ARERA Documento 22/10/2024, n. 427/2024/R/gas Ottemperanza alle sentenze del consiglio di stato, sez. II, nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023 e 1450/2024, in materia di tariffe per il servizio di distribuzione del gas naturale.

 

ARERA

Documento 22/10/2024, n. 427/2024/R/gas

Ottemperanza alle sentenze del consiglio di stato, sez. II, nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023 e 1450/2024, in materia di tariffe per il servizio di distribuzione del gas naturale.

Emanato dall'ARERA.

Epigrafe

Premessa

Parte IAspetti introduttivi

Parte IIDeterminazione dei costi operativi ai sensi della deliberazione 570/2019/R/GAS, come rettificati dalla deliberazione 409/2023/R/GAS

Parte IIIIpotesi di intervento in materia di determinazione dei costi effettivi per l'anno 2018, per cluster dimensionale

Parte IVIpotesi di intervento in tema di determinazione del tasso di riduzione annuale dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi (x-factor)

Parte IVIpotesi di intervento in materia di differenziazione dei costi riconosciuti per classe di densità

Parte VUlteriori temi

Allegato 1

Documento 22 ottobre 2024, n. 427/2024/R/gas (1)

Ottemperanza alle sentenze del consiglio di stato, sez. II, nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023 e 1450/2024, in materia di tariffe per il servizio di distribuzione del gas naturale.

(1) Emanato dall'ARERA.

Premessa

Il presente documento per la consultazione si inserisce nell'ambito del procedimento avviato con deliberazione dell'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito: Autorità) 11 giugno 2024, 231/2024/R/GAS (di seguito: deliberazione 231/2024/R/GAS) per l'adozione di provvedimenti funzionali a ottemperare alle sentenze del Consiglio di Stato, Sez. II, nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023, 1450/2024, in materia di tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale, nel rispetto della normativa in materia di protezione dei dati personali.

Con il presente documento sono quindi presentati gli orientamenti dell'Autorità in merito agli interventi di modifica della regolazione delle tariffe del servizio di distribuzione del gas per il periodo di regolazione 2020-2025 in ottemperanza alle sentenze sopra citate, tenendo conto di quanto chiarito anche nelle sentenze Tar Lombardia, Sez. I, nn. 507/2024, 877/2024, 883/2024, 884/2024 e 1029/2024.

I soggetti interessati sono invitati a far pervenire all'Autorità le proprie osservazioni e proposte in forma scritta, compilando l'apposito modulo interattivo disponibile sul sito internet dell'Autorità o, in alternativa, all'indirizzo di posta elettronica certificata (protocollo@pec.arera.it) entro il 13 novembre 2024.

Si rinvia all'Informativa sul trattamento dei dati personali contenuta nel presente documento per l'indicazione delle modalità di trattamento dei dati personali.

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I partecipanti alla consultazione che intendono salvaguardare la riservatezza o la segretezza, in tutto o in parte, delle osservazioni e/o della documentazione inviata, sono tenuti ad indicare quali parti sono da considerare riservate e non possono essere divulgate, evidenziando in apposite appendici le parti che si intendono sottrarre alla pubblicazione. In tale caso i soggetti interessati dovranno inviare su supporto informatico anche la versione priva delle parti riservate, destinata alla pubblicazione qualora la richiesta di riservatezza sia accolta dagli Uffici dell'Autorità. Una generica indicazione di confidenzialità presente nelle comunicazioni trasmesse non sarà considerata quale richiesta di pubblicazione in forma anonima o di non divulgazione dei contributi inviati.

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Gli interessati, ricorrendone i presupposti, hanno altresì il diritto di proporre reclamo al Garante per la protezione dei dati personali, quale autorità di controllo, o di adire le opportune sedi giudiziarie.

Parte I Aspetti introduttivi

1. Inquadramento procedurale e oggetto della consultazione

1.1 Il presente documento per la consultazione si inserisce nell'ambito del procedimento avviato con la deliberazione 231/2024/R/GAS per l'ottemperanza alle sentenze del Consiglio di Stato, Sez. II, nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023 e 1450/2024, in materia di tariffe per il servizio di distribuzione del gas naturale, con particolare riferimento ad aspetti inerenti alla determinazione dei costi operativi riconosciuti per il periodo di regolazione 2020-2025 (di seguito richiamato anche come: quinto periodo di regolazione o 5PR).

1.2 Con la deliberazione 23 ottobre 2018, 529/2018/R/GAS (di seguito: deliberazione 529/2018/R/GAS), l'Autorità ha avviato un procedimento ai fini della formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità per l'erogazione dei servizi di distribuzione e misura del gas nel quinto periodo di regolazione, che si avvia successivamente al 31 dicembre 2019.

1.3 Nell'ambito del suddetto procedimento, sono stati pubblicati quattro documenti per la consultazione [1], in esito ai quali, con la deliberazione 27 dicembre 2019, 570/2019/R/GAS (di seguito: deliberazione 570/2019/R/GAS), l'Autorità ha approvato la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025.

1.4 A seguito di tale deliberazione, nel corso del mese di febbraio 2020 è stata pubblicata una nota informativa sui criteri di determinazione dei corrispettivi unitari a copertura dei costi operativi; nel corso del mese di aprile 2020 è stato pubblicato un secondo addendum alla nota informativa sui criteri di determinazione dei corrispettivi unitari a copertura dei costi operativi; nel corso del mese di maggio 2020 è stata infine pubblicata la relazione tecnica relativa alla deliberazione 570/2019/R/GAS.

1.5 Con la successiva deliberazione 29 dicembre 2022, 737/2022/R/GAS, l'Autorità ha approvato la nuova versione della Parte II del Testo Unico delle disposizioni della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (TUDG), recante "Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2020-2025 (RTDG 2020-2025)" per il periodo dall'1 gennaio 2023, come successivamente modificata e integrata (di seguito: RTDG).

2. Sintesi del contenzioso avverso la deliberazione 570/2019/R/GAS

2.1 La deliberazione 570/2019/R/GAS è stata oggetto di un articolato contenzioso, intentato da una pluralità di operatori; nell'ambito di tali ricorsi, otto operatori hanno formulato istanza istruttoria volta ad ottenere una verificazione su alcuni aspetti della regolazione impugnata.

2.2 Con ordinanze nn. 2299/20 (Cogeser Spa), 2300/20 (Prealpi Gas Srl), 2301/20 (Reti Distribuzione Srl), 2302/20 (Seab Spa), 2303/20 (SudtirolGas Spa), 333/21 (Italgas Reti Spa), 418/21 (Ireti Spa), 583/21 (Unareti Spa), il Tar Lombardia ha disposto una verificazione sui profili tecnici evidenziati nelle relative istanze istruttorie.

2.3 Con ordinanze interlocutorie nn. 2753/2021, 2754/2021, 2755/2021, 2756/2021, 2757/2021, 2758/2021, 2759/2021 e 2760/2021, poi confermate dalle ordinanze nn. 99/2022, 100/2022, 101/2022, 102/2022, 103/2022, 104/2022, 105/2022, 106/2022, il Tar Lombardia ha individuato le modalità di ostensione anche agli operatori ricorrenti dei dati annuali disaggregati, relativi ai costi operativi delle imprese del settore della distribuzione del gas naturale, forniti dall'Autorità ai verificatori (c.d. procedura di dataroom), ordinando all'Autorità di mettere a disposizione "i dati relativi ai costi operativi delle singole imprese, in forma anonima, con oscuramento non solo della denominazione delle stesse ma anche dei riferimenti spaziali e tecnici relativi allo svolgimento dei servizi".

2.4 Con le sentenze nn. 407/2023, 630/2023, 1236/2023, 1689/2023, 1826/2023, il Tar Lombardia, Sez. I, ha accolto in parte i ricorsi proposti da alcuni operatori; nell'ambito di tali pronunce, il Tar Lombardia ha, tra l'altro, rilevato che i dati resi disponibili dall'Autorità nell'ambito della verificazione disposta dal giudice "hanno consentito ai Verificatori di accertare, senza ricevere contestazioni sul punto, che il valore della media ponderata dei COE [costi operativi effettivi, ndr] del 2018 delle imprese di grandi [medie e piccole, ndr] dimensioni è viziato da un errore di calcolo che ne ha determinato uno scarto positivo": detto valore è stato infatti calcolato dall'Autorità nella misura di (i) euro/pdr 24,54, in luogo di 24,89 euro/pdr, per le imprese di grandi dimensioni, (ii) euro/pdr 31,67, in luogo di 31,83 euro/pdr, per le imprese di medie dimensioni, (iii) euro/pdr 43,59, in luogo di 43,88 euro/pdr, per le imprese di piccole dimensioni.

2.5 L'errore di calcolo rilevato dai verificatori, prosegue il Tar Lombardia, ha avuto "un impatto negativo per i minori costi riconosciuti alla ricorrente. Ciò in quanto l'erronea determinazione del valore di partenza, dato dalla media ponderata dei COE del 2018, ha inficiato la determinazione del livello iniziale dei COR [costi operativi riconosciuti, ndr] 2020, che dovrà essere ricalcolato in misura maggiore" e ha avuto riflessi anche "sulla quantificazione dell'X-factor utilizzato per trasferire agli utenti la maggiore efficienza generata nel quarto periodo regolatorio, data dalla differenza tra i valori COR 2018 e COE 2018", con la conseguenza che l'Autorità "[f]erma, pertanto, la metodologia di calcolo, […] è dunque tenuta a rideterminare in aumento il valore del COR 2020 e in diminuzione quello dell'X-factor, assumendo quale valore iniziale del COE 2018 l'importo [corretto, ndr] e sviluppando i calcoli conseguenti".

2.6 Nell'ambito del contenzioso promosso in particolare dalla società Novareti Spa, lo stesso Tar Lombardia, con l'ordinanza n. 889/2023, per ragioni di economia processuale, ha rinviato la decisione sul suddetto contenzioso a data successiva all'adozione, da parte dell'Autorità, della rettifica dell'errore di calcolo riscontrato, da effettuarsi in seguito alla pubblicazione di tutte le sentenze relative ai ricorsi trattenuti in decisione alla data del 21 aprile 2022; a tal fine, il Tar Lombardia ha chiesto di conoscere tale provvedimento, precisando che esso debba essere trasmesso anche alla controparte processuale.

2.7 In merito a quanto riportato al punto precedente, con la deliberazione 19 settembre 2023, 409/2023/R/GAS (di seguito: deliberazione 409/2023/R/GAS), l'Autorità ha proceduto a emendare l'errore di calcolo rilevato dalle sentenze nn. 407/2023, 630/2023, 1236/2023, 1689/2023, 1826/2023, a parziale ottemperanza delle medesime, nei limiti di quanto precisato nella parte di motivazione della suddetta deliberazione 409/2023/R/GAS, in particolare:

- rideterminando i corrispettivi unitari a copertura dei costi operativi riconosciuti per il servizio di distribuzione del gas a partire dal 2020, nonché i tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi (X-factor) di cui all'articolo 16, comma 1, della RTDG;

- rinviando contestualmente la rideterminazione delle tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione del gas per gli anni 2020, 2021, 2022 e 2023 all'esito dei giudizi di appello; ciò in ossequio a esigenze di economicità dell'azione amministrativa e di certezza dei rapporti giuridici, dato anche il limitato impatto che la rettifica degli errori di calcolo avrebbe avuto sulle tariffe di riferimento originariamente determinate.

2.8 A seguito della deliberazione 409/2023/R/GAS:

- con la deliberazione 9 aprile 2024, 134/2024/R/GAS, l'Autorità ha rideterminato le tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, tenendo conto, tra l'altro, in relazione alla quota parte a copertura dei costi operativi riconosciuti per il servizio di distribuzione per gli anni 2020-2022, della correzione dell'errore di calcolo avvenuta con la deliberazione 409/2023/R/GAS;

- con la deliberazione 16 aprile 2024, 146/2024/R/GAS, l'Autorità ha approvato le tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2023, tenendo conto, con riferimento alla quota parte a copertura dei costi operativi del servizio di distribuzione, dei corrispettivi unitari a copertura dei costi operativi riconosciuti e dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi (X-factor) per il servizio di distribuzione del gas approvati con la deliberazione 409/2023/R/GAS.

2.9 In esito ai ricorsi in appello presentati dall'Autorità, avverso le sentenze di primo grado sopra richiamate (per i profili ulteriori all'errore di calcolo, su cui, come detto l'Autorità ha ottemperato con la deliberazione 409/2023/R/GAS), il Consiglio di Stato, Sez. II, con le sentenze nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023, 1450/2024 ha, da un lato, accolto in parte gli appelli dell'Autorità (giudicando, in particolare, corretta la determinazione del parametro β, nonché la disciplina dell'importo a rimborso dei mancati ammortamenti - IRMA), ma, dall'altro, ha confermato il parziale annullamento della deliberazione 570/2019/R/GAS; in particolare, a quest'ultimo riguardo, il Consiglio di Stato ha confermato:

- con le sentenze nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023, 1450/2024, il difetto di motivazione e istruttoria per la "mancata specificazione dei criteri di elaborazione dei dati forniti dagli operatori con i rendiconti separati e di determinazione del costo effettivo 2018 assunto a parametro per definire il costo riconosciuto, nonché dalla mancata indicazione del valore complessivo della maggiore efficienza generata dal sistema nel corso del precedente periodo regolatorio e delle modalità attraverso cui il relativo valore complessivo è stato determinato";

- con la sentenza n. 10293/2023:

- il difetto di istruttoria in relazione alla sostenibilità dei margini di recupero di produttività imposta dal regolatore, atteso che, secondo quanto riportato nella sentenza del Tar Lombardia n. 630/2023: "l'analisi accurata dei Verificatori consente di concludere che l'errore accertato nella riduzione del livello iniziale dei costi riconosciuti e la fissazione di un X-factor eccedente l'obiettivo prefissato e le effettive capacità di recupero di produttività invalidano la deliberazione impugnata";

- che "la determinazione del COE per il cluster di riferimento [grandi dimensioni, ndr] è condizionata dalla ridotta dimensione dei campioni osservati e dall'uso di una media ponderata per pdr sbilanciata dal peso predominante dei due operatori maggiori, che contribuiscono nella percentuale del 65,6% alla costruzione del parametro";

- con le sentenze nn. 10295/2023 e 1450/2024: "l'illegittimità del metodo utilizzato per la costituzione del campione [delle piccole imprese, ndr] ai fini della determinazione del costo effettivo 2018", dipeso non solo "dal ritardo/mancato invio deli conti annuali separati (…) ma soprattutto dal c.d. taglio delle ali del campione" che ha operato in modo asimmetrico portando a "scartare le imprese meno efficienti senza escludere nessuna delle piccole imprese maggiormente efficienti";

- con la sentenza nn. 10295/2023:

- che "la verificazione ha messo in luce che i dati a disposizione non consentono analisi idonee a dimostrare che la densità di utenza costituisca misura da sola sufficiente ad incorporare nei costi operativi gli oneri addizionali derivanti dalle caratteristiche geomorfologiche del territorio servito, poiché non è stato verificato l'alto grado di correlazione tra la misura di dispersione dell'altitudine e la densità di utenza";

- che i costi del bilinguismo "non sono adeguatamente intercettati dalla media ponderata dei COE del cluster di riferimento, essendo diluiti nel coacervo delle (70) imprese osservate" e che "il mancato riconoscimento dei costi derivanti dal bilinguismo non sia sorretto da adeguata istruttoria in ordine alla mancata incidenza dell'onere aggiuntivo".

2.10 Con le sopravvenute sentenze nn. 507/2024, 877/2024, 883/2024, 884/2024 e 1029/2024, non appellate dall'Autorità, il Tar Lombardia, Sez. I, ha dichiarato improcedibili i relativi ricorsi promossi da altri operatori avverso la deliberazione 570/2019/R/GAS, in quanto:

- "la questione centrale della controversia [oggetto dei ricorsi in esame, ndr] concerne l'esatta determinazione dei costi operativi riconosciuti ai fini tariffari […] che costituiscono costi remunerabili dalla tariffa dovuta dagli utenti";

- il Consiglio di Stato, con le richiamate sentenze nn. 10185/2023, 10293/2023, 10294/2023, 10295/2023, 1450/2024 ha già ravvisato, al riguardo, la sussistenza del difetto di istruttoria, trasparenza e di motivazione, poiché "non risultano comprensibili i criteri utilizzati per determinare il costo effettivo (COE) 2018 assunto a parametro per la definizione del costo riconosciuto (COR) 2020, né le modalità di elaborazione dei dati forniti dagli operatori, né il valore della maggiore efficienza generata dal sistema nel corso del precedente periodo di regolazione […]. In particolare, il deficit informativo ha riguardato i criteri di determinazione dei COR, i valori del COE medi aggregati e differenziati per dimensione e densità, la metodologia e la formula di calcolo per la determinazione dei livelli iniziali dei costi e dell'X-factor";

- la deliberazione 570/2019/R/GAS "ha natura di atto amministrativo generale" e "[1]'efficacia dell'annullamento giudiziale di un atto a natura generale si estende a tutti i suoi possibili destinatari, sebbene questi non siano stati parti del giudizio che ha condotto alla decisione di annullamento e per contro, venendo meno l'atto generale, gli effetti dell'atto generale non possono continuare a spiegarsi nei confronti di alcuno dei suoi destinatari". Conseguentemente, "il ricorso è divenuto, nel corso del giudizio, improcedibile per sopravvenuta carenza di interesse in quanto è stata eliminata dall'ordinamento la disciplina regolatoria tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025, sicché l'atto impugnato è improduttivo di effetti per tutti i suoi destinatari".

2.11 Alla luce dell'articolato quadro delle sentenze emesse dal Consiglio di Stato e dal Tar Lombardia, con la deliberazione 231/2024/R/GAS, l'Autorità ha avviato il procedimento per l'esecuzione delle sentenze in questione orientando il proprio intervento secondo due direttrici:

- la prima, finalizzata a colmare le lacune di istruttoria e motivazione rilevate dai giudici nelle sentenze sopra richiamate;

- la seconda, finalizzata, tra l'altro, ad approfondire i seguenti temi oggetto di specifiche pronunce: (i) differenziazione dei costi operativi relativi al servizio di distribuzione in funzione della densità, espressa in punti di riconsegna per metro di condotta; (ii) incidenza delle peculiarità del territorio servito sui costi operativi effettivi delle imprese; (iii) significatività degli oneri derivanti dagli obblighi di servizio a garanzia del bilinguismo sui costi operativi del servizio di distribuzione del gas.

3. Oggetto della consultazione

3.1 Alla luce di quanto sopra, l'Autorità ritiene che l'individuazione degli interventi correttivi debba essere in primo luogo effettuata secondo un principio generale di coerenza dell'azione regolatoria, ossia valutando le ricadute degli interventi in ottica di coerenza complessiva dei criteri di riconoscimento dei costi operativi. Fermo restando tale principio generale, il presente documento per la consultazione illustra gli orientamenti dell'Autorità ai fini dell'esecuzione delle sentenze, in particolare con l'obiettivo di:

a) colmare le lacune informative contestate nelle sentenze, procedendo a:

i. meglio precisare i criteri di elaborazione dei dati forniti dagli operatori con i rendiconti separati e di determinazione del costo effettivo 2018, rendendo noto il dettaglio delle voci dei conti annuali separati (CAS) [2] considerate ai fini della determinazione dei costi operativi unitari ammissibili a riconoscimento tariffario e le relative modalità di trattamento;

ii. indicare il valore complessivo della maggiore efficienza generata dal sistema nel corso del precedente periodo regolatorio e chiarire le modalità attraverso cui il relativo valore complessivo è stato determinato;

b) sanare il difetto di istruttoria relativo alla sostenibilità dei margini di recupero imposti dall'X-factor rilevato nei confronti della società Ireti, procedendo:

i. in via preliminare, a sanare gli aspetti derivanti dall'aver utilizzato per la determinazione del COE per il cluster grandi dimensioni, un campione di imprese caratterizzato da un ridotto numero di osservazioni e dalla presenza di due operatori predominanti che contribuiscono in modo significativo a "orientare" il valore medio di settore (calcolato come media ponderata dei singoli costi operativi effettivi unitari con pesi pari al numero di pdr serviti) e sviluppando poi i calcoli in conseguenza;

ii. in secondo luogo, a verificare che l'X-factor determinato a partire dalla correzione indicata al punto precedente, risulti, nel caso specifico della singola società, "sostenibile", ossia consenta alla suddetta impresa di rispettare l'obiettivo imposto dalla regolazione di conseguire alla fine del periodo regolatorio ricavi tariffari allineati ai costi operativi del 2018 opportunamente inflazionati all'anno 2025 [3];

c) emendare i profili di illegittimità rilevati con riferimento al cluster delle imprese di piccola dimensione, riconducibili alle seguenti scelte dell'Autorità:

i. aver utilizzato un minor numero di osservazioni rispetto al periodo precedente, attesa la mancata trasmissione dei CAS di oltre la metà delle imprese di piccola dimensione, ciò che, secondo i giudici, ha ridotto del 26% il numero di osservazioni rispetto al periodo precedente; tale circostanza, pur non imputabile all'Autorità, avrebbe comportato una minore rappresentatività del campione utilizzato per la definizione dei livelli iniziali dei costi operativi;

ii. aver basato le proprie elaborazioni su una media ponderata per pdr sbilanciata dal taglio dei valori anomali operato dall'Autorità, con effetti definiti dai verificatori nell'ambito del giudizio di primo grado "particolarmente impattanti sui calcoli della media del COE per le piccole imprese, in particolare quelle con densità bassa".

3.2 Con riferimento al tema della carenza istruttoria relativa all'idoneità della variabile "densità di utenza" ad intercettare oneri addizionali derivanti dalle peculiarità del territorio servito, quali ad esempio l'altitudine, nonché della carenza istruttoria alla base del mancato riconoscimento degli oneri derivanti dagli obblighi di servizio a garanzia del bilinguismo sui costi operativi del servizio di distribuzione del gas, sono in corso appositi approfondimenti istruttori, che saranno oggetto di un successivo documento per la consultazione.

3.3 In merito, giova chiarire preliminarmente che, laddove le analisi di cui al punto 3.2 evidenziassero necessità di intervento regolatorio, l'orientamento preliminare dell'Autorità è quello di procedere con forme di riconoscimento "on top" da applicare esclusivamente nelle località interessate (ossia in primissima approssimazione: Comuni montani e Comuni ubicati nella Provincia Autonoma di Bolzano), senza quindi necessità di ulteriore correzione dei costi operativi riconosciuti per il periodo 2020-2025 alla generalità delle imprese, come definiti in esito alla presente consultazione.

4. Struttura del documento

4.1 Il documento per la consultazione, oltre alla presente Parte I, di natura introduttiva, è organizzato nei seguenti capitoli:

- Parte II, nella quale vengono illustrate le modalità di determinazione dei costi operativi ai sensi della deliberazione 570/2019/R/GAS come modificati e integrati con la deliberazione 409/2023/R/GAS;

- Parte III, nella quale vengono illustrate le ipotesi di intervento in materia di determinazione dei costi effettivi per l'anno 2018, per cluster dimensionale;

- Parte IV, nella quale vengono illustrate le ipotesi di intervento in tema di determinazione del tasso di riduzione annuale dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi (X-factor);

- Parte V, nella quale vengono illustrate le ipotesi di intervento in materia di differenziazione dei costi riconosciuti per classe di densità;

- Parte VI, nella quale si forniscono elementi preliminari in merito a tematiche che saranno oggetto di approfondimento in un successivo documento per la consultazione, in particolare in relazione all'eventuale riconoscimento dei costi connessi a peculiarità orogeografiche e ai costi per il bilinguismo.

[1] Documento per la consultazione 7 maggio 2019, 170/2019/R/GAS, di descrizione delle linee di intervento per la regolazione di tariffe e qualità; documento per la consultazione 30 luglio 2019, 338/2019/R/GAS, recante gli orientamenti per la durata del periodo di regolazione e per la regolazione della qualità; documento per la consultazione 15 ottobre 2019, 410/2019/R/GAS, di descrizione degli orientamenti per la regolazione tariffaria; documento per la consultazione 26 novembre 2019, 487/2019/R/GAS, relativo alle tematiche dello smart metering per l'utenza diffusa.

[2] Redatti ai sensi del Testo Integrato Unbundling Contabile (TIUC - Allegato A alla deliberazione 137/2016/R/COM, come successivamente modificato e integrato).

[3] Per le imprese di grande dimensione, l'X-factor è stato fissato con l'obiettivo di trasferire ai clienti finali i recuperi di produttività conseguiti dalle medesime imprese di grande dimensione nel quarto periodo regolatorio, nell'ambito del quinto periodo di regolazione.

Parte II Determinazione dei costi operativi ai sensi della deliberazione 570/2019/R/GAS, come rettificati dalla deliberazione 409/2023/R/GAS

5. Premessa

5.1 La presente Parte II illustra il processo di determinazione dei costi operativi riconosciuti per il periodo 2020-2025, come rettificati con la deliberazione 409/2023/R/GAS. Si rimanda alla relazione tecnica allegata alla deliberazione 570/2019/R/GAS per tutti gli aspetti non espressamente menzionati.

5.2 Nel dettaglio vengono di seguito evidenziate le modalità di calcolo e i relativi valori che risultano attualmente definiti dalle sopra citate deliberazioni. Tali modalità di calcolo risultano propedeutiche altresì ad una migliore comprensione delle modalità di calcolo indicate nelle successive parti del presente documento per la consultazione, riferite agli interventi correttivi prospettati al fine di dare esecuzione alle sentenze.

6. Criteri di elaborazione dei dati forniti con i rendiconti separati e di determinazione del costo effettivo 2018 e del costo riconosciuto 2018

6.1 Come riportato nella relazione tecnica allegata alla deliberazione 570/2019/R/GAS, ai fini della determinazione dei livelli iniziali dei costi operativi riconosciuti per il periodo regolatorio 2020-2025, i costi operativi effettivi ammissibili al riconoscimento comprendono tutte le voci di costo di natura ricorrente sostenute nel 2018. Sono invece state escluse alcune voci per le quali la copertura è già implicitamente garantita nei meccanismi di regolazione (ad esempio tramite la remunerazione del rischio) o in relazione alle quali il riconoscimento risulta non compatibile con un'attività svolta in regime di monopolio.

6.2 Coerentemente con quanto effettuato anche nei precedenti periodi di regolazione e nella regolazione del servizio elettrico, dunque, non sono state riconosciute le voci di costo relative a: a) accantonamenti e rettifiche operati esclusivamente in applicazione di norme tributarie; b) gli oneri finanziari e le rettifiche di valore di attività finanziarie; c) costi connessi all'erogazione di liberalità; d) costi pubblicitari e di marketing, ad esclusione di oneri che derivino da obblighi posti in capo ai concessionari la cui copertura non sia assicurata da disposizioni specifiche; e) oneri per sanzioni, penali, risarcimenti automatici e simili; f) oneri straordinari; g) spese processuali in cui la parte è risultata soccombente; h) gli oneri per le assicurazioni, qualora non espressamente previste da specifici obblighi normativi.

6.3 Ai fini della valutazione dei costi non riconoscibili, è stata effettuata una decurtazione sulla base della quantificazione puntuale di tali costi non riconoscibili come risultavano dagli conti annuali separati (CAS) delle imprese analizzate.

6.4 I costi operativi sono stati, infine, rettificati in funzione dei ricavi realizzati dall'eventuale cessione di beni o prestazioni di servizi non allocati, sul piano contabile, per la loro marginalità, ad altri comparti o ad altre attività.

6.5 Ad integrazione delle informazioni sopra riportate, nell'Appendice 1 allegata al presente documento per la consultazione, si riporta il prospetto di conto economico dei CAS, per i comparti rilevanti considerati ai fini della determinazione dei costi per il servizio di distribuzione del gas, con indicazione delle modalità con cui le singole voci sono state considerate [4].

6.6 In primo luogo, giova osservare che, ai fini della disclosure delle informazioni richiesta dai giudici, non è in ogni caso possibile procedere a pubblicare i dati dei costi operativi effettivi sostenuti nel 2018 da ciascuna impresa; ciò in ossequio alle esigenze di riservatezza su tali informazioni commercialmente rilevanti, ribadite anche dagli operatori direttamente coinvolti nell'ambito delle richieste di accesso che sono state presentate in occasione del contenzioso contro la deliberazione 570/2019/R/GAS (la cui delicatezza è stata riconosciuto dallo stesso giudice che ha indicato i principi per lo svolgimento della specifica procedura di dataroom richiamata al precedente punto 2.3).

6.7 Fermi restando i criteri di elaborazione dei dati riportati nei CAS, la tabella successiva riporta i dettagli relativi alla determinazione dei costi operativi effettivi 2018 medi unitari relativi alle imprese allora comprese nei campioni considerati alla base delle determinazioni dell'Autorità (ossia al netto dei valori outlier).

Tabella 1: Costi operativi effettivi totali, punti di riconsegna e COE unitari medi per l'anno 2018, per cluster dimensionale

Dimensione

COE 2018

(milioni di euro)

PDR 2018

COE unitario 2018

(euro/pdr)

Grande

399,166

16.038.672

24,89

Media

78,011

2.450.703

31,83

Piccola

55,353

1.261.432

43,88

6.8 Come evidenziato al punto 7.15 della relazione tecnica allegata alla deliberazione 570/2019/R/GAS, il costo operativo riconosciuto unitario per utente servito per l'anno 2018 (COR18) relativo alla gestione infrastrutture di rete, distinto per classe dimensionale, è stato determinato come somma dei prodotti tra i costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi fissati per l'anno 2018 come riportati nella Tabella 4, lettera a), della RTDG 2014-2019 [5], articolati per classe di densità, e il numero dei punti di riconsegna serviti nel medesimo anno 2018, articolati per classe di densità, dividendo poi il risultato per il numero complessivo di pdr appartenenti a ciascun cluster dimensionale.

6.9 In modo del tutto equivalente sotto il profilo algebrico, tale criterio può essere implementato, più semplicemente, determinando la media ponderata di cui al punto precedente sulla base dei pesi riportati nella seguente Tabella 2.

Tabella 2: Ripartizione dei pdr 2018 per cluster dimensionale (pesi per COR medio ponderato 2018)

Dimensione

Densità

Totale

Alta

Media

Bassa

Grande

7,56%

63,14%

29,30%

100,00%

Media

5,96%

47,86%

46,18%

100,00%

Piccola

14,50%

27,45%

58,05%

100,00%

6.10 Nella Tabella 3 sono riportati i COR 2018, distinti per cluster dimensionale, determinati sulla base dell'approccio di cui al punto precedente.

Tabella 3: Componenti tariffarie vigenti per l'anno 2018 e COR 2018 medi unitari per cluster dimensionale (euro/pdr)

Dimensione

Densità

COR 2018

medio

Alta

Media

Bassa

Grande

33,07

36,80

39,11

37,195

Media

36,37

40,47

43,01

41,399

Piccola

41,65

46,36

49,26

47,361

6.11 Ai fini della determinazione dei livelli iniziali dei costi operativi riconosciuti, come riportato ai punti 7.18 e seguenti della relazione tecnica allegata alla deliberazione 570/2019/R/GAS, cui si rimanda per maggiori dettagli, l'Autorità ha quindi proceduto a determinare i livelli iniziali riferiti all'anno 2018, distinguendo tra i singoli cluster dimensionali, applicando egual peso ai costi effettivi e ai costi riconosciuti 2018, prevedendo quindi di trasferire immediatamente ai clienti finali il 50% della maggiore efficienza generatasi nel periodo di regolazione precedente.

6.12 In termini formali, i livelli iniziali riferiti all'anno 2018 sono calcolati come segue:

OPEX18,dim = COE18,dim ∙ 0, 5 + COR18,dim ∙ 0, 5

dove:

- OPEX18,dim è il valore iniziale dei costi operativi riconosciuti determinato, per ciascuna classe dimensionale, applicando egual peso ai costi effettivi e ai costi riconosciuti nell'anno di riferimento (ossia il 2018), sia nel caso in cui i costi effettivi siano inferiori ai costi riconosciuti, sia nel caso in cui i costi effettivi siano superiori ai costi riconosciuti;

- COE18,dim è, per ciascun cluster dimensionale dim, il valore medio dei costi unitari effettivi relativi all'anno 2018, desumibili dai conti annuali separati trasmessi dalle imprese, riportato nella precedente Tabella 1;

- COR18,dim è, per ciascun cluster dimensionale dim, il costo medio unitario riconosciuto per l'anno 2018, riportato nella precedente Tabella 3.

Tabella 4: Livelli iniziali 2018 per cluster dimensionale (euro/pdr)

Dimensione

COE 2018

medio

COR 2018

medio

Livelli iniziali 2018 (OPEX18,dim)

Grande

24,89

37,195

31,043

Media

31,83

41,399

36,615

Piccola

43,88

47,361

45,621

7. Valore della maggiore efficienza generata nel corso del precedente periodo regolatorio e relative modalità di determinazione

7.1 Sulla base dei dati riportati ai punti precedenti, è possibile individuare il maggior/minor recupero di produttività conseguito dal settore nel suo complesso e per singolo cluster dimensionale.

7.2 Il maggior recupero di produttività può essere determinato, a livello unitario, per ciascun cluster dimensionale, come differenza tra i costi operativi medi riconosciuti per l'anno 2018 (Tabella 3) e i costi operativi medi effettivi 2018 (Tabella 1), come riportato nella successiva Tabella 5. Moltiplicando tale valore unitario per il numero di pdr, è possibile determinare il valore in euro del recupero di produttività, articolato per cluster dimensionale.

Tabella 5: Maggiori/minori recuperi di produttività conseguiti nel quarto periodo di regolazione

Dimensione

COR medio

2018

(euro/pdr)

COE medio

2018

(euro/pdr)

MRP

(euro/pdr)

MRP

(milioni euro)

Grande

37,195

24,89

12,305

197,8

Media

41,399

31,83

9,569

37,3

Piccola

47,361

43,88

3,481

6,5

8. Determinazione dell'X-factor

8.1 Con riferimento alla gestione delle infrastrutture di rete, come evidenziato nella parte di motivazione della deliberazione 570/2019/R/GAS, in relazione alla determinazione del tasso annuale di recupero di produttività, l'Autorità ha previsto di differenziarne il valore in funzione della classe dimensionale, sulla base dei seguenti criteri:

- per le imprese di grandi dimensioni, con l'obiettivo di trasferire ai clienti finali i recuperi di produttività conseguiti nel quarto periodo regolatorio e risultanti nell'anno test nell'ambito del quinto periodo di regolazione;

- per le imprese di medie dimensioni, con l'obiettivo di dimezzare, al termine del quinto periodo regolatorio, il gap esistente nei riconoscimenti unitari tra imprese grandi e imprese medie e risultante nell'anno test;

- per le imprese di piccole dimensioni, con l'obiettivo di dimezzare, al termine del quinto periodo regolatorio, il gap esistente nei riconoscimenti unitari tra imprese medie e imprese piccole e risultante nell'anno test.

8.2 In particolare, con riferimento alla gestione delle infrastrutture di rete, è stato calcolato un costo relativo al 2018 (OPEX18,dim), poi aggiornato al 2020 (OPEX20,dim) sulla base della seguente formula:

dove:

- OPEX18,dim è il valore iniziale dei costi operativi riconosciuti, determinato secondo quanto riportato al precedente punto 6.12 e i cui valori sono riportati nella Tabella 4;

- rpi19 è il tasso annuo di inflazione rilevante ai fini dell'applicazione del meccanismo del price cap per la fissazione dei parametri da impiegare nell'anno tariffe 2019, pari a 0,85%;

- rpi20 è il tasso di inflazione rilevante ai fini dell'applicazione del meccanismo del price cap per la fissazione dei parametri da impiegare nell'anno tariffe 2020, pari a 1,09%;

- è il tasso annuo di recupero di produttività in vigore nel secondo triennio del quarto periodo di regolazione, per ciascuna attività, funzione o cluster dimensionale;

- è l'obiettivo annuo di recupero di produttività fissato per il quinto periodo di regolazione, per ciascun cluster dimensionale, determinato secondo quanto descritto successivamente.

8.3 Nel dettaglio, i valori sono stati definiti, per ciascuna classe dimensionale dim, sulla base della seguente formula:

dove:

- OPEX19,dim è il valore medio ponderato per classe dimensionale dim del costo riconosciuto unitario calcolato pro-forma con riferimento all'anno 2018 (OPEX18,dim, definito al precedente punto 8.2), aggiornato all'anno 2019 applicando il fattore , come in precedenza definito;

- è pari:

- per le imprese di grandi dimensioni, al costo operativo medio unitario effettivo relativo all'anno 2018, aggiornato per l'inflazione al 2025 (0,85% per l'aggiornamento al 2019, 1,09% per l'aggiornamento al 2020 e 1,5% per gli aggiornamenti successivi);

- per le imprese di medie dimensioni, con l'obiettivo di dimezzare, al termine del quinto periodo regolatorio, il gap esistente nell'anno test nei riconoscimenti unitari a copertura dei costi operativi tra imprese grandi e imprese medie;

- per le imprese di piccole dimensioni, con l'obiettivo di dimezzare, al termine del quinto periodo regolatorio, il gap esistente nell'anno test nei riconoscimenti unitari a copertura dei costi operativi tra imprese medie e imprese piccole;

- è il tasso medio annuo di inflazione nel periodo 2020-2025; in particolare, in coerenza con quanto indicato in precedenza, si è assunto un valore di RPI20 pari al 1,09% e un tasso di inflazione negli anni successivi costante e pari all'1,5%, coerente con i dati riportati nel Bollettino Economico della Banca d'Italia n. 4/2019, come già evidenziato nella relazione tecnica relativa alla deliberazione 570/2019/R/GAS.

8.4 Ai fini del calcolo dell'X-factor, secondo l'approccio illustrato ai punti precedenti, si è in primo luogo proceduto ad aggiornare all'anno 2019 i livelli iniziali 2018, sulla base del tasso inflazione e dell'X-factor previsto nel precedente periodo regolatorio, distinto per cluster dimensionale.

Tabella 6: Livelli iniziali dei costi operativi medi riconosciuti e aggiornamento pro-forma al 2019

8.5 La tabella successiva riporta il dettaglio dei calcoli relativi alla determinazione dei livelli obiettivo e dei valori dell'X-factor riportati nella deliberazione 409/2023/R/GAS.

Tabella 7: Definizione dei livelli obiettivo previsti per l'anno 2025 per ciascun cluster dimensionale (euro/pdr)

8.6 Sulla base di tali dati, applicando la formula riportata al punto 8.3, si ottengono i valori del tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi oggetto di pubblicazione con la deliberazione 409/2023/R/GAS, riportati altresì nella successiva Tabella 8.

Tabella 8: X-factor pubblicati con deliberazione 409/2023/R/GAS

Dimensione

X-factor

Grande

3,39%

Media

4,62%

Piccola

6,46%

9. Differenziazione dei costi riconosciuti per classe di densità

9.1 I valori dei livelli iniziali 2019 (OPEX19,dim), articolati per cluster dimensionale, sono stati modulati per le tre classi di densità assumendo i rapporti tra costi riconosciuti per imprese con bassa densità, media densità e alta densità sottesi alla determinazione tariffaria per l'anno 2019.

9.2 Tale modulazione è stata effettuata nel rispetto della condizione che i ricavi complessivi, per ciascun cluster dimensionale dim, risultino pari al prodotto tra il livello iniziale medio relativo al 2019, non articolato per classe di densità, e i pdr appartenenti a ciascun cluster dimensionale.

9.3 Operativamente, a partire dai costi operativi unitari riconosciuti per l'anno 2019 , come riportati nella Tabella 4, lettera a), della RTDG 2014-2019, sono stati determinati i valori medi del COR 2019 per cluster dimensionale (con pesi pari a quelli di cui alla precedente Tabella 2).

Tabella 9: Componenti tariffarie vigenti per l'anno 2019 e COR 2019 medi unitari per cluster dimensionale (euro/pdr)

Dimensione

Densità

COR medio

2019

Alta

Media

Bassa

Grande

32,79

36,49

38,78

36,881

Media

35,77

39,80

42,30

40,714

Piccola

40,96

45,60

48,45

46,582

9.4 Confrontando i COR medi 2019 per cluster dimensionale di cui alla precedente Tabella 9 con i livelli iniziali 2018 (aggiornati pro-forma all'anno 2019, secondo quanto riportato nella precedente Tabella 6), si determina una variazione percentuale che, applicata ai corrispettivi vigenti per l'anno 2019 (differenziati per dimensione e densità), consente di non introdurre variazioni disomogenee all'interno del medesimo cluster dimensionale in funzione della classe di densità.

Tabella 10: Determinazione tassi di variazione uniforme per classe dimensionale

Dimensione

COR medio

2019

(euro/pdr)

OPEX18,dimaggiornati al 2019 (OPEX19,dim)

(euro/pdr)

Variazione uniforme

Grande

36,881

30,779

-16,55%

Media

40,714

36,011

-11,55%

Piccola

46,582

44,868

-3,68%

9.5 Applicando i coefficienti di variazione di cui alla Tabella 10 ai corrispettivi tariffari relativi all'anno 2019, riportati nella precedente Tabella 9, si determina una matrice di corrispettivi pro-forma relativi all'anno 2019. Tale modalità operativa garantisce quindi che i corrispettivi unitari 2020 per ciascun cluster dimensionale varino in modo uniforme, in termini percentuali, rispetto al 2019, indipendentemente dalla classe di densità.

Tabella 11: Corrispettivi pro-forma per l'anno 2019 con variazioni uniformi per classe di densità

9.6 I corrispettivi unitari 2019 pro-forma riportati nella tabella precedente, infine, sono aggiornati all'anno iniziale del periodo di regolazione (2020), tenendo conto dell'inflazione effettivamente riconosciuta per l'anno 2020 e dei valori dell'X-factor individuati per il periodo 2020-2025, ottenendo in tal modo i corrispettivi oggetto di pubblicazione con la deliberazione 409/2023/R/GAS.

Tabella 12: Determinazione corrispettivi a copertura dei costi operativi per il servizio di distribuzione per l'anno 2020 pubblicati con deliberazione 409/2023/R/GAS

Spunti per la consultazione

S1.

Si ritiene sussistano elementi nelle modalità di calcolo dei costi operativi riconosciuti ai sensi della deliberazione 570/2019/R/GAS per il periodo 2020-2025 che debbano essere oggetto di ulteriore chiarimento?

[4] Per ciascuno dei comparti dell'attività di distribuzione rilevanti ai fini della determinazione dei costi operativi da riconoscere mediante le tariffe, nel prospetto di conto economico, per ciascuno degli aggregati "Valore della produzione" e "Costo della produzione" (ivi inclusi i costi indiretti), con il segno (+) sono indicate le voci che sono state sommate mentre con il segno (-) le voci che sono state sottratte ai fini del calcolo degli aggregati di costo "ammissibile" e di ricavo "non riconoscibile"; la differenza tra i due aggregati costituisce il costo operativo effettivo ammissibile a riconoscimento tariffario.

[5] Allegato A alla deliberazione 22 dicembre 2016, 775/2016/R/GAS, come successivamente modificato e integrato.

Parte III Ipotesi di intervento in materia di determinazione dei costi effettivi per l'anno 2018, per cluster dimensionale

10. Premessa

10.1 Come evidenziato nella precedente Parte II, i livelli iniziali dei costi operativi riconosciuti per l'anno 2020 sono stati determinati a partire da livelli iniziali proforma dei costi operativi effettivi riferiti all'anno 2018 (e determinati con riferimento a ciascuna classe dimensionale) ed in particolare come media dei costi operativi effettivi e dei costi operativi riconosciuti per il 2018, applicando egual peso ai costi effettivi e ai costi riconosciuti nell'anno di riferimento, sia nel caso in cui i costi effettivi siano inferiori ai costi riconosciuti, sia nel caso in cui i costi effettivi siano superiori ai costi riconosciuti.

10.2 Tali livelli iniziali dei costi operativi pro-forma relativi all'anno 2018 vengono poi aggiornati al 2020 seguendo la logica del price-cap, sulla base dei tassi di inflazione effettivi per gli anni 2019 e 2020 e dell'X-factor in vigore nel precedente periodo regolatorio (non oggetto del procedimento avviato con la deliberazione 231/2024/R/GAS), per l'aggiornamento dei valori unitari dal 2018 al 2019, nonché sulla base dell'X-factor in vigore nel quinto periodo di regolazione, per l'aggiornamento dei valori unitari dal 2019 al 2020, come evidenziato altresì al precedente paragrafo 8.

10.3 In merito, giova preliminarmente osservare che l'Autorità intende confermare l'impostazione generale per la determinazione dei livelli iniziali dei costi operativi, introducendo modifiche esclusivamente in relazione alle modalità di determinazione dei costi operativi effettivi per i diversi cluster di imprese, illustrate nella presente Parte III. Nella successiva Parte IV vengono invece riportate le ipotesi di modifica dell'X-factor in vigore nel quinto periodo regolatorio, conseguenti alla rideterminazione dei costi operativi effettivi per l'anno 2018 e, come meglio illustrato al successivo paragrafo 16.2, limitatamente alle imprese piccole, ad una rimodulazione dell'obiettivo sottostante al calcolo dell'X-factor per tale classe di imprese.

10.4 Nel seguito della presente Parte III vengono illustrate le ipotesi di modifica - definite sulla base di una logica "ora per allora" - delle modalità di calcolo dei costi effettivi 2018 per i diversi cluster dimensionali (imprese grandi, medie e piccole), in ottemperanza alle sentenze del Consiglio di Stato illustrate al punto 2.9.

11. Livello dei costi operativi effettivi 2018 per il cluster "dimensione grande"

11.1 Secondo quanto riportato nelle sentenze ed evidenziato sinteticamente al precedente punto 2.9, la determinazione del COE per il cluster delle imprese di grande dimensione è stata condizionata dalla ridotta dimensione dei campioni osservati e dall'uso di una media ponderata per pdr sbilanciata dal peso predominante dei due operatori maggiori, che orientano il valore del costo operativo medio unitario effettivo rilevato per l'anno 2018 (anno test per la definizione dei livelli tariffari per il periodo 2020-2025).

Ipotesi di intervento

11.2 In merito a quanto riportato nei precedenti paragrafi, al fine di correggere lo sbilanciamento nei valori medi del cluster "dimensione grande" [6], l'Autorità intende modificare parzialmente l'impostazione assunta con la deliberazione 570/2019/R/GAS, nonché nella successiva deliberazione 409/2023/R/GAS, confermando la struttura del campione delle imprese di "grande dimensione" già considerata (riferita alle imprese che servono oltre 300.000 pdr) e valutando modalità alternative per la determinazione dei costi operativi effettivi unitari medi per l'anno 2018 per tale cluster.

11.3 Con particolare riferimento al campione delle imprese di grande dimensione (caratterizzato dalla presenza di 10 imprese), l'Autorità reputa non opportuno procedere a ulteriori segmentazioni di tale cluster (distinguendo ad esempio le imprese grandissime dalle imprese grandi), dal momento che ciò andrebbe a ulteriore detrimento della rappresentatività dei dati, già influenzata dal ridotto numero di osservazioni disponibili.

11.4 A tale proposito, in linea generale, l'Autorità non reputa opportuno modificare "ora per allora" l'articolazione dei cluster dimensionali considerati ai fini dei riconoscimenti tariffari, atteso che, per un verso, tale operazione comporterebbe l'inclusione nei nuovi cluster di imprese precedentemente appartenenti a cluster diversi, modificando ex post gli obiettivi di efficientamento; per un altro verso, va evidenziato che l'ampiezza dei cluster tariffari trova altresì riflesso nella differenziazione dimensionale adottata ai fini della regolazione tariffaria del servizio di distribuzione nel caso di passaggio a gestione d'ambito.

11.5 Con riferimento alla determinazione dei costi operativi effettivi unitari medi riferiti all'anno 2018, l'Autorità ha proceduto a vagliare - secondo un approccio econometrico - le modalità di determinazione dei costi unitari riferiti, in particolare, al cluster "dimensione grande". A tale fine, l'Autorità ha effettuato l'analisi econometrica riportata nel successivo Box 1.

Box 1 - Analisi econometrica

Scarica il file [7]

11.6 In sintesi, l'analisi statistica suggerisce che nel caso specifico non appaiono appropriate né la media pesata con i PDR né la media semplice, ma è opportuno utilizzare un sistema di ponderazione intermedio. Alla luce di tali considerazioni, l'Autorità, per finalità di semplicità applicativa, intende valutare di determinare il COE18 medio per il cluster "dimensione grande" come media ponderata dei costi unitari delle singole imprese appartenenti al cluster, con pesi pari alla radice quadrata dei pdr (o, in termini algebricamente equivalenti, con pesi pari a PDR0,5).

11.7 Tale accorgimento risulta, da un lato, consistente con gli esiti del procedimento di stima illustrato sopra e, dall'altro, risulta altresì idoneo a mitigare gli effetti di sbilanciamento del campione rilevati nelle sentenze, in quanto il peso delle imprese più grandi viene ridotto a seguito dell'adozione di una ponderazione "attenuata".

11.8 Su tali basi, l'Autorità intende considerare un valore del COE unitario medio 2018, per le imprese appartenenti al cluster "dimensione grande", in misura pari a 26,66 euro/pdr, risultato che deriva dall'adozione della ponderazione sopra descritta, nonché dalla conferma di non escludere alcuna osservazione, al fine di non pregiudicare la rappresentatività dei dati, in coerenza con quanto riportato al precedente punto 11.3.

Spunti per la consultazione

S2.

Osservazioni in tema di determinazione del costo operativo effettivo unitario medio 2018 per le imprese appartenenti al cluster "dimensione grande".

12. Livello dei costi operativi effettivi 2018 per il cluster "dimensione piccola"

12.1 Con riferimento alla determinazione del costo operativo effettivo 2018 per il cluster "dimensione piccola", è stato evidenziato come il campione utilizzato per la determinazione dei livelli iniziali dei costi operativi riconosciuti per il periodo 2020-2025 sia caratterizzato da una scarsa rappresentatività e come tale determinazione sia stata inficiata dall'aver utilizzato criteri di esclusione dei valori anomali che hanno avuto un effetto penalizzante per le imprese appartenenti a tale cluster.

12.2 In particolare, secondo le sentenze ottemperande relative al cluster in esame, "assume rilievo dirimente l'utilizzo per l'elaborazione del cluster dei dati relativi all'anno 2018 di appena 74 imprese su un totale di 166; […] con una riduzione del 26% del numero di osservazioni rispetto al periodo regolatorio precedente", che "ha reso meno rappresentativo il campione (del 43,8%)". Con particolare riferimento al secondo aspetto, il giudice amministrativo ha altresì ravvisato che le modalità adottate dall'Autorità per eliminare i valori outlier dal campione hanno operato in modo asimmetrico, escludendo solamente le imprese con costi più elevati, senza escludere alcuna impresa con costi più bassi.

12.3 Di seguito si illustrano gli interventi correttivi per migliorare la rappresentatività del campione e un'ipotesi di applicazione di criteri di eliminazione degli outlier che non comportino gli effetti penalizzanti rilevati nelle sentenze.

Ipotesi di intervento per migliorare la rappresentatività del campione

12.4 Al fine di rendere maggiormente rappresentativo il cluster "dimensione piccola", l'Autorità, operando "ora per allora", ha proceduto ad una nuova estrazione dei dati riportati nei CAS 2018, acquisendo quindi anche i dati che non risultavano disponibili alla data di estrazione dei dati utilizzati per le determinazioni di cui alla deliberazione 570/2019/R/GAS, per effetto dell'elevato numero di imprese che non avevano ottemperato entro i termini agli obblighi di comunicazione dei CAS 2018 previsti dal TIUC.

12.5 Sulla base di tali informazioni aggiornate, le imprese di distribuzione di piccola dimensione, attive al termine del 2018, assoggettate agli obblighi di comunicazione dei CAS previsti dal TIUC, e che hanno trasmesso i CAS all'Autorità risultano essere 138.

12.6 Delle 138 imprese di piccola dimensione, solo 106 risultano in regime di unbundling ordinario (ossia con dati rilevati per comparto e quindi utilizzabili ai fini delle determinazioni tariffarie in oggetto). Tra queste, 3 imprese sono state escluse in via preliminare, avendo comunicato costi negativi e/o pari a zero, ovvero hanno esercito l'attività di distribuzione gas per un periodo inferiore ai 12 mesi. Le restanti 32 imprese di piccola dimensione risultano aderire al regime semplificato (con imputazione dei costi solo a livello di attività e non per comparto) e non possono pertanto essere considerate ai fini delle analisi.

12.7 Tale dataset utilizzabile consente di ottenere una copertura del 75% circa (103/138 imprese) rispetto al totale delle imprese di piccola dimensione soggette agli obblighi di trasmissione dei CAS, con un significativo miglioramento rispetto alla situazione presa in considerazione ai fini della deliberazione 570/2019/R/GAS e della deliberazione 409/2023/R/GAS.

Ipotesi per l'esclusione dei valori outlier

12.8 A partire dal nuovo dataset definito sopra, in relazione all'esclusione dei valori particolarmente disallineati rispetto alle medie di settore, al fine di emendare gli effetti di penalizzazione rilevati dalle sentenze derivanti dal criterio di esclusione adottato con la delibera 570/2019/R/GAS, l'Autorità intende modificare i criteri di esclusione adottati ai fini della deliberazione 570/2019/R/GAS e della deliberazione 409/2023/R/GAS, definendo un criterio che consenta di (i) non pregiudicare la rappresentatività del campione e di (ii) operare in modo "simmetrico", escludendo quindi sia le imprese con valori più elevati rispetto alla media sia quelle con valori più bassi rispetto alla media.

12.9 In proposito, l'Autorità intende applicare il criterio di esclusione del 5% delle code della distribuzione dei costi unitari, escludendo, in particolare, in modo simmetrico il 2,5% delle osservazioni caratterizzate dai valori più elevati e il 2,5% delle osservazioni caratterizzate dai valori più bassi. Tale criterio consente di non pregiudicare la rappresentatività del campione (pari a circa il 94% rispetto al totale dei CAS considerati), a fronte dell'adozione di un taglio "simmetrico" che escluda dalle analisi sia le imprese con costi molto superiori rispetto alla media, sia le imprese con costi molto inferiori rispetto alla media, neutralizzando in tal modo gli effetti penalizzanti riscontrati nelle sentenze.

Determinazione del costo operativo effettivo medio 2018

12.10 In merito alle modalità di calcolo del valore dei costi operativi effettivi unitari medi per l'anno 2018, l'Autorità intende confermare il criterio della media ponderata adottato con la deliberazione 570/2019/R/GAS. Con riferimento al campione delle imprese di piccole dimensioni, l'Autorità non ravvisa infatti la presenza delle medesime condizioni di squilibrio (ossia la presenza di un numero ristretto di operatori in grado di orientare significativamente le media dell'intero cluster) che hanno portato a individuare la soluzione prospettata al precedente paragrafo 11 per il calcolo del costo effettivo medio unitario riferito alle imprese di dimensione grande. In tal senso, sulla base dei dati relativi al 2018, ripartendo il cluster delle imprese di "dimensione piccola" in sottoinsiemi di ampiezza omogenea (con "passo" di 10.000 pdr), si evidenzia una sostanziale omogeneità nel peso di ciascun sottoinsieme (con un range compreso tra 15% e 22%, atteso che il 20% costituirebbe misura di sostanziale omogeneità di incidenza).

12.11 In termini generali, in assenza delle peculiarità individuate con riferimento al campione delle imprese grandi, l'Autorità ritiene più opportuno l'utilizzo della media ponderata; si fa osservare, infatti, che tale valore unitario, laddove applicato al totale dei pdr per cluster dimensionale, è l'unico che consentirebbe di determinare un valore complessivo dei costi riconosciuti pari ai costi complessivamente sostenuti dalle imprese che appartengono al cluster dimensionale.

12.12 Sulla base delle logiche di intervento prospettate in particolare ai precedenti punti 12.4 e 12.9 (in merito alla perimetrazione dei dati da considerare ai fini del calcolo dei costi operativi per le imprese di piccola dimensione), nonché sulla base di quanto riportato al precedente punto 12.11 (in merito al tipo di media da considerare), è stato determinato il nuovo valore medio del COE 2018 per le imprese di piccola dimensione, pari a 53,60 euro/pdr, riportato nella Tabella 13.

Tabella 13: Nuovo campione "dimensione piccola" 2018 e relativi valori del COE unitario medio

Campione 2018 ex deliberazione 570/2019/R/GAS

Nuovo campione 2018

N. osservazioni totali

74

103

Escluse con costi superiori alla media (n.)

4

3

Escluse con costi inferiori alla media(n.)

0

3

Osservazioni al netto degli outlier (n.)

70

97

COE 2018 - media ponderata (euro/pdr)

43,88

53,60

12.13 Sempre con riferimento alle imprese appartenenti al cluster "dimensione piccola", sebbene non oggetto del presente procedimento di ottemperanza, si ritiene opportuno segnalare che l'Autorità intende dare nuovo impulso al procedimento avviato con la deliberazione 529/2018/R/GAS, per la parte relativa ai meccanismi di promozione delle aggregazioni tra imprese distributrici, in ogni caso da sviluppare a valle della chiusura del presente procedimento di ottemperanza, secondo linee di intervento che saranno approfondite in uno specifico documento per la consultazione sul tema [8].

12.14 In prima approssimazione, l'Autorità intende valutare meccanismi di incentivo sia in relazione al riconoscimento dei costi operativi, sia in relazione al riconoscimento dei costi di capitale, nel caso di operazioni societarie che comportino la riduzione di operatori di minori dimensioni.

Spunti per la consultazione

S3.

Osservazioni in tema di determinazione del costo effettivo medio 2018 per le imprese di piccola dimensione.

13. Livello dei costi operativi effettivi 2018 per il cluster "dimensione media"

13.1 Con riferimento alla determinazione del costo effettivo 2018 per le imprese di medie dimensioni, peraltro non specificamente oggetto di alcun giudicato in merito, l'Autorità intende, in linea generale, confermare i criteri adottati con la deliberazione 570/2019/R/GAS, come modificati con la deliberazione 409/2023/R/GAS, con le precisazioni che seguono.

Rappresentatività del campione

13.2 In analogia con quanto prospettato in relazione al cluster "dimensione piccola" l'Autorità ha proceduto ad una nuova estrazione dei dati riportati nei CAS 2018 delle imprese di "dimensione media", acquisendo quindi anche i dati che non risultavano disponibili alla data di estrazione dei dati utilizzati per le determinazioni di cui alla deliberazione 570/2019/R/GAS.

13.3 Sulla base di tali informazioni aggiornate, le imprese di distribuzione di media dimensione, attive al termine del 2018, assoggettate agli obblighi di comunicazione dei CAS previsti dal TIUC, e che hanno trasmesso i CAS all'Autorità risultano essere 31.

Esclusione dei valori outlier

13.4 In merito all'esclusione dei valori particolarmente disallineati rispetto alla media di settore, l'Autorità ravvisa l'opportunità di modificare l'approccio adottato per l'eliminazione degli outlier, adottando il medesimo criterio individuato con riferimento al campione delle imprese piccole, descritto al punto 12.9. Tale criterio porta all'esclusione di 2 imprese (garantendo pertanto una copertura pari al 94% rispetto al totale dei CAS considerati).

Determinazione del costo operativo effettivo medio 2018

13.5 In merito alla determinazione del COE 2018 per le imprese di media dimensione, l'Autorità prospetta di confermare l'impostazione adottata con la deliberazione 570/2019/R/GAS e la deliberazione 409/2023/R/GAS, determinando tale valore come media ponderata dei COE unitari, con pesi pari al numero di pdr serviti. Anche con riferimento al campione delle imprese di media dimensione, analogamente a quanto evidenziato con riferimento al campione delle imprese piccole, l'Autorità non ravvisa effetti di sbilanciamento nella costruzione dei valori medi del cluster, evidenziati dai giudici con riferimento al campione delle imprese di grande dimensione. In tal senso, sulla base dei dati relativi al 2018, ripartendo il cluster "dimensione media" in sottoinsiemi di ampiezza omogenea (con "passo" di 50.000 pdr), si evidenzia una maggiore omogeneità nel peso di ciascun sottoinsieme rispetto a quanto emerso con riferimento al cluster delle imprese di grande dimensione,; nel dettaglio, si rileva che le imprese che, nel 2018, risultano servire oltre 200.000 pdr e fino a 300.000 pdr (ossia le imprese di maggiori dimensioni appartenenti al cluster "dimensione media") risultano avere un peso di circa il 14% (rispetto al totale dei pdr del cluster).

13.6 In merito, in assenza delle peculiarità individuate con riferimento al campione delle imprese grandi, l'Autorità ritiene più opportuno confermare l'utilizzo della media ponderata; come già evidenziato al punto 12.11, tale valore unitario, laddove applicato al totale dei pdr per cluster dimensionale, è l'unico che consentirebbe di determinare un valore complessivo dei costi riconosciuti pari ai costi complessivamente sostenuti dalle imprese che appartengono al cluster dimensionale.

13.7 In applicazione dei criteri sopra illustrati, il valore del costo operativo effettivo medio ponderato per le imprese di media dimensione per l'anno 2018 risulta pari a 37,04 euro/pdr (in luogo del precedente valore di 31,83 euro/pdr definito con la deliberazione 409/2023/R/GAS).

Tabella 14: Nuovo campione "dimensione media" 2018 e relativi valori medi del COE unitario medio

Spunti per la consultazione

S4.

Osservazioni in tema di determinazione del costo effettivo 2018 per le imprese di medie dimensioni.

14. Calcolo dei livelli iniziali dei costi operativi per l'anno 2018 per i diversi cluster dimensionali

14.1 In coerenza con la metodologia prevista dalla deliberazione 570/2019/R/GAS, nella seguente Tabella 16 sono stati riportati i livelli iniziali dei costi operativi riconosciuti, riferiti all'anno 2018, determinati, a partire dai nuovi valori dei costi effettivi riportati ai precedenti punti 11.8, 12.12 e 13.7, come media dei costi operativi effettivi e dei costi operativi riconosciuti per il 2018 per i diversi cluster dimensionali.

14.2 In proposito giova precisare che, per il calcolo del COR medio ponderato 2018 per dimensione e del MRP, è stato utilizzato il numero complessivo di pdr (ripartiti per classe di dimensione e densità) comunicati dalle imprese nell'ambito della RAB GAS e riportati nella Tabella 15, al fine di pervenire a misure più accurate dei valori dei costi operativi riconosciuti a livello di settore. Per il calcolo dei COE 2018 medio relativo a ciascun cluster dimensionale, sono stati utilizzati i pdr comunicati da ciascuna impresa nell'ambito della raccolta dei CAS, al netto dei pdr relativi ad imprese considerate outlier.

Tabella 15: Ripartizione dei pdr 2018 per cluster dimensionale e per cluster di densità comunicati dalle imprese ai fini tariffari

Dimensione

Densità

Totale

Alta

Media

Bassa

Grande

1.214.392

9.816.052

5.044.128

16.074.572

Media

609.139

2.038.493

1.253.720

3.901.352

Piccola

167.362

532.764

1.175.619

1.875.745

Tabella 16: Maggiori/minori recuperi di produttività conseguiti nel quarto periodo di regolazione

[6] Sbilanciamento determinato, come detto, dalla presenza di due operatori che "orientano" la media ponderata.

[7] Il modello è stato proposto in Harvey, A. (1976) "Estimating Regression Models with Multiplicative Heteroscedasticity", Econometrica, 44, pp. 461-465. Si veda anche Greene W.H. (2012), Econometric Analysis, 7th ed, sez. 9.7.

[8] Nell'ambito di tale procedimento, l'Autorità ha pubblicato, in tema di incentivi alle aggregazioni tra operatori, il documento per la consultazione 7 maggio 2019, 170/2019/R/GAS, il documento per la consultazione 15 ottobre 2019, 410/2019/R/GAS e il documento per la consultazione 4 agosto 2020, 312/2020/R/GAS.

Parte IV Ipotesi di intervento in tema di determinazione del tasso di riduzione annuale dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi (x-factor)

15. Premessa

15.1 Come già richiamato al punto 8.1, la versione attuale della RTDG prevede che il tasso di riduzione annuale dei costi riconosciuti sia fissato sulla base dei seguenti criteri:

- per le imprese di grande dimensione, con l'obiettivo di trasferire ai clienti finali i recuperi di produttività conseguiti nel quarto periodo regolatorio (3,39%);

- per le imprese di medie dimensioni, con l'obiettivo di dimezzare, al termine del quinto periodo regolatorio, il gap esistente nei riconoscimenti unitari tra imprese grandi e imprese medie e risultante nell'anno test (4,62%);

- per le imprese di piccole dimensioni, con l'obiettivo di dimezzare, al termine del quinto periodo regolatorio, il gap esistente nei riconoscimenti unitari tra imprese medie e imprese piccole e risultante nell'anno test (6,46%).

16. Ipotesi di revisione degli obiettivi dell'X-factor

16.1 L'Autorità intende confermare, in linea generale, il criterio per la determinazione dell'X-factor per le imprese grandi, nei limiti di quanto meglio precisato al successivo paragrafo 18, e per le imprese di dimensione media, mentre intende valutare l'ipotesi di rimodulare l'obiettivo di riduzione dei costi per le imprese piccole, alla luce della revisione al rialzo del costo effettivo per l'anno 2018 per tale tipologia di imprese.

16.2 In particolare, per le imprese appartenenti al cluster "dimensione piccola", al fine di rendere maggiormente sostenibile il percorso di efficientamento dei costi per tale raggruppamento di imprese, l'Autorità, anche alla luce degli esiti derivanti dai ricalcoli del COE medio unitario e dall'applicazione dei nuovi criteri di esclusione degli outlier, intende modificare l'obiettivo di riduzione dei costi, rispetto a quanto stabilito - da ultimo - con la deliberazione 409/2023/R/GAS, prevedendo che il tasso di riduzione annuale dei costi riconosciuti sia fissato in logica di maggiore gradualità nel riallineamento dei costi con il cluster "dimensione media" al termine del quinto periodo regolatorio. A tale fine l'Autorità valuta di prevedere che il gap esistente nell'anno 2018 nei riconoscimenti unitari tra imprese medie e imprese piccole sia ridotto di un terzo (in luogo della metà considerata attualmente).

16.3 Con riferimento alle imprese appartenenti al cluster "dimensione media", alla luce degli esiti dei ricalcoli del COE medio unitario e dei criteri di esclusione degli outlier, l'Autorità non ha ravvisato, per il cluster in questione, modifiche nei livelli dei COE o del valore dell'X-factor, tali da giustificare una modifica degli obiettivi di efficientamento dei costi per tale cluster, rispetto agli obiettivi attualmente considerati (ossia di ridurre della metà il gap esistente nell'anno 2018 nei riconoscimenti unitari tra imprese grandi e imprese medie).

Spunti per la consultazione

S5.

Osservazioni in tema di revisione degli obiettivi dell'X-factor per le imprese piccole.

17. Calcolo dei nuovi valori dell'X-factor

17.1 In analogia con i criteri illustrati al paragrafo 8.4, ai fini del calcolo dell'X-factor, si è proceduto in primo luogo ad aggiornare all'anno 2019 i livelli iniziali 2018, sulla base del tasso inflazione e dell'X-factor previsto nel precedente periodo regolatorio, distinto per cluster dimensionale.

Tabella 17: Livelli iniziali dei costi operativi medi riconosciuti e aggiornamento pro-forma al 2019

17.2 Applicando gli algoritmi di calcolo riportati al precedente paragrafo 6 e in considerazione del nuovo obiettivo dell'X-factor per le imprese piccole riportato al punto 16.2, sono stati definiti i nuovi valori obiettivo per il 2025, secondo quanto riportato nella successiva Tabella 18.

Tabella 18: livelli obiettivo dei costi operativi riconosciuti al termine del periodo di regolazione 2020-2025 (euro/pdr)

17.3 Sulla base di tali valori obiettivo, si ottengono i valori di X-factor riportati nella successiva Tabella 19.

Tabella 19: Tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi

Dimensione

X-factor

Grande

2,74%

Media

4,77%

Piccola

6,55%

18. Focus specifico sulla sentenza del Consiglio di Stato n. 10293/2023 (impresa ricorrente Ireti) in materia di X-factor

18.1 Nella sentenza n. 10293/2023, il Consiglio di Stato ha confermato la conclusione cui è pervenuto il Tar Lombardia nella propria sentenza n. 630/2023, accogliendo la censura di Ireti sulla illegittimità della deliberazione 570/2019/R/GAS per errata riduzione del livello iniziale dei costi riconosciuti e la fissazione di un X-factor eccedente l'obiettivo prefissato dalla regolazione, rispetto alle effettive capacità di recupero di produttività dell'impresa ricorrente.

18.2 Ai fini dell'ottemperanza, risulta quindi necessario applicare, nel rispetto di alcune condizioni esplicitate di seguito, un X-factor "personalizzato", che consenta di determinare a fine periodo regolatorio un costo riconosciuto per l'impresa in esame in linea con il costo effettivo sostenuto nel 2018, opportunamente aggiornato al 2025 per tener conto dell'inflazione - ciò al fine quindi di assicurare, attraverso un meccanismo ad hoc, parità di trattamento di tale operatore (in considerazione delle sue specifiche capacità di recupero di produttività) rispetto alle altre imprese afferenti al cluster "grandi dimensioni".

18.3 In linea generale, l'Autorità ritiene che l'applicazione generalizzata di un X-factor "personalizzato" non risulti coerente con l'attuale impostazione della regolazione tariffaria del servizio di distribuzione del gas, che prevede, da un lato, il riconoscimento dei costi operativi su base parametrica, in funzione della dimensione delle imprese e della classe di densità della clientela servita, e, dall'altro lato, l'applicazione di un X-factor che, in media, consenta di perseguire gli obiettivi di efficienza definiti dal regolatore, che, nel caso specifico delle imprese di grande dimensione, prevedono di trasferire ai clienti finali i recuperi di produttività conseguiti nel quarto periodo regolatorio, entro il termine del presente periodo di regolazione.

18.4 L'Autorità ritiene che l'eventuale applicazione di un X-factor "personalizzato", in luogo dell'X-factor calcolato per la generalità delle imprese grandi, debba necessariamente essere subordinata a due condizioni, che riguardano, da un lato, la materialità dell'intervento e, dall'altro lato, il rispetto del criterio di efficienza nel riconoscimento dei costi operativi.

18.5 In merito al primo aspetto, nella sentenza del Tar Lombardia n. 407/2023, sul punto passata in giudicato, (riguardante un'impresa di grandi dimensioni), il giudice rileva che "la verificazione ha accertato che, al fine di conseguire l'equilibrio tra COE 2025 e COR 2025, il guadagno di produttività annuo richiesto alla Società ricorrente nel corso del quinto periodo regolatorio è pari allo 0,37%, ossia un obiettivo di efficientamento minimo la cui realizzabilità non è stata contestata […]. Per quanto, in concreto, il recupero di produttività presenti margini di progressiva riduzione, non può condividersi la pretesa insostenibilità di una misura regolatoria che si sostanzia nel realizzare efficientamenti nel periodo con livello costante prossimo allo zero".

18.6 In merito alla fissazione di un X-factor coerente con l'obiettivo prefissato dalla regolazione e con le effettive capacità di recupero di produttività delle singole imprese, tale sentenza introduce quindi un principio di "materialità" del recupero di efficienza "reale" (ossia una riduzione dei propri costi eccedente rispetto al mero trasferimento ai clienti finali delle maggiori efficienze lasciate alle imprese ad inizio del periodo di regolazione).

18.7 In altri termini, la condizione imposta dalla regolazione al cluster delle imprese di grande dimensione, ossia di vedersi riconosciuti a fine periodo costi operativi pari ai propri costi rilevati nel 2018 e opportunamente rivalutati al 2025, può essere interpretata non come un'equivalenza "algebrica" in senso stretto, bensì considerando in qualche modo un "margine di tolleranza" che i giudici sembrerebbero aver individuato in un intorno dello 0,3%, tale da rendere non insostenibile l'eventuale efficientamento in termini reali richiesto alla singola impresa.

18.8 La seconda condizione per l'applicazione dell'X-factor "personalizzato" discende dagli obiettivi imposti all'Autorità dalla legge istitutiva, che introduce il principio del riconoscimento dei costi su base efficiente (cfr. art. 1, co. 1 e art. 2, co. 12, lett. e) legge 481/95). Il rispetto di tale principio impone di valutare l'opportunità di prevedere un limite inferiore al valore dell'X-factor "personalizzato" riconoscibile ad una singola impresa, nell'ottica, da un lato, di non procedere al riconoscimento di costi significativamente superiori a quelli considerati ai fini della determinazione dei livelli iniziali dei costi operativi riconosciuti per il periodo 2020-2025 e, dall'altro, di evitare che, per effetto del presente procedimento di ottemperanza, nel loro complesso, le misure prospettate determinino situazioni di insufficiente trasferimento ai clienti finali delle maggiori efficienze temporaneamente lasciate in capo all'impresa all'inizio del periodo regolatorio.

Condizioni per l'accesso alla misura

18.9 In termini operativi, l'Autorità intende prevedere che l'eventuale riconoscimento degli effetti dell'X-factor "personalizzato" sia subordinato alla presentazione di apposita istanza da parte dell'impresa di grande dimensione interessata a tale riconoscimento, rispetto alla quale l'Autorità vaglierà la sussistenza delle condizioni di cui ai punti seguenti:

a) non siano intervenute, successivamente al 2018, variazioni societarie che abbiano comportato la cessione totale o parziale di rami aziendali e per effetto delle quali, a partire dall'anno tariffario 2020, la società istante non risulti più attiva ai fini dell'erogazione del servizio di distribuzione o risulti appartenere a cluster di dimensione inferiore; in tale ultimo caso, infatti, si ritiene che il passaggio a classi dimensionali inferiori implichi altresì per l'impresa interessata l'applicazione degli obiettivi di efficientamento imposti al cluster di destinazione, in coerenza il trattamento previsto per la generalità dei casi;

b) il COE18 della singola impresa, aggiornato all'anno 2025, sia superiore al costo operativo unitario medio obiettivo riferito al 2025 relativo all'intero cluster dimensionale "grande dimensione" riportato nella Tabella 18.

18.10 Con riferimento alle imprese che non presenteranno istanza o la cui istanza verrà rigettata, troverà applicazione l'X-factor previsto per la generalità delle imprese di grandi dimensioni, definito ai sensi del precedente paragrafo 17.

18.11 In caso di accoglimento dell'istanza, l'Autorità è orientata a procedere al riconoscimento degli effetti dell'applicazione dell'X-factor "personalizzato" nell'ambito dei meccanismi di perequazione. Le modalità operative saranno disciplinate con apposita determinazione del Responsabile della Direzione Infrastrutture Energia dell'Autorità sulla base dei criteri sotto evidenziati.

Modalità di determinazione dell'X-factor "personalizzato"

18.12 In particolare, l'Autorità è orientata a declinare il principio di efficienza nel riconoscimento tariffario dei costi, prevedendo che l'X-factor "personalizzato":

a) sia calcolato in modo da garantire il rispetto dell'obiettivo imposto tramite l'X-factor al cluster delle imprese di grande dimensione, ossia che il COE unitario 2018 opportunamente aggiornato al 2025 sia non inferiore al costo unitario riconosciuto medio nel 2025, riferito al cluster delle imprese di grande dimensione; in termini operativi, il nuovo valore sarà quindi determinato secondo la formula riportata al paragrafo 8.3, assumendo, in luogo del parametro (che rappresenta il costo operativo effettivo 2018 medio per il cluster delle imprese grandi, aggiornato al 2025), il COE unitario 2018 della singola impresa, opportunamente aggiornato al 2025;

b) non possa, in ogni caso, assumere un valore inferiore ad un valore "soglia" che assicuri - in ogni caso - la restituzione ai clienti finali di una quota "minima" del MRP temporaneamente lasciato alle imprese a inizio del periodo regolatorio mediante il meccanismo del cd. profit sharing, in linea con gli obiettivi dichiarati per il cluster "dimensione grande".

18.13 In merito alla condizione di cui alla precedente lettera b), l'Autorità ritiene che le sentenze richiamate, da un lato, non abbiano inficiato il principio generale secondo il quale l'X-factor per le imprese appartenenti al cluster "dimensione grande" sia determinato con lo scopo di trasferire ai clienti finali, nell'arco del periodo di regolazione, la quota (50%) delle maggiori efficienze lasciate alle imprese ad inizio del periodo regolatorio, per effetto del cd profit sharing. Dall'altro lato, i profili di illegittimità rilevati nella sentenza richiamata al punto 18.1 richiedono l'adozione di interventi correttivi.

18.14 In tal senso, l'Autorità ritiene che qualunque intervento correttivo "ad hoc", fermi restando gli obiettivi generali della regolazione in tema di riconoscimento dei costi operativi implichi "di per sé" che, in caso di correzione dell'X-factor, una certa quota delle maggiori efficienze temporaneamente lasciate alle imprese a inizio del periodo di regolazione non possa essere trasferita ai clienti finali entro il termine del suddetto periodo di regolazione.

18.15 Sulla base delle considerazioni svolte, l'Autorità, ritiene che gli interventi imposti dagli esiti del giudizio debbano essere contemperati con la tutela degli interessi degli utenti del servizio a vedersi riconosciuti - se non integralmente almeno in misura sostanziale - i benefici derivanti dall'applicazione del meccanismo del price cap.

18.16 In proposito, pertanto, l'Autorità è intenzionata a definire il valore soglia dell'X-factor sulla base dell'assunzione di mantenere una quota minima di trasferimento del MRP ai clienti finali nell'ordine del 30% ÷ 35% del MRP unitario, il cui valore è riportato nella Tabella 16; su tali basi, il valore soglia dell'X-factor "personalizzato" risulta nell'ordine dell'1,6% [9]. Tale valore soglia implica, a livello dell'intero cluster delle imprese di dimensione grande, la restituzione ai clienti finali di una quota di circa il 45% del MRP conseguito nel quarto periodo regolatorio (ossia limitando il valore complessivo della mancata restituzione di MRP ai clienti finali al di sotto del 5% circa).

Spunti per la consultazione

S6.

Osservazioni in tema di X-factor "personalizzato" per le imprese di grandi dimensioni.

[9] Al fine di calcolare il valore soglia dell'X-factor "personalizzato" sotto tale ipotesi, con riferimento alle imprese grandi, è stato rideterminato l'MRP unitario in misura pari al 32,5% del MRP come quantificato nella Tabella 16, ottenendo un valore pari a 3,44 euro/pdr. Sottraendo tale valore dall'OPEX18,dim (indicato nella Tabella 17 e pari a 31,95 euro/pdr), si ottiene un valore del costo effettivo 2018 associato all'ipotesi di restituzione del MRP (nei limiti di quanto sopra precisato) pari a 28,51 euro/pdr. A partire da tale valore si può determinare il valore soglia dell'X-factor "personalizzato" applicando la formula di cui al paragrafo 8.3, assumendo pari al valore di 28,51 euro/pdr, aggiornato al 2025 (31,31 euro/pdr) e OPEX19,dim pari a 31,68 euro/pdr (riportato nella Tabella 17).

Parte IV Ipotesi di intervento in materia di differenziazione dei costi riconosciuti per classe di densità

19. Premessa

19.1 Nell'ambito delle citate verificazioni, è emersa l'opportunità di approfondire le modalità con cui sono stati differenziati i costi riconosciuti in funzione della classe di densità.

19.2 In relazione a tale aspetto, si ricorda che, ai fini della deliberazione 570/2019/R/GAS, l'Autorità ha declinato i corrispettivi per densità di clientela servita [10], ipotizzando, con riferimento a ciascun cluster dimensionale, per l'anno iniziale del nuovo periodo (2020), una variazione uniforme, in termini percentuali, dei corrispettivi per classe di densità rispetto ai valori dei costi riconosciuti nel 2019.

20. Ipotesi di rimodulazione dei costi per cluster dimensionale sulla base della classe di densità

20.1 Nell'ambito del presente procedimento, in aggiunta alle misure precedentemente prospettate, l'Autorità intende valutare altresì l'opportunità di modificare l'approccio adottato con la deliberazione 570/2019/R/GAS, procedendo a differenziare i costi riconosciuti per l'anno 2020 per classe di densità sulla base dei dati relativi ai costi operativi effettivi delle imprese per l'anno 2018 come risultanti dai CAS, in luogo di assumere, ai fini della rimodulazione per classe di densità, i rapporti tra costi riconosciuti per imprese con bassa densità, media densità e alta densità sottesi alla determinazione tariffaria per l'anno 2019 (cfr. paragrafo 9), fondati su analisi effettuate in occasione dell'approvazione della regolazione tariffaria per gli anni 2009-2012.

20.2 Nell'ottica di garantire omogeneità di trattamento tra imprese appartenenti a cluster dimensionali differenti, tenuto conto che non paiono sussistere elementi che giustifichino l'adozione di logiche di modulazione dei costi tra le diverse classi di densità differenziate sulla base della dimensione delle imprese, l'Autorità intende effettuare la rimodulazione dei costi in funzione della densità non solo con riferimento alle imprese di grandi dimensioni, ma anche con riferimento alle imprese di piccole e medie dimensioni.

20.3 In particolare, ai fini della rimodulazione del costo medio per cluster dimensionale in funzione della classe di densità, sono stati determinati i costi operativi effettivi medi 2018 per ciascuna delle tre classi di densità, facendo riferimento all'intero campione di imprese, al netto degli outlier, come individuati ai paragrafi precedenti. I valori medi sono stati calcolati ponderando i dati di costo unitario delle singole imprese in funzione del numero di pdr serviti. Nella tabella seguente si riportano i costi medi per classe di densità così ottenuti.

Tabella 20: Costo effettivo 2018 per classe di densità (euro/pdr)

Dimensione

Costi effettivi 2018

Densità

Alta

Media

Bassa

Grande

Media

Piccola

27,12

28,73

30,11

20.4 Sulla base dei valori riportati nella tabella precedente, ponendo convenzionalmente i costi medi per le imprese in media densità pari a 1, sono stati determinati i rapporti tra:

- costi medi ponderati per le imprese in alta densità e costi medi ponderati per le imprese in media densità;

- costi medi ponderati per le imprese in bassa densità e costi medi ponderati per le imprese in media densità.

20.5 Nella tabella successiva vengono riportati i coefficienti che l'Autorità prospetta di adottare per differenziare il costo operativo riconosciuto medio 2020 di ciascun cluster dimensionale, in funzione della classe di densità; tali coefficienti sono determinati "normalizzando" il costo per le imprese in media densità (ponendolo convenzionalmente pari a 1) e procedendo a differenziare i riconoscimenti per l'alta e la bassa densità, mediante l'applicazione di appositi coefficienti di modulazione. Nella tabella si confrontano i rapporti così determinati con i rapporti tra i costi riconosciuti 2019 per le diverse classi di densità, utilizzati ai fini della rimodulazione per classe di densità nelle determinazioni tariffarie di cui alla deliberazione 570/2019/R/GAS e di cui alla deliberazione 409/2023/R/GAS.

Tabella 21: Ipotesi di rimodulazione dei costi operativi riconosciuti per classe di densità

20.6 In merito, l'Autorità intende procedere partendo dai livelli iniziali riferiti al 2018 e aggiornati al 2019 (OPEX19dim), come definiti nella precedente Tabella 17, applicando i nuovi coefficienti di rimodulazione riportati nella precedente Tabella 21, ottenendo in tal modo, i nuovi livelli pro-forma OPEX19dim,dens, distinti per classe di densità, riportati nella successiva Tabella 22.

20.7 In particolare, ciascun corrispettivo pro-forma OPEX19dim,dens, articolato per cluster dimensionale e classe di densità, è stato calcolato sulla base della seguente formula, che consente di rimodulare i valori riportati nella precedente Tabella 17, in funzione dei rapporti tra i costi operativi effettivi unitari relativi al 2018 per le tre diverse classi di densità, garantendo nel contempo che i ricavi tariffari di ciascun cluster dimensionale risultanti a seguito della rimodulazione siano pari a quelli derivanti dall'applicazione dei valori OPEX19dim, articolati solo in funzione della dimensione:

dove:

- OPEX19dim è il valore iniziale OPEX18dim aggiornato al 2019, articolato per classe dimensionale, di cui alla Tabella 17;

- rappdens è, per ciascuna classe di densità, il valore indicato nella precedente Tabella 21, che rappresenta:

- in corrispondenza di dens=alta, il rapporto tra i costi medi 2018 per le imprese in alta densità e le imprese in media densità (0,94);

- in corrispondenza di dens=media, un valore convenzionale pari a 1;

- in corrispondenza di dens=bassa, il rapporto tra i costi medi 2018 per le imprese in bassa densità e le imprese in media densità (1,05);

- PDR18dim,dens è il numero di punti di riconsegna relativi all'anno 2018 comunicati dalle imprese nell'ambito della raccolta RAB GAS e ripartiti per dimensione e densità sulla base della classe di appartenenza di ciascuna impresa (riportati nella Tabella 15).

Tabella 22: Corrispettivi pro-forma per l'anno 2019 per classe di densità (euro/pdr)

Dimensione

Corrispettivi pro-forma 2019

Densità

Alta

Media

Bassa

Grande

29,45

31,33

32,90

Media

35,68

37,96

39,85

Piccola

45,66

48,58

51,01

21. Calcolo dei costi medi riconosciuti per l'anno 2020

21.1 Con riferimento ai diversi cluster dimensionali, aggiornando sulla base del price-cap i corrispettivi unitari 2019 pro-forma, articolati per classe di densità, riportati nella tabella precedente, sulla base del tasso di inflazione 2020 e dei nuovi livelli di X-factor per il quinto periodo di regolazione, individuati al precedente paragrafo 17, si ottengono i seguenti costi riconosciuti per l'anno 2020, per ciascun cluster dimensionale e classe di densità:

Tabella 23: Determinazione corrispettivi a copertura dei costi operativi per il servizio di distribuzione per l'anno 2020

21.2 I nuovi valori prospettati nel presente documento per la consultazione saranno utilizzati altresì ai fini del riconoscimento dei costi operativi nelle gestioni per ambito, secondo le logiche riportate nella RTDG (e già adottate anche ai fini della deliberazione 409/2023/R/GAS).

Spunti per la consultazione

S7.

Osservazioni in tema di rimodulazione del costo riconosciuto medio per cluster dimensionale in funzione della classe di densità.

[10] La densità è definita come rapporto tra i pdr e la lunghezza della rete, espressa in metri, per ciascuna impresa distributrice.

Parte V Ulteriori temi

22. Premessa

22.1 Come evidenziato al precedente paragrafo 2, emergono due ulteriori aspetti, oltre a quelli descritti nelle parti precedenti, che richiedono approfondimenti da parte dell'Autorità, connessi all'eventuale riconoscimento dei costi operativi incrementali legati alle peculiarità del contesto orogeografico nel quale operano le imprese e all'eventuale riconoscimento dei costi per il bilinguismo.

22.2 In merito al primo aspetto, è stato evidenziato che i costi riconosciuti sono stati definiti tenendo conto esclusivamente della dimensione delle imprese e della densità dell'utenza servita, senza effettuare i necessari approfondimenti in merito all'impatto sui costi di altre variabili di natura orogeografica. Con riferimento ai costi per il bilinguismo, è stata evidenziata la necessità da parte dell'Autorità di effettuare approfondimenti in relazione all'opportunità di riconoscere tali costi e in relazione alla loro eventuale quantificazione.

22.3 Con riferimento all'eventuale riconoscimento delle peculiarità orogeografiche e dei costi per il bilinguismo, gli approfondimenti richiesti saranno illustrati in un successivo documento per la consultazione. Nei successivi paragrafi 23 e 24 vengono comunque svolte alcune considerazioni preliminari rispetto alle analisi che verranno condotte.

23. Riconoscimento delle peculiarità orogeografiche

23.1 In relazione all'eventuale riconoscimento delle peculiarità orogeografiche, verrà verificata, tramite un'analisi econometrica, l'incidenza del contesto orogeografico sui costi operativi e l'idoneità della variabile "densità d'utenza" a intercettare gli effetti di variabili esogene (ad. es. altitudine dei territori serviti). Verrà inoltre valutata l'incidenza sui costi operativi di altre variabili geografiche, procedendo a quantificarne gli effetti incrementali sui costi riconosciuti nel caso dovessero risultare significative nello "spiegare" la varianza dei costi sostenuti dalle diverse imprese.

23.2 Laddove le analisi evidenziassero necessità di riconoscimento tariffario degli effetti delle variabili territoriali, si intende procedere con riconoscimenti "on top" rispetto ai valori dei corrispettivi unitari, differenziati per dimensione d'impresa e classe di densità, riportati al punto 20.6, mediante i meccanismi di perequazione.

24. Riconoscimento costi per bilinguismo

24.1 In relazione all'eventuale riconoscimento dei costi per il bilinguismo, da valutazioni preliminari, stante il numero ridotto di imprese coinvolte, potrebbe risultare non agevole individuarne la significatività dal punto di vista statistico e verrà quindi valutato il ricorso ad altri criteri, conducendo, ad esempio, analisi di dettaglio dei dati di costi riportati nei CAS delle imprese interessate.

24.2 Come per il caso precedente, qualora le analisi portassero a riconoscimenti tariffari, essi saranno attuati tramite riconoscimenti "on top" effettuati in perequazione. Si ritiene che l'impatto dell'intervento non possa in ogni caso essere superiore agli importi che sono stati riportati nelle sentenze aventi ad oggetto il tema del bilinguismo.

Spunti per la consultazione

S8.

Osservazioni preliminari sul riconoscimento delle peculiarità orogeografiche e dei costi per il bilinguismo.