La definizione dei criteri per la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura per il quinto periodo di regolazione, su cui ARERA ha posto in consultazione le linee di intervento nel recente DCO 410/2019/R/gas, deve necessariamente trovare il suo fondamento nel supportare l’evoluzione del settore affinché possa contribuire in modo efficace e sostanziale al processo di transizione energetica nel nostro Paese.

Ad oggi il servizio di distribuzione gas in Italia, con i suoi 21,5 milioni di punti di riconsegna e l’84% dei Comuni serviti, si qualifica come uno dei sistemi più capillari e sviluppati in Europa, da valorizzare come strumento efficace per sostenere il processo di decarbonizzazione andando a sostituire, con tempistiche pressocché immediate, le fonti fossili più inquinanti (carbone, petrolio e derivati) con il gas naturale.

Gli scenari elaborati recentemente in maniera congiunta da Terna e Snam evidenziano al 2040, anche nelle migliori ipotesi di sviluppo e penetrazione del vettore elettrico nei consumi finali, un consumo di gas pari a circa 67 miliardi di mc annui, comprensivo di circa 13 miliardi di mc di gas verdi (biometano, idrogeno, metano sintetico…).

Tale prospettiva conferma, pertanto, che il ‘vettore gas’ non solo resterà centrale nel sistema energetico italiano ma dovrà, grazie alla diffusione delle nuove tecnologie, quali pompe di calore a gas, cogenerazione e micro-cogenerazione, conseguire importanti risultati in termini di riduzione delle emissioni e risparmio di energia primaria.

Per questo, anche alla luce di una sempre maggiore integrazione tra i settori elettrico e gas, è necessario che la regolazione promuova un approccio sinergico preservando in ottimo stato l’attuale infrastruttura di rete gas, garantendone un utilizzo efficiente e un buon funzionamento attraverso una manutenzione e uno sviluppo che possano essere sostenuti dai necessari investimenti e che, soprattutto, possano abilitare l’impiego diffuso dei green gas.

In quest’ottica deve essere inquadrato il prossimo periodo regolatorio tenendo presente che la regolazione tariffaria non determina solamente i livelli di remunerazione (e quindi i ricavi) degli operatori, ma costituisce anche l’elemento di riferimento per la valorizzazione regolatoria degli asset e quindi, in definitiva, per la determinazione del valore delle stesse imprese, specialmente per quelle quotate.

Alla luce di queste considerazioni, dall’analisi degli orientamenti prospettati nel DCO 410/2019/R/gas alcune misure, tra cui, soprattutto, la riduzione del parametro β asset, indice della rischiosità di settore per la distribuzione, e l’azzeramento del differenziale tra β asset della misura e della distribuzione, appaiono certamente non coerenti con la finalità, sopra richiamata, di sostenere gli investimenti necessari a preservare in ottimo stato la rete di distribuzione gas e svilupparla, sia per abilitare l’utilizzo del ‘green gas’ sia per garantire ai cittadini servizi efficienti e tecnologicamente avanzati.

In particolare, l’ipotizzata contrazione del parametro di settore, già ridotto nel corrente periodo regolatorio rispetto al precedente, si contrappone alla recente conferma di tale parametro per gli altri settori infrastrutturali della filiera senza che si possano ravvisare, per la sola distribuzione gas, elementi caratteristici che possano giustificare una diminuita rischiosità rispetto agli anni precedenti.

Allo stesso modo, l’ipotizzata equiparazione del β asset della distribuzione al β asset misura, a fronte di un piano di installazione e messa in servizio dei nuovi smart meter gas ancora in via di completamento e di una complessa gestione dei rischi connessi allo sviluppo di una nuova tecnologia (rischi che sebbene in via di risoluzione restano attualmente rilevanti), desta notevoli perplessità.

Quanto allo sviluppo della rete, è assolutamente condivisibile che il sistema energetico, gas ed elettrico, si evolva nel rispetto di una pianificazione coordinata e d’insieme che individui soluzioni equilibrate e coerenti in una logica di costi-benefici, così da perseguire quell’allineamento, condiviso ed auspicato, tra gli interessi dei soggetti regolati, del sistema e dei consumatori finali.

Tuttavia in relazione alla metodologia prospettata per l’analisi costi-benefici, funzionale a legittimare la remunerazione in tariffa degli investimenti in sviluppo offerti nel processo di gara, si rilevano significativi ed oggettivi elementi di complessità che potrebbero renderla di difficile applicazione soprattutto per le Stazioni Appaltanti.

Posto che l’obiettivo di identificare nei bandi di gara un livello di investimento compatibile con lo sviluppo economico del servizio deve contemperarsi con quello di procedere speditamente allo svolgimento delle gare d’ATEM, si ritiene indispensabile fornire alle Stazioni Appaltanti ed agli operatori strumenti semplificati per la definizione degli interventi di sviluppo.

Proprio il sostegno al processo di razionalizzazione del settore, in primis tramite le gare d’ATEM, dovrebbe essere, in un’ottica di più breve periodo, l’altro rilevante obiettivo di questo nuovo periodo regolatorio, oltre al già citato sostegno al processo di transizione energetica.

In quest’ottica, pur condividendo l’opportunità di interventi che possano supportare il processo di razionalizzazione del settore, le proposte relative alla previsione di incentivi per favorire le aggregazioni tra medi e piccoli operatori destano notevoli perplessità.

Se è vero che finora i processi di aggregazione sono stati portati avanti solo dagli operatori più grandi, probabilmente stante una maggiore disponibilità di risorse economiche nonché una migliore capacità di far fronte, dal punto di vista organizzativo e tecnico, alle complessità derivanti dalle operazioni di acquisizione di aziende, allora introdurre degli incentivi limitati ad operazioni che coinvolgono soltanto i piccoli e medi operatori rischia di bloccare questi processi, contrariamente alle finalità preposte. Gli operatori più grandi, infatti, incontrerebbero certamente meno disponibilità da parte dei medi e piccoli operatori a valutare operazioni di aggregazione non premiate dagli incentivi introdotti.

Inoltre, in questo modo, si andrebbero certamente ad alterare gli equilibri concorrenziali del settore senza peraltro determinare nessun beneficio diretto rispetto allo svolgimento delle gare: le aggregazioni incentivate non sarebbero correlate ai loro possibili impatti sui profili di concorrenzialità degli ATEM in gara (dove peraltro la regolazione vigente prevede già un trattamento economico ‘asimmetrico’ tra gestore uscente e potenziali nuovi entranti per compensare eventuali vantaggi competitivi dell’attuale gestore).

Infine, ulteriori perplessità sollevano le modalità di intervento ipotizzate, in quanto appaiono poco coerenti con la regolazione vigente, in particolare per quanto attiene agli incentivi sui costi di capitale. È infatti previsto che essi si sostanzino, dal primo anno di efficacia dell’operazione di aggregazione e indipendentemente dallo svolgimento delle gare, nella determinazione del livello di capitale investito sulla base del valore di rimborso (VIR) anziché del valore attualmente riconosciuto da ARERA (RAB), senza che preventivamente (diversamente dai VIR riconosciuti in tariffa nell’ambito della procedura di gara) sia previsto un processo di relativa verifica.

Pertanto, alla luce di quanto esposto e a valle della fase di consultazione in essere, confidiamo che il Regolatore possa svolgere alcuni ulteriori approfondimenti rispetto agli orientamenti già delineati; approfondimenti che tengano in particolare considerazione le peculiarità della complessa fase di trasformazione che sta interessando il settore e le finalità da perseguire ( in termini di razionalizzazione dello stesso e di sostegno alla transizione energetica) così da definire un quadro regolatorio tariffario coerente e ad esse pienamente funzionale.