2019, ovvero pari al 40% dei ricavi di capacity afferenti alla sola rete nazionale;
   3. applicazione di uno sconto ai corrispettivi di capacità relativi a impianti di stoccaggio pari al 50% (misura minima prevista dal Codice TAR);
   4. equalizzazione dei corrispettivi di uscita verso i punti di riconsegna nazionali;
   5. aggregazione, per ciascuna delle 6 aree di uscita, dei punti di riconsegna in due cluster in funzione della distanza del punto di riconsegna dalla rete nazionale dei gasdotti (entro/oltre 15 chilometri), anche tenendo conto di quanto segnalato nell'analisi dell'ACER, al fine di ottenere una riduzione del corrispettivo di uscita per i punti di riconsegna localizzati entro i 15 chilometri dalla rete nazionale, coerentemente con il driver di costo della distanza di cui al Codice TAR;
   6. applicazione del corrispettivo unitario variabile CV, a copertura dei ricavi riconosciuti attribuiti in commodity, ai quantitativi di gas prelevati dalla rete nei punti di uscita (ovvero punti di riconsegna, punti di uscita verso impianti di stoccaggio e punti di interconnessione con i sistemi esteri), anziché ai quantitativi immessi nella rete di trasporto nei punti di entrata come previsto dai criteri attualmente vigenti;
   7. introduzione di un nuovo corrispettivo complementare variabile CV_FC finalizzato al recupero delle somme relative ai fattori correttivi dei ricavi, volto ad alimentare uno specifico conto presso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA), applicato ai quantitativi di gas prelevati dalla rete nei punti di uscita (ad eccezione dei punti di interconnessione con i sistemi esteri);
   8. gestione degli effetti del cd. reshuffling (rimodulazione nel tempo dei diritti di trasporto ai sensi della delibera 666/2017/R/gas, che ha generato un sovra-gettito in passato e causerà un sotto-gettito nei prossimi 2/3 anni) nell'ambito del fattore correttivo, garantendo la stabilità dei corrispettivi di capacità ed evitando impatti in termini di maggiore volatilità e quindi maggiori rischi per gli utenti;
3. in relazione all'articolazione tariffaria del servizio di misura, l'adozione di un'articolazione tariffaria che, a fronte della possibilità per i clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto di cedere la proprietà e gestione dell'impianto di misura all'impresa di trasporto, prevede l'introduzione di una specifica componente tariffaria CM^CF a copertura dell'attività di misura svolta dall'impresa di trasporto sui punti dei clienti finali direttamente allacciati;
4. un mandato all'impresa maggiore di trasporto di predisporre, entro il 31 dicembre 2019, un rapporto di monitoraggio sulle infrastrutture interamente ammortizzate ai fini tariffari o prossime al complemento della vita utile regolatoria, al fine di valutare eventuali misure regolatorie che diano corretti incentivi in relazione alla scelta tra il mantenimento in esercizio di infrastrutture completamente ammortizzate tariffariamente e il loro rinnovo o sostituzione.

Infine, ai fini dell'approvazione delle proposte tariffarie per l'anno 2020, la delibera 114/2019/R/gas fissa al 15 aprile 2019 i termini per la presentazione della proposta tariffaria da parte delle imprese di trasporto, in tempo utile per l'approvazione delle tariffe di trasporto entro fine maggio, in coerenza con le tempistiche dettate dal medesimo Codice TAR.

Alla delibera 114/2019/R/gas è allegato anche un aggiornamento delle simulazioni dei corrispettivi indicativi per l'anno 2020, reso pubblico in coerenza con i requisiti di trasparenza del Codice TAR.

(*) La scheda ha carattere divulgativo e non provvedimentale