TAR Milano, sez. I, sentenza 2023-02-15, n. 202300407

Pubblicato il 15/02/2023

N. 00407/2023 REG.PROV.COLL.

N. 00413/2020 REG.RIC.

REPUBBLICA ITALIANA

IN NOME DEL POPOLO ITALIANO

Il Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia

(Sezione Prima)

ha pronunciato la presente

SENTENZA

sul ricorso numero di registro generale 413 del 2020, integrato da motivi aggiunti, proposto da
Italgas Reti S.p.A., in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dagli avvocati Fabio Todarello, Eugenio Bruti Liberati, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia e domicilio eletto presso lo studio Fabio Todarello in Milano, piazza Velasca, 4;

contro

Arera - Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dall'Avvocatura dello Stato, domiciliataria ex lege in Milano, via Freguglia, 1;

nei confronti

Vlad Alin Bogdan, Cecilia Moltoni, non costituiti in giudizio;

per l'annullamento

Per quanto riguarda il ricorso introduttivo:

- non in toto, bensì limitatamente ai profili evidenziati nella successiva sezione in diritto, della deliberazione 27 dicembre 2019 570/2019/R/gas adottata dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito anche solo ARERA) e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 27.12.2019, recante “regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025”;

- non in toto, bensì limitatamente ai profili evidenziati nella successiva sezione in diritto, dell'Allegato A alla predetta deliberazione 570/2019/R/gas recante “Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2020-2025 (

RTDG

2020-2025)” sia nella versione pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 27.12.2019 sia nella versione pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 30.12.2019 corretto come da “Avviso di correzione errori materiali nella deliberazione 27 dicembre 2019, 570/2019/R/gas” anch'esso pubblicato sul sito istituzionale di ARERA in pari data e qui impugnato per quanto occorrer possa;

- ove occorrer possa, quali atti presupposti, del DCO 7.5.2019 170/2019/R/gas recante “Linee di intervento per la regolazione di tariffe e qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas nel quinto periodo di regolazione”, del DCO 30.7.2019 338/2019/R/gas, recante “Orientamenti per la durata del periodo di regolazione e per la regolazione della qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas nel quinto periodo di regolazione” e del DCO 410/2019/R/gas, recante “Criteri per la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas nel quinto periodo di regolazione”;

- della deliberazione 27 dicembre 2019 571/2019/R/gas adottata da ARERA e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 27.12.2019, recante “Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2020”;

- quale atto conseguente, non in toto, bensì limitatamente alle Tabelle 3 e 4, dell'Allegato A alla delibera 2 dicembre 2015, n. 583/2015/R/com, recante “Criteri per la determinazione e l'aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas per il periodo 2016-2020 (

TIWACC

2016-2021)”, come modificato dalla delibera 570/2019/R/gas;

- ove occorrer possa, della nota ARERA del 31.1.2020 recante in oggetto “istanza di accesso agli atti ai sensi della legge 241/1990 e del Regolamento recante la disciplina delle garanzie di trasparenza dell'azione amministrativa dell'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente”;

- ove occorrer possa, della “Nota informativa sulla determinazione dei corrispettivi unitari a copertura dei costi operativi” dell'ARERA datata 14.2.2020;

- di ogni altro atto e/o provvedimento preordinato, conseguente e/o connesso, allo stato non noto alla ricorrente.

Per quanto riguarda i motivi aggiunti presentati da ITALGAS RETI S.P.A. il 10\7\2020 :

per l'annullamento

- non in toto, bensì limitatamente ai profili evidenziati nella successiva sezione in diritto, della deliberazione 1 aprile 2020 106/2020/R/gas adottata dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 02.04.2020, recante “Rideterminazione di tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, per gli anni 2009-2018”;

- non in toto, bensì limitatamente ai profili evidenziati nella successiva sezione in diritto, della Tabella 10 allegata alla predetta deliberazione 106/2020/R/gas;

- non in toto, bensì limitatamente ai profili evidenziati nella successiva sezione in diritto, della deliberazione 1 aprile 2020 107/2020/R/gas adottata dall'ARERA e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 03.04.2020, recante “Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2019. Rettifica di errore materiale nella RTDG approvata con deliberazione dell'Autorità 570/2019/R/gas”;

- non in toto, bensì limitatamente ai profili evidenziati nella successiva sezione in diritto, della Tabella 1 allegata alla predetta deliberazione 107/2020/R/gas;

- ove occorrer possa, della Relazione Tecnica circa la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025 pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 06.05.2020.

- ove occorrer possa, del comunicato pubblicato sul sito istituzionale www.arera.it in data 14 aprile 2020 recante “chiarimenti ‘motivazione delibera 570/2019/R/gas'”;

- ove occorrer possa, del comunicato pubblicato sul sito istituzionale www.arera.it in data 15 aprile 2020 recante “Addendum alla nota informativa su determinazione corrispettivi unitari a copertura dei costi operativi'”;

- di ogni altro atto e/o provvedimento preordinato, conseguente e/o connesso, allo stato non noto alla ricorrente.

Per quanto riguarda i motivi aggiunti presentati da ITALGAS RETI S.P.A. il 10\11\2020 :

- della nota di ARERA del 7 settembre 2020, avente a oggetto “ottemperanza alla sentenza del Tar Lombardia 4 agosto 2020, n. 1517”;

- della nota ARERA del 15 ottobre 2020, avente a oggetto “ottemperanza alla sentenza del Tar Lombardia 4 agosto 2020, n. 1517 e riscontro alla comunicazione in data 7 agosto 2020 – osservazioni Italgas.”.

Per quanto riguarda i motivi aggiunti presentati da Italgas Reti S.p.A. il 11/3/2021:

tramite il presente terzo atto di impugnazione per motivi aggiunti

- della deliberazione 29 dicembre 2020 596/2020/R/gas adottata da ARERA e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 29.12.2020, recante “Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2021”;

- di ogni altro atto e/o provvedimento preordinato, conseguente e/o connesso, allo stato non noto alla ricorrente

Per quanto riguarda i motivi aggiunti presentati da Italgas Reti S.p.A. il 3/6/2021:

tramite il presente quarto atto di impugnazione per motivi aggiunti

- della deliberazione 23 marzo 2021 117/2021/R/gas – e delle allegate tabelle che ne formano parte integrale – adottata da ARERA e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 26.3.2021, recante “Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2020”;

- non in toto, bensì limitatamente agli ulteriori profili, rispetto a quelli già censurati, evidenziati nella successiva sezione in diritto, della deliberazione 27 dicembre 2019 570/2019/R/gas e del relativo Allegato A, recante “Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2020-2025 (

RTDG

2020-2025)” sia nella versione pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 27.12.2019 sia nella versione pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 30.12.2019 corretto come da “Avviso di correzione errori materiali nella deliberazione 27 dicembre 2019, 570/2019/R/gas”;

di ogni altro atto e/o provvedimento preordinato, conseguente e/o connesso, allo stato non noto alla ricorrente

Per quanto riguarda i motivi aggiunti presentati da Italgas Reti S.p.A. il 8/10/2021:

tramite il presente quinto atto di impugnazione per motivi aggiunti

- della deliberazione 6 luglio 2021 287/2021/R/gas adottata da ARERA e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 8.7.2021, recante “Disposizioni in materia di dismissioni dei gruppi di misura tradizionali sostituiti in attuazione delle direttive per la messa in servizio degli smart meter gas. Modifiche alla RTDG”;

- in qualità di atto conseguente, della determinazione 16 luglio 2021 n. 3/2021 - DIEU – e dei relativi Allegati – pubblicata in pari data sul sito istituzionale www.arera.it, recante “Riconoscimento dei costi residui di misuratori tradizionali di classe inferiore o uguale a G6 sostituiti con smart meter in applicazione delle Direttive per la messa in servizio dei gruppi di misura del gas” (doc. 54);

- della deliberazione 3 agosto 2021 350/2021/R/gas – e della allegata tabella 3 che ne forma parte integrale – adottata da ARERA e pubblicata sul sito istituzionale www.arera.it in data 4.8.2021, recante “Disposizioni in materia di tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, per gli anni dal 2018 al 2021” (doc. 55)

- di ogni altro atto e/o provvedimento preordinato, conseguente e/o connesso, allo stato non noto alla ricorrente;

Visti il ricorso, i motivi aggiunti e i relativi allegati;

Visto l'atto di costituzione in giudizio di Arera - Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente;

Visti tutti gli atti della causa;

Viste le memorie difensive delle parti;

Relatore nell'udienza pubblica del giorno 21 aprile 2022 la dott.ssa Rosanna Perilli e uditi per le parti i difensori come specificato nel verbale;

Ritenuto e considerato in fatto e diritto quanto segue.

FATTO e DIRITTO

1) Italgas Reti s.p.a. opera nel mercato della distribuzione del gas naturale ed appartiene alla categoria delle imprese di grandi dimensioni (quelle che gestiscono reti con un numero di clienti finali superiore a 300.000) con densità di clientela media.

Con ricorso notificato il 24 febbraio 2020 e depositato il 26 febbraio 2020 la Società. ha domandato l’annullamento della deliberazione del 29 dicembre 2019 n. 570/2019/R/gas, con la quale l’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (d’ora in avanti solo ARERA) ha approvato la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas (RTDG) per il quinto periodo regolatorio (2020-2025), unitamente agli atti presupposti e successivi.

La ricorrente ha censurato:

a) il difetto di istruttoria e di motivazione, il travisamento dei presupposti di fatto e la contraddittorietà della scelta effettuata da ARERA in relazione al calcolo del livello iniziale dei costi operativi, che è stato riconosciuto alle imprese di grandi dimensioni in misura inferiore rispetto alle imprese di medie e piccole dimensioni, con aumento anziché riduzione del gap tra le diverse categorie di imprese (primo motivo);

b) l’omessa indicazione circa: i criteri utilizzati per elaborare i dati forniti dagli operatori, le modalità seguite per determinare il costo effettivo (COE) 2018 assunto a paramento per definire il costo riconosciuto (COR) 2020 e il valore della maggiore efficienza generata dal sistema nel corso del precedente periodo regolatorio, nonché lo sviamento di potere per aver agito sulla voce di tariffa rappresentata dai costi operativi con l’intento di compensare i maggiori riconoscimenti dovuti per la remunerazione del capitale (secondo motivo);

c) il difetto di istruttoria e di motivazione nonché la violazione del principio di ragionevolezza tecnica nella fissazione del tasso di recupero della produttività ( x factor ) in misura costante anziché decrescente nel tempo al ridursi degli spazi per ulteriori recuperi di produttività e nell’introduzione dell’ x factor anche nelle gestioni d’ambito a partire dal quarto anno, trattandosi di misura inconciliabile con la previsione di un rilevante efficientamento del settore atteso dalle gare d’ambito (terzo motivo);

d) il difetto di istruttoria, il travisamento dei fatti e l’illogicità manifesta nella determinazione del tasso di remunerazione del capitale investito e, in particolare, nella previsione volta ad allineare il c.d. coefficiente beta per il servizio di misura a quello previsto per il servizio di distribuzione, in quanto fondata sull’erroneo presupposto di ritenere ingiustificate differenziazioni nel riconoscimento del rischio sistematico, trascurando così di considerare che l’attività di misura soffre tuttora di condizioni di mercato instabili e di tecnologie in via di consolidamento e non ancora mature (quarto motivo);

e) la violazione del principio di cost reflectivity , la manifesta irragionevolezza, la violazione del principio del legittimo affidamento, la contraddittorietà, la carenza di istruttoria e il difetto di motivazione nonché l’illegittimo sconfinamento delle competenze di ARERA rispetto a quelle proprie degli organi di Governo, con riferimento al tetto applicato al trattamento tariffario degli investimenti nelle località di nuova metanizzazione (c.d. località di avviamento), e anche agli impegni assunti anteriormente alla delibera 704/2016/R/gas (di introduzione del cap ), oltre alla manifesta irragionevolezza dell’allocazione dei costi per gli investimenti del piano di metanizzazione della Sardegna posta all’interno di un nuovo e autonomo ambito tariffario in violazione del principio di non penalizzazione delle arre di nuova metanizzazione (quinto e sesto motivo);

f) la manifesta irragionevolezza del mancato riconoscimento del valore residuo di ammortamento dei gruppi di misura tradizionali dismessi, destinati ad essere obbligatoriamente sostituiti con gli smart meter e illegittimità della previsione di una remunerazione differita in cinque anni senza riconoscimento di alcun interesse (settimo motivo);

g) la manifesta irragionevolezza e l’illogicità della modifica riferita allo sharing dei costi di installazione degli smart meter , riconosciuti secondo un criterio parametrico (70% costi effettivi e 40% costi standard) che penalizza i distributori più efficienti (ottavo motivo);

h) la violazione della disciplina di settore, il travisamento dei presupposti di fatto e di diritto, l’illogicità nonché il difetto di istruttoria e di motivazione per l’introduzione, con efficacia dal secondo semiperiodo, di modifiche alla disciplina tariffaria in essere, prevedendo il dimensionamento del vincolo ai ricavi ammessi in funzione dei volumi di gas distribuiti, in violazione del principio di certezza e stabilità tariffaria, e limitando per finalità di tutela dei clienti finali la remunerazione degli investimenti nelle aree di nuova metanizzazione, rendendo indeterminata la disciplina tariffaria per il quinto periodo (nono e decimo motivo);

i) la violazione della disciplina di settore, il travisamento dei presupposti di fatto e di diritto, l’illogicità e la contraddittorietà per l’omissione dell’analisi di impatto della regolazione (undicesimo motivo).

Ha resistito al ricorso ARERA, controdeducendo con articolate memorie difensive.

1.1). Con un primo ricorso per motivi aggiunti, notificato in data 2-8 luglio 2020 e depositato in data 10 luglio 2020, la società ricorrente ha chiesto l’annullamento delle deliberazioni dell’1 aprile 2020 n. 106/2020/R/gas e n. 107/2020/R/gas, riferite ad anni tariffari precedenti al periodo regolato con la delibera 570. In particolare, con dette delibere ARERA ha rideterminato le tariffe di riferimento dei servizi di distribuzione e misura del gas per gli anni 2009/2018 (del. 106) e per il 2019 (del. 107), manifestando l’intento di dare attuazione al regime trifasico in materia di riconoscimento degli investimenti nelle c.d. località di avviamento, già delineato nel DCO 410/2019/R/gas, ma non recepito nell’art. 33 della RTDG rimasto immutato. Dette delibere sono censurate in quanto introducono profili di incertezza circa la disciplina applicabile agli avviamenti e non superano la contraddittorietà sussistente tra la delibera 570 e la RTDG, non concretando mediante un adeguamento normativo dell’art.33 l’intento di introdurre il regime trifasico di applicazione del tetto agli investimenti. Inoltre, la disciplina regolatoria, nella parte in cui estende ex post l’applicazione del cap anche agli impegni di investimento assunti anteriormente alla sua entrata in vigore, genera effetti retroattivi in violazione del principio di stabilità del quadro regolatorio e di legittimo affidamento;
al riguardo la ricorrente lamenta l’illegittima decurtazione della remunerazione attesa, in relazione agli investimenti sostenuti per la realizzazione del progetto di metanizzazione di Procida, con violazione dei principi della piena remunerazione dei costi efficienti, nonché delle competenze attribuite ad ARERA (primo motivo dei motivi aggiunti del 10 luglio 2020).

Con lo stesso atto ha domandato anche l’annullamento della Relazione Tecnica pubblicata sul sito istituzionale in data 6 maggio 2020, estendendo alla stessa i motivi specificati nel ricorso introduttivo, riproposti in via derivata.

1.2) Con un secondo ricorso per motivi aggiunti, notificato in data 4-9 novembre 2020 e depositato in data 10 novembre 2020, la società ricorrente ha domandato l’annullamento delle note del 7 settembre 2020 e del 15 ottobre 2020, con le quali ARERA ha ottemperato alla sentenza di questo Tribunale del 4 agosto 2020, n. 1517, ed ha ulteriormente censurato la scelta regolatoria adottata da ARERA di ridurre il parametro Beta per il servizio di misura del gas, allineandolo a quello previsto per il servizio di distribuzione del gas, trattandosi di scelta regolatoria smentita dagli stessi studi commissionati da ARERA che attestano invece la perdurante esistenza di un rischio maggiore per l’attività di misura, e non supportata da autonoma evidenza istruttoria, né da adeguata motivazione.

1.3) Con istanza del 13 gennaio 2021 la società ricorrente ha chiesto disporsi una verificazione su alcuni quesiti relativi:

i) al metodo di calcolo utilizzato per la fissazione del livello iniziale dei costi operativi riconosciuti per l’anno 2020 agli operatori economici della distribuzione del gas naturale di grandi dimensioni;

ii) alla determinazione del valore del coefficiente di recupero della produttività (x factor ) annualmente applicabile al servizio di distribuzione del gas naturale;

iii) alla congruenza dei profili di rischio rilevanti per il calcolo del rendimento del capitale investito per il servizio di distribuzione (coefficiente Beta) rispetto a quelli rilevanti per l’analogo calcolo nell’attività di misura del gas naturale.

Con ordinanza collegiale n. 333 del 3 febbraio 2021, la Sezione ha disposto la verificazione sui profili tecnici evidenziati nell’istanza istruttoria ed ha, all’uopo, formulato tre quesiti.

1.4) Con un terzo ricorso per motivi aggiunti, notificato il 3 marzo 2021 e depositato in data 11 marzo 2021, la società ricorrente ha impugnato la deliberazione del 29 dicembre 2020 n. 596/2020/R/gas, adottata da ARERA e pubblicata sul sito istituzionale in data 29 dicembre 2020, recante “ Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2021 ”, contestandola per i medesimi motivi specificati nel ricorso introduttivo e negli atti di motivi aggiunti proposti in data 10 luglio 2020 e 10 novembre 2020, riproposti in via derivata.

1.5) Con un quarto ricorso per motivi aggiunti, notificato in data 25-28 maggio 2021 e depositato in data 3 giugno 2021, la società ricorrente ha domandato l’annullamento della deliberazione del 23 marzo 2021 n. 117/2021/R/gas e delle allegate tabelle che ne formano parte integrale, pubblicata sul sito istituzionale in data 26 marzo 2021, recante “ Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2020 ”, per i medesimi motivi specificati nel ricorso introduttivo e riproposti in via derivata, nonché per un ulteriore profilo relativo agli articoli 14 e 22 della RTDG, laddove interpretati e applicati nel senso di introdurre ex novo e surrettiziamente lo scongelamento dell’intero stock di contributi esistenti al 31.12.2011, generando l’immediato abbattimento delle RAB, con impatto negativo sui flussi dei riconoscimenti in tariffa spettanti alla ricorrente in qualità di gestore del servizio nell’ATEM di Torino 2.

1.6) Con un quinto ricorso per motivi aggiunti, notificato in data 5 ottobre 2021 e depositato in data 8 ottobre 2021, la società ricorrente ha domandato l’annullamento della deliberazione del 6 luglio 2021 n. 287/2021/R/gas, pubblicata sul sito istituzionale in data 8 luglio 2021, recante “ Disposizioni in materia di dismissioni dei gruppi di misura tradizionali sostituiti in attuazione delle direttive per la messa in servizio degli smart meter gas. Modifiche alla RTDG ”, della determinazione ARERA del 16 luglio 2021 n. 3/2021 - DIEU e dei relativi Allegati, pubblicata in pari data sul sito istituzionale, recante “ Riconoscimento dei costi residui di misuratori tradizionali di classe inferiore o uguale a G6 sostituiti con smart meter in applicazione delle Direttive per la messa in servizio dei gruppi di misura del gas ”, nonché della deliberazione ARERA del 3 agosto 2021 n. 350/2021/R/gas e dell’allegata tabella 3, che ne forma parte integrale, pubblicata sul sito istituzionale in data 4 agosto 2021, recante “ Disposizioni in materia di tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, per gli anni dal 2018 al 2021 ”. Muovendo dal presupposto che i provvedimenti impugnati rivestano natura confermativa delle già censurate previsioni della RTDG, e tra queste dell’art. 57, terzo comma, nella parte in cui annovera il riconoscimento della componente IRMA in cinque quote annuali senza remunerazione del capitale investito, la ricorrente ripropone in via derivata i motivi di censura dedotti con il ricorso introduttivo e con i primi due ricorsi per motivi aggiunti.

1.7) In data 31 marzo 2022 i Verificatori hanno depositato l’elaborato finale.

In vista della trattazione del merito del ricorso, tutte le parti hanno depositato memorie e repliche.

Alla pubblica udienza del 21 aprile 2022 la causa è stata discussa e trattenuta in decisione.

2) Con il primo motivo del ricorso introduttivo la società Italgas Reti ha censurato il metodo adottato da ARERA per la determinazione dei valori unitari, riconosciuti a copertura dei costi operativi per il primo anno del quinto periodo regolatorio, lamentando che esso accresce, anziché ridurre, le differenze tra imprese di diverse dimensioni rispetto a quelle registrate nel 2019. Assumendo a riferimento l’ipotesi di media densità di PDR, l’esponente mette in evidenza che la differenza dei costi operativi tra grandi e medi operatori è aumentata da €/pdr 3,31 nel 2019 a €/pdr 4,28 nel 2020 e quella tra medi e piccoli operatori da €/pdr 5,8 nel 2019 a €/pdr 7,55 nel 2020.

Secondo la ricorrente, detta impostazione sarebbe affetta da illogicità e contraddittorietà rispetto agli obiettivi dichiaratamente perseguiti da ARERA, di assorbimento delle differenze nei costi riconosciuti tra le diverse categorie di imprese.

La censura è infondata.

Ai sensi dell’art. 2, comma 18, della legge 481 del 1995 il riconoscimento dei costi operativi delle imprese avviene mediante l’applicazione del metodo del price cap , il quale consiste essenzialmente nell’imposizione di un tetto ai ritorni tariffari ed è volto a stimolare le imprese a condotte gestionali efficienti improntate ad ottimizzare l’impiego dei fattori produttivi e a migliorare la performance .

Si tratta di uno strumento dalla chiara finalità incentivante della produttività delle imprese, per sua natura orientato alla riduzione tariffaria in funzione della compressione dei costi che le imprese possono conseguire.

Nel definire gli obiettivi generali da promuovere nel quinto periodo regolatorio, la delibera impugnata ha previsto, alla lettera b) del primo “considerato”, il perseguimento del “ processo di graduale assorbimento della differenziazione nei costi riconosciuti per classi di impres e”.

In coerenza con lo strumento del price cap , l’obiettivo cui tende la regolazione è diretto ad allineare il riconoscimento dei costi operativi delle diverse categorie di imprese, al fine di far confluire il livello dei costi riconosciuti alle MPI verso quello (minore) delle imprese di grandi dimensioni che godono di economie di scala e possono garantire una maggiore efficienza produttiva.

L’obiettivo consiste, quindi, nell’allineamento dei valori dei costi riconosciuti verso lo standard migliore ed è volto a stimolare le MPI a raggiungere maggiori livelli di produttività.

La censura è diretta a contestare l’impostazione seguita da ARERA, ma per questo profilo essa non può essere condivisa.

Va osservato che il processo di riequilibrio nel riconoscimento dei costi operativi sostenuti per la gestione delle infrastrutture di rete tra le imprese di diverse dimensioni è necessariamente tendenziale e costituisce un obiettivo da perseguire nel corso del quinto periodo tariffario.

Pertanto la circostanza che nel primo anno il gap sia aumentato non è di per sé indice di irragionevolezza, atteso che l’obiettivo finale dovrà essere raggiunto alla fine del quinquennio, mediante uno sforzo di efficientamento atteso dalle MPI.

In tal senso si esprime del resto la delibera, nelle premesse alla lettera b) del primo “considerato”, laddove l’obiettivo riferito all’assorbimento della differenziazione nei costi riconosciuti per classi di imprese è espressamente definito “graduale”.

Come la ricorrente non manca di riconoscere, il gap tra le imprese tende a ridursi già dal terzo anno del periodo regolatorio per raggiungere una maggiore convergenza alla fine del periodo medesimo, in piena coerenza con il target fissato alla lettera b) nelle premesse della delibera, come precisato nel DCO 170/2019 e alla pag. 6 della delibera, nel senso di prevedere non il completo allineamento, ma il dimezzamento delle differenze tra i costi operativi delle imprese grandi e quelli delle MPI.

3) Con il secondo motivo del ricorso introduttivo la ricorrente ha contestato il riconoscimento del livello iniziale 2020 dei costi operativi per le attività di distribuzione e misura, per le imprese di grandi dimensioni e con densità media di utenti, nella misura di €/pdr 38,52 con significativa riduzione rispetto al costo riconosciuto nel 2019, pari a € 44,06/pdr.

In particolare, la società ricorrente articola la censura in quattro distinti profili, lamentando:

a) la violazione del principio di certezza e trasparenza del sistema tariffario per la mancata indicazione dei criteri e delle modalità utilizzati per elaborare i dati forniti dagli operatori con i rendiconti separati e per determinare il costo effettivo 2018 assunto a parametro per definire il costo riconosciuto 2020;

b) la 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, impedendo agli operatori di scrutinare la congruità e la ragionevolezza delle determinazioni assunte da ARERA per la individuazione dei costi operativi e la fissazione del relativo tasso di riduzione annuale, c.d. x factor ;

c) l’erroneità della formula di calcolo utilizzata per l’aggiornamento all’anno 2020 del valore dei COE 2018, in quanto l’applicazione dell’ x factor anche ai costi operativi 2020 è impositiva di un surplus di efficienza, eccedente il target di recupero fissato, che altera la previsione dell’equa ripartizione delle maggiori efficienze conseguite nel precedente periodo regolatorio, tra clienti finali e imprese, nel primo anno del periodo;

d) la riduzione dei costi operativi riconosciuti in tariffa, finalizzata non tanto a ripartire equamente tra clienti finali ed imprese le maggiori efficienze raggiunte nel precedente periodo regolatorio, quanto a compensare surrettiziamente l’aumento del tasso di capitalizzazione delle imprese maggiori.

3.1) Il motivo è fondato.

In primo luogo, dalla lettura degli atti impugnati 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 regolatorio.

Nel documento di consultazione n. 410/2019/R/gas sono stati indicati esclusivamente gli obiettivi generali già individuati nella deliberazione n. 529/2018/R/gas, di avvio del procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas per il quinto periodo di regolazione, quali la promozione dell’adeguatezza, dell’efficienza e della sicurezza delle infrastrutture, dell’efficienza produttiva nella fornitura del servizio, della diffusione dei gas rinnovabili e delle nuove tecnologie, dell’efficienza e dell’efficacia del servizio di misura, della concorrenza, della semplificazione ed altri, ma non sono stati esplicitati nel dettaglio gli elementi informativi necessari a consentire una consapevole e fattiva partecipazione degli operatori alla fase di consultazione.

In particolare, il deficit informativo ha riguardato i criteri di determinazione dei COR, i valori dei 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 delibera impugnata sconta quindi un palese difetto di motivazione e di istruttoria, che la rende illegittima per i profili considerati.

La discovery dei dati informativi è avvenuta soltanto successivamente all’adozione della delibera, attraverso la Relazione tecnica pubblicata da ARERA il 6 maggio 2020 e nel corso della verificazione che il Tribunale ha disposto, stabilendo le cautele necessarie a garantire la riservatezza delle informazioni.

I dati resi disponibili hanno consentito ai Verificatori di accertare, senza ricevere contestazioni sul punto, che il valore della media ponderata dei COE del 2018 delle imprese di grandi dimensioni è viziato da un errore di calcolo che ne ha determinato uno scarto positivo: esso è stato infatti calcolato da ARERA nella misura di €/pdr 24,54, inferiore rispetto a quella reale, pari ad €/pdr 24,89. Ne è derivato 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 2020, che dovrà essere ricalcolato in misura maggiore.

3.2) L’errore spiega 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.

A tale riguardo la misura del 3,53% assunta dai Verificatori quale percentuale annua di calo dei COR risulta viziata ab origine dall’errata determinazione del valore dei COE del 2018, posto a base di partenza per il calcolo del nuovo x factor , rendendo inattendibile la misura della maggiore efficienza estratta nel periodo regolatorio antecedente e di conseguenza la quantificazione del tasso di recupero della produttività annuale applicabile ai COR del quinto periodo regolatorio.

Difatti, ammessa la correttezza della formula utilizzata da ARERA per l’adeguamento annuale delle componenti a copertura dei costi operativi, va tuttavia osservato che l’erronea determinazione del fattore dato dal valore della media ponderata dei COE del 2018 produce l’effetto di generare un tasso di recupero di efficienza maggiore di quello corretto.

Ferma, pertanto, la metodologia di calcolo, in sede conformativa, ARERA 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 di €/PDR 24,89 e sviluppando i calcoli conseguenti.

4) Con il terzo motivo del ricorso introduttivo l’esponente ha contestato la ragionevolezza tecnica del tasso di recupero della produttività ( x factor ) costante per l’intero periodo regolatorio.

Secondo la prospettazione della parte ricorrente, ARERA non avrebbe spiegato le ragioni sottese alla scelta di fissare un x factor costante e non decrescente per l’intera durata del quinto periodo regolatorio, misura in contrasto con la fisiologica contrazione, nel tempo, dei recuperi della produttività, specialmente nelle gestioni d’ambito, già destinate a scontare importanti efficientamenti nella competizione che si svilupperà nelle gare per l’affidamento delle concessioni.

A sostegno di tali censure, la società ricorrente ha evocato i precedenti giurisprudenziali di questo Tribunale e del Consiglio di Stato, i quali, con riferimento ad un precedente periodo regolatorio, hanno ritenuto che la previsione di un tasso di recupero della produttività costante debba essere sorretta da un’adeguata istruttoria e da una sufficiente motivazione, volte a dimostrare che gli obiettivi di efficientamento perseguibili con la previsione di un tasso di recupero della produttività costante, soggetto a revisione triennale, non sarebbero parimenti perseguibili con la previsione di un tasso di recupero della produttività decrescente nel corso del triennio (da ultimo, TAR Lombardia, Sezione II, 18 aprile 2019, n. 881, confermata da Cons. St., Sezione VI, 11 gennaio 2021, n. 341).

ARERA sostiene invece che tale scelta sarebbe stata determinata dall’obbligo di applicare il metodo incentivante del price cap , cui rinvia la legge 481/95 e dall’unanime letteratura economica, che annette all’invarianza nel tempo del tasso di recupero la garanzia di un sistema tariffario certo e stabile.

4.1) Le censure della società ricorrente non sono idonee a dimostrare l’irragionevolezza tecnica della scelta di fissare un tasso di recupero costante della produttività per ciascun anno del periodo regolatorio.

La scelta regolatoria è innanzitutto ammessa sul piano normativo, in quanto l’articolo 2, comma 18, lettera b), della legge 14 novembre 1995, n. 481, dispone che il tasso annuale di produttività deve essere “ prefissato per un periodo almeno triennale ”, senza ulteriori vincoli (in misura fissa o in misura variabile per il triennio) ed è, in astratto, compatibile, al pari del tasso decrescente, con il meccanismo del price cap , Il che non consente di poter considerare di per sé illegittima la definizione di un tasso di recupero di produttività costante nel tempo (cfr. Cons. St. VI, 341/2021).

Il Collegio ritiene inoltre che la scelta tecnica di fissare un tasso di produttività costante all’interno del periodo regolatorio sia stata sufficientemente ponderata e motivata nella delibera 570, con la precisazione che l’applicazione di un x factor costante è coerente con le prassi internazionali di applicazione del meccanismo del price cap e vale a dare continuità ad un’opzione già adottata nei precedenti periodi regolatori .

Quest’ultima annotazione non si sostanzia in un richiamo a prassi che si immaginano immutabili, perché la continuità metodologica dei criteri adottati nei diversi periodi regolatori riduce il c.d. rischio regolatorio per le imprese e vale ad assicurare certezza sulle modalità di riconoscimento dei costi e sulle logiche di aggiornamento dei medesimi.

La scelta è inoltre funzionale a garantire agli operatori livelli iniziali dei COR 2020 maggiori rispetto a quelli che si determinerebbero nell’ipotesi di x factor degressivo, la cui applicazione implica necessariamente il riconoscimento di minori costi nei primi anni del periodo regolato.

Le ragioni poste alla base della scelta tecnica sono coerenti con le valutazioni emergenti dal documento di consultazione 415/2021/R/gas (che non a caso richiama la delibera 570 per ribadire la continuità dell’opzione prescelta).

Con tale documento ARERA ha inteso delineare i possibili effetti, in termini di ricavi riconosciuti, derivanti dall’adozione di un tasso di recupero di produttività in misura fissa ovvero decrescente, muovendo dall’assunto dell’invarianza dei livelli iniziali e dei livelli obiettivo previsti dalla relativa regolazione tariffaria.

Sono state vagliate le due opzioni possibili, quella del tasso di recupero della produttività costante e quella del tasso di recupero della produttività decrescente ed è stato osservato che la prima opzione è quella che apporta maggiori benefici alle imprese efficienti. Queste, infatti, sono incentivate alla riduzione dei costi effettivi in misura maggiore rispetto al livello medio fissato, per maturare e trattenere più a lungo gli extra profitti derivanti dai migliori recuperi di efficienza generati all’inizio del periodo regolatorio, prima che possano trasferirsi a beneficio degli utenti.

Si tratta, quindi, di un sistema che non penalizza le imprese efficienti, stimolandole a porre in essere con immediatezza strategie di contenimento dei costi, in misura superiore al tasso fisso di riduzione annuale.

Quanto alla sostenibilità per le imprese, nell’ambito del mercato sottoposto a regolazione e in relazione al periodo regolato, di margini di recupero di produttività costanti negli anni, la delibera non offre elementi idonei a darne dimostrazione.

Tuttavia 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 da Italgas nemmeno nel corso della verificazione.

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.

4.2) Non è poi illegittima l’applicazione dell’ x factor alle gestioni d’ambito.

Come già ricordato, ai fini della determinazione della tariffa, l’art. 2, comma 18, della legge 481 del 1995 ha operato un espresso riferimento al price cap , strumento basato su un’attenta valutazione di standard tecnici e contabili al di sopra dei quali ogni onere resta a carico del gestore, il quale riceve al contrario un “premio” per l’efficienza conseguita nel caso in cui si attesti al di sotto degli standard, la cui principale finalità consiste nell’incentivare l’innovazione di processo e conseguire auspicati aumenti di produttività.

In definitiva, il sistema tende ad assicurare un recupero di produttività che si riflette sulla tariffa con beneficio dell’utenza.

Per raggiungere detta finalità, nell’esercizio del potere di regolazione tariffaria, l’Autorità è abilitata a promuovere misure dirette a incentivare recuperi di efficienza mediante la variazione del tasso annuale di produttività, “ prefissato per un periodo almeno triennale ”.

Posto detto vincolo normativo, che non consente di esentare le gestioni d’ambito dalla regolazione incentivante, con la delibera impugnata ARERA ha tenuto conto degli efficientamenti attesi dalle gare d’ambito, escludendo ulteriori recuperi di efficienza nel primo periodo successivo all’affidamento del servizio e prevedendo, nel secondo triennio di gestione, l’aggiornamento dal quarto anno dei valori unitari dei corrispettivi negli ambiti maggiori (>300.00 PDR) con applicazione dell’ x factor fissato per le imprese di grandi dimensioni.

Tanto premesso, ritiene il Collegio che non presenti i denunciati profili di irrazionalità prevedere che, superata una fase iniziale di assestamento della gestione e nella prospettiva di riduzione dei costi operativi di affidamento e di prima organizzazione del servizio, i concessionari possano essere stimolati a miglioramenti di efficienza. Questo, del resto, costituisce l’obiettivo proprio del meccanismo del price cap , che le misure approvate hanno declinato con la massima gradualità consentita (“almeno”), in termini ragionevoli e proporzionali.

5) Con il quarto motivo del ricorso introduttivo, integrato con il secondo atto di motivi aggiunti, la ricorrente ha contestato la riduzione del coefficiente Beta per il servizio di misura e l’allineamento dello stesso a quello relativo all’attività di distribuzione. Secondo l’esponente la scelta regolatoria sarebbe fondata sulla ritenuta equiparabilità del rischio sistemico nei due settori che è invece smentita dalla perdurante esistenza di un maggiore rischio per l’attività di misura, connotata da condizioni di mercato instabili e da tecnologie non ancora mature. La soluzione adottata sarebbe quindi inficiata da gravi lacune istruttorie e risulterebbe contraddetta dalle valutazioni contenute negli stessi studi commissionati da ARERA, che hanno escluso la presenza dei presupposti per l’allineamento del coefficiente Beta, senza essere supportata da alcun apprezzamento dei dati tecnici e da autonome valutazioni.

La censura è fondata.

5.1) Nel modello CAPM (Capital Asset Pricing Model ) prescelto da ARERA al fine di definire il tasso di remunerazione del capitale investito (WACC), il coefficiente Beta rappresenta un parametro oggetto di aggiornamento in occasione delle revisioni tariffarie di periodo, che esprime e remunera il rischio sistemico e non diversificabile relativo a ciascun servizio regolato.

Nei documenti di consultazione, ARERA ha dapprima enunciato e poi confermato l’intendimento di superare nel quinto periodo di regolazione lo spread del parametro Beta tra distribuzione e misura del gas, ritenendo che i meccanismi di regolazione adottati e le misure specifiche in via di adozione ( id est : il riconoscimento del valore non ammortizzato dei contatori dismessi), volte a mitigare i rischi connessi allo sviluppo di nuove tecnologie, non siano compatibili con il riconoscimento di maggiorazioni del tasso di remunerazione e che le difficoltà riscontrate nella prima fase di installazione degli smart meter possano ritenersi ormai superate.

Al fine di identificare il valore da attribuire al coefficiente Beta, ARERA ha condotto un’analisi che è risultata condizionata dall’assenza di dati relativi a imprese che svolgano il solo servizio di distribuzione del gas e dal numero limitato di osservazioni disponibili per le imprese integrate, operanti in Area Euro e in Paesi con rating elevato.

In esito a detta indagine, condotta quindi su valutazioni eminentemente qualitative, ARERA ha ritenuto “ragionevole che il coefficiente β per i servizi di distribuzione e misura nel quinto periodo di regolazione possa essere fissato in un range compreso tra 0,40 e 0,43, assorbendo la differenziazione tra distribuzione e misura”.

Quanto al disposto allineamento con unificazione del coefficiente Beta, la delibera impugnata, con espressione ripresa testualmente nella Relazione tecnica, ha motivato la scelta regolatoria, osservando che “il quadro regolatorio previsto per i due servizi (diversamente da quanto sostenuto da alcuni operatori) risulta omogeneo, con la conseguenza che differenziazioni nei riconoscimenti del rischio sistematico, tipicamente considerato nell’ambito della regolazione tariffaria, non appaiono giustificate”.

5.2) La decisione di allineamento della remunerazione del capitale investito nelle due attività è stata ritenuta “ragionevole” anche dai Verificatori, in considerazione della significativa riduzione dei malfunzionamenti dei nuovi misuratori, della migliore qualità dei prodotti elettronici, associata al maggiore apprendimento dei manutentori e della futura produzione di nuove tecnologie, benché allo stato non previste, con definitivo superamento di ogni residua difficoltà di funzionamento. Il CdV ha anche osservato che l’attività di misura sconta un minore rischio di volatilità dei ricavi rispetto alla distribuzione e che l’elevata incidenza dei costi fissi che caratterizza entrambe le attività rende “lecito ritenere che non vi siano differenze di particolare rilievo”.

A diverse conclusioni sono invece pervenuti gli studi commissionati da ARERA, che hanno escluso la presenza dei presupposti per l’allineamento del coefficiente Beta in ragione della perdurante esistenza di maggiori margini di rischio per l’attività di misura, dovuti alla presenza di tassi fisiologici di guasti dei misuratori, risultati particolarmente rilevanti, benché in via di riduzione con la progressiva maturazione delle tecnologie, che espone tuttavia gli smart meter a fortissimo rischio di obsolescenza anticipata rispetto alle attuali vite utili regolatorie. In ragione di tali osservazioni, uno degli studi commissionati ha ritenuto congruo fissare il coefficiente Beta per l’attività di misura all’interno di un intervallo compreso tra € 0,52 e € 0,61.

5.3) In tale quadro, connotato da opinioni divergenti, tutte astrattamente plausibili, il Tribunale è chiamato a sindacare l’episodio di esercizio della discrezionalità tecnica, ossia le valutazioni complesse richiedenti particolari competenze tecnico-economiche espresse da ARERA, soggetto dotato di alta qualificazione nel settore sottoposto alla sua regolazione che ha orgogliosamente rivendicato le proprie attribuzioni e la fondatezza scientifica delle conclusioni raggiunte nella definizione del coefficiente Beta (v. nota 15 ottobre 2020, diretta alla Società ricorrente).

Non è ovviamente in discussione l’elevata competenza tecnica di ARERA ed è innegabile che le scelte regolatorie, frutto di apprezzamenti complessi e connotate per loro natura da discrezionalità tecnica, non possano ritenersi erronee solo perché non condivise da opinioni di soggetti terzi per quanto qualificati.

Nondimeno ciò non toglie, come la stessa ARERA riconosce, che esse possano essere sindacate per carente istruttoria e motivazione.

Si intende quindi che, in assenza di parametri normativi che possano fungere da guida per l’interprete, questi deve limitarsi a valutare se la scelta regolatoria rientri nel novero delle opzioni tecniche plausibili e maggiormente convincenti alla stregua dei fatti rilevanti nella situazione considerata, fermo restando che l’attendibilità tecnica dell’apprezzamento complesso può essere sindacata se inficiata da errori di fatto, travisamento dei presupposti, omessa considerazione di profili rilevanti.

5.4) Tanto premesso, il Collegio osserva in primo luogo che la scelta di allineare il livello di rischio dell’attività di misura è stata giustificata con l’affermazione fondata sull’omogeneità della regolazione afferente alle attività di distribuzione e di misura, nonché sulla dichiarata convergenza dei rischi operativi nei due comparti regolati.

Si tratta di una scelta, questa volta difforme da quanto deciso nei precedenti periodi regolatori, che ha comportato la riduzione del valore del coefficiente Beta da € 0,502 a 0,439, non sorretta da alcuna motivazione circa le ragioni che hanno indotto ARERA a modificare, sul punto, il precedente regime regolatorio.

Va ricordato che nei pregressi periodi tariffari, ARERA ritenne di applicare all’attività di misura un coefficiente più elevato, in ragione del maggiore rischio sistematico derivante dalla attesa liberalizzazione dell’attività di misura e dall’impatto connesso alla massiva sostituzione dei misuratori con dispositivi elettronici.

Non vi sono argomentazioni emergenti dagli atti ARERA che consentano di ritenere superate dette condizioni e tale carenza riflette un vizio della misura adottata, tenuto conto da un lato che, secondo quanto affermato da ARERA per giustificare la conferma del valore 0,439, “ il quadro regolatorio rispetto al periodo precedente è sostanzialmente immutato ”, il che contraddice la modifica del parametro, dall’altro che la maggiore velocità evolutiva dei prodotti elettronici e la loro più rapida obsolescenza rispetto agli apparecchi di tipo meccanico portano a ritenere tuttora attuale il rischio di sostituzioni anticipate dei misuratori installati rispetto al ciclo di vita utile, tanto più nella prospettiva, per quanto non imminente comunque prossima, dello spegnimento della ormai risalente rete 2G.

5.5) Il Collegio osserva inoltre che, in linea di principio e in base a quanto indicato nel TIWACC, la stima del parametro Beta deve essere effettuata distintamente per singolo servizio regolato, mediante l’osservazione prioritaria dei dati di imprese che svolgano in modo esclusivo le singole attività regolate, in modo che l’opzione di allineamento costituisca l’esito di una specifica analisi fattuale e logica, che evidenzi le analogie esistenti nei rispettivi profili di rischio delle attività osservate.

Come sopra evidenziato, ARERA ha tuttavia dichiarato di non disporre di dati specifici di imprese attive nella sola attività di distribuzione e di aver potuto esaminare un campione ridotto di dati delle imprese integrate.

Il Collegio deve ritenere che l’indisponibilità di dati relativi ad imprese che svolgono solo attività di distribuzione e ad imprese che svolgono solo l’attività di misura costituisca la ragione che ha impedito ad ARERA di far discendere la decisione di allineamento da un’analisi comparativa, anche di tipo quantitativo, dell’attività di misura con l’attività di distribuzione;
analisi, condotta anche sulla variabilità relativa dei costi unitari di misura e distribuzione, che avrebbe potuto contribuire a sorreggere, o eventualmente a smentire, l’affermata equiparazione dei livelli di rischio tra i due settori, i quali presentano differenze strutturali, impiantistiche e gestionali astrattamente idonee a generare rischi operativi non equivalenti.

Anche i Verificatori hanno confermato “l’impossibilità di pervenire ad una misura deterministica del coefficiente Beta e la necessità di accompagnare con valutazioni qualitative la scelta del valore da utilizzare come coefficiente Beta di riferimento per la tariffa”.

Questo porta a ritenere che l’analisi qualitativa del profilo di rischio debba poggiare su solide basi razionali, che devono trovare adeguata evidenza nelle risultanze istruttorie e nella motivazione del provvedimento.

Il minore fattore di rischio è stato sostanzialmente ascritto al superamento delle anomalie riscontrate nella prima fase del processo di installazione degli smart meter. Si tratta certamente di un dato di attendibilità empirica, derivante dalla maggiore qualità dei prodotti e dalla maggiore capacità degli operatori nell’utilizzo dei dispositivi, che dimostra, al più, un minore fattore di rischio rispetto al passato, ma che, in sé, non offre evidenza né del concreto livello del rischio, né della sua equiparazione alla rischiosità propria di un settore maggiormente consolidato, quale la distribuzione.

Sotto altro profilo, la ricorrente evidenzia il permanere di alcune criticità di tipo tecnico, legate in particolare alle modalità e alle tempistiche di trasmissione dei dati, all’accuratezza della lettura e all’autonomia delle batterie necessarie per il funzionamento dei contatori, che sono idonee ad incidere sul tasso di successo dell’attività di misura. Sottolinea come l’errore nella rilevazione o il ritardo nella comunicazione delle misure, rispetto agli standard previsti nel TIVG, espongano gli operatori all’obbligo di pagamento degli indennizzi, con un corrispondente profilo addizionale di rischio.

Dette evenienze, segnalate dagli operatori nella fase di consultazione come astrattamente idonee ad evidenziare specifici profili di rischio operativo dell’attività di misura, non hanno formato oggetto di pertinente analisi e non hanno trovato considerazione in sede istruttoria e nella motivazione del provvedimento con cui l’Autorità ha deciso di dare seguito all’ipotesi di allineamento dei coefficienti Beta per i servizi di distribuzione e misura.

Il Collegio deve anche osservare che ARERA, con successiva deliberazione del 9 dicembre 2021 n. 559/2021/R/gas, si è fatta carico di mitigare gli effetti distorsivi dell’eventuale rischio operativo residuo nell’attività di distribuzione e di misura del gas per gli anni 2015-2020, approvando gli importi a recupero dei mancati ammortamenti dei misuratori tradizionali di calibro G4 e G6 dismessi anticipatamente rispetto al termine della vita utile regolatoria e sostituiti con gli smart meter di prima generazione che presentano un maggiore grado di maturità tecnologica.

Alla riduzione del valore del coefficiente Beta per l’attività di misura è stata associata la suindicata misura compensativa, che seppure attenua i profili di rischio addizionali legati alla copertura degli ammortamenti residui dei misuratori tradizionali, non elimina tuttavia i rischi operativi connessi agli investimenti richiesti per i nuovi misuratori, soggetti anch’essi a campagne di sostituzione anticipata a causa dalla maggiore velocità evolutiva dei prodotti elettronici.

La previsione di tale misura compensativa sembra dare evidenza di un intervento postumo, reso necessario proprio dalla scelta di riduzione del coefficiente Beta per l’attività di misura.

6) Con il quinto motivo di ricorso, ripreso nei successivi motivi aggiunti, la ricorrente censura la RTDG approvata con la delibera impugnata, nella parte in cui ha confermato, per il quinto periodo regolatorio, l’applicazione del tetto al riconoscimento tariffario degli investimenti nelle località di nuova metanizzazione (c.d. in avviamento).

6.1) La società ricorrente sostiene, in primo luogo, che la disciplina contenuta nell’articolo 33 della RTDG, allegata alla deliberazione impugnata, non sarebbe coerente con l’obiettivo ivi fissato, di procedere ad un’applicazione graduale del tetto al riconoscimento degli investimenti nelle località di avviamento, che sia parametrata alla curva degli utenti potenzialmente raggiungibili dal distributore.

La disposizione regolatoria è stata modificata dalla deliberazione del 5 aprile 2022, n. 154/2022/R/gas, con la quale ARERA ha introdotto una graduale applicazione, scandita in tre fasi temporali, dei limiti al riconoscimento dei costi di investimento nelle località di avviamento, articolata nel modo seguente:

a) per il triennio successivo all’anno di prima fornitura, è stato previsto l’integrale riconoscimento, in via provvisoria, dei costi per gli investimenti;

b) a partire dal quarto anno di gestione del servizio, è stato introdotto un tetto al riconoscimento, calcolato su una valutazione prospettica degli utenti potenzialmente raggiungibili dal distributore, secondo curve di penetrazione dell’utenza da definire successivamente;

c) a partire dal sesto anno di gestione del servizio, è stato previsto un piano di rientro con durata triennale per la decurtazione retroattiva degli investimenti che siano stati eventualmente riconosciuti nel primo triennio in misura superiore al cap .

Tale disciplina contempera le esigenze di gradualità nella limitazione al riconoscimento dei costi di investimento con le esigenze di efficientamento del sistema della distribuzione del gas.

Per effetto del nuovo regime trifasico introdotto con detto correttivo, che la ricorrente ha favorevolmente apprezzato, il quinto motivo del ricorso principale è divenuto improcedibile per sopravvenuta carenza di interesse alla sua decisione.

6.2) A tal proposito, il Collegio non ritiene apprezzabile l’interesse della società ricorrente ad ottenere una pronuncia di merito sulle modalità applicative del tetto agli investimenti nelle località di avviamento, che ARERA si è riservata di definire con futuro provvedimento.

Le concrete modalità applicative della seconda e della terza fase non interferiscono comunque, in misura determinante, sulle politiche di investimento degli operatori economici, i quali sono posti nella condizione di calcolare ex ante , in base ad autonome stime della curva degli utenti potenzialmente raggiungibili, la convenienza degli investimenti che si propongono di effettuare nelle località non raggiunte dalla rete, fermo restando che il riconoscimento in tariffa dei costi di capitale per realizzare reti di distribuzione nelle località non ancora servite (c.d. “in avviamento”) incontra il limite dell’allocazione ottimale delle risorse.

Ad ARERA è infatti demandata la finalità di promuovere l’efficienza dei servizi energetici sulla base di un sistema tariffario che armonizzi gli obiettivi economico-finanziari degli esercenti con gli scenari generali di uso efficiente delle risorse improntato a criteri di economicità e, solo a tale condizione, meritevole di riconoscimento tariffario.

Questo Tribunale (sentenza n. 1202/2018) ha già affermato, con annotazione condivisa in grado di appello (sentenza n. 780/2020), che “l’obiettivo della metanizzazione non può essere raggiunto ad ogni costo, scaricando sulla collettività spese del tutto inefficienti;
e che, quindi, è opportuno che per le zone del Paese dove le reti potrebbero essere realizzate solo a costi spropositati, si valutino soluzioni alternative ugualmente efficaci ma meno costose”.

6.3) Come la ricorrente riconosce, la scelta di introdurre un tetto all’ammontare dei costi di investimento da riversare in tariffa risale al quarto periodo regolatorio disciplinato dalla delibera 1 dicembre 2016, 704/2016/R/gas;
ma essa aveva già trovato formulazione con l’art. 18.2 della deliberazione n. 573/2013/R/gas, il quale prevedeva che “ a partire dall’anno 2017 si applica un tetto all’ammontare dei costi riconosciuti a copertura dei costi di capitale nelle località in avviamento, determinato sulla base del procedimento di cui al comma 3.2 della deliberazione 573/2013/R/gas ”.

In definitiva, quindi, la scelta regolatoria non ha carattere innovativo (se non nelle modalità applicative del cap mediante il regime trifasico), ma si inserisce in un quadro di continuità con la disciplina previgente che già subordinava i riconoscimenti tariffari ad un’analisi di congruità dei costi rispetto ai benefici per i consumatori.

Non ha quindi fondamento il profilo di doglianza inerente l’applicazione retroattiva del cap agli impegni assunti anteriormente all’entrata in vigore della delibera 704, fermo restando che le modalità operative di applicazione del tetto al riconoscimento tariffario operano per tutte le località con anno di prima fornitura successivo al 2017. In tal senso dispone espressamente l’art. 33 RTDG, il quale stabilisce che “A partire dall’anno tariffe 2018, limitatamente alle località con anno di prima fornitura successivo al 2017, si applica un tetto all’ammontare dei costi riconosciuti a copertura dei costi di capitale nelle località in avviamento.”

6.4) Con ulteriore profilo di censura, la ricorrente lamenta l’applicazione del cap anche agli investimenti riconosciuti di pubblica utilità e oggetto di contribuzione da parte dello Stato.

La censura è inammissibile per genericità.

La ricorrente ha del tutto omesso di indicare e di localizzare gli investimenti realizzati per i quali opererebbe la decurtazione lamentata, nonché di precisare quale sia la base normativa dei contributi percepiti e la loro natura.

In tale quadro difettano le condizioni minime per ricondurre, anche solo in astratto, la fattispecie ai presupposti di cui all’art. 114- ter d.l. 34 del 2020, che ha ammesso ad integrale riconoscimento gli investimenti realizzati nelle località ivi individuate (estensioni di reti in comuni già metanizzati, nuove metanizzazioni nei territori montani, estensioni di reti e nuove metanizzazioni a completamento del programma nazionale di metanizzazione del Mezzogiorno), prescindendo dall’esperimento di una preventiva analisi dei costi e dei benefici.

Va da sé che l’esenzione normativa dal tetto al riconoscimento tariffario limitata ai soli investimenti per le metanizzazioni in aree montane o ricadenti nel programma di metanizzazione del Mezzogiorno esclude che ad analogo beneficio possano partecipare anche gli investimenti approvati o finanziati in aree di avviamento diverse da quelle considerate nell’art. 114-ter.

In queste ultime località, e dunque anche in Sardegna, la realizzazione delle nuove reti deve trovare remunerazione nella tariffa del servizio di distribuzione, nei limiti previsti dall’art. 33 RTDG. Il che costituisce indiretta conferma della legittimità della specifica regolazione sul tetto tariffario, la cui finalità è volta a stimolare i gestori ad assumere valutazioni prudenti negli investimenti di rete.

7) Con il sesto motivo del ricorso introduttivo, Italgas ha contestato l’illegittima interferenza del metodo tariffario con le scelte di politica industriale operate dal Governo per la realizzazione del piano di metanizzazione della Regione Sardegna, configurata come ambito territoriale autonomo.

Secondo la società ricorrente, ARERA sarebbe tenuta ad adottare appositi strumenti perequativi per non penalizzare eccessivamente gli utenti della Regione Sardegna, sui quali si riverserebbero gli ingenti costi degli investimenti ostacolando la realizzazione del piano di metanizzazione.

La censura è infondata.

Il Tribunale osserva che, ai sensi dell’articolo 23, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, ARERA può disporre, anche in via transitoria, appositi strumenti di perequazione tariffaria, che tengano conto non solo dell’esigenza “ di non penalizzare le aree in corso di metanizzazione e quelle con elevati costi unitari”, ma anche dell’esigenza di efficientamento dell’utilizzo dell’energia e della promozione dell’utilizzo delle fonti rinnovabili.

La norma non impone pertanto l’adozione di alcuno strumento perequativo per le aree in corso di metanizzazione e non implica la necessaria estensione degli ambiti di socializzazione dei costi, ma affida all’Autorità la valutazione circa la sostenibilità degli investimenti, vincolando allo scrutinio positivo la possibilità di ammettere a recupero i relativi costi.

Difatti, lo sviluppo infrastrutturale, in particolare nelle aree di nuova metanizzazione, rimane subordinato allo svolgimento di adeguate analisi costi-benefici, con la conseguenza che il riconoscimento in tariffa compete agli investimenti effettuati in condizioni di economicità, che garantiscano un numero di utenti (mediante un livello minimo di densità PDR/km) sufficiente a giustificare e sostenere l’estensione della rete di distribuzione.

In tale quadro, il superamento del riconoscimento incondizionato dei costi di capitale “a piè di lista” risponde anche a preminenti finalità di tutela degli utenti, altrimenti esposti a sopportare spese anche per infrastrutture ridondanti o inefficienti.

7.1) In relazione alla prevista confluenza temporanea, per un triennio, della Sardegna nell’ambito territoriale meridionale, la società ricorrente lamenta che ciò produce incertezza e provvisorietà del quadro regolatorio di riferimento, con conseguente lesione dei principi di legittimo affidamento e di copertura totale dei costi operativi e di investimento.

Con la deliberazione impugnata ARERA ha previsto un sistema transitorio, di durata massima triennale, di compensazione parziale dei costi di investimento per la realizzazione del piano di metanizzazione, con il quale è stata individuata la specifica componente tariffaria CE, pari alla differenza tra il livello della tariffa obbligatoria dell’ambito della Sardegna e il livello della tariffa obbligatoria dell’ambito meridionale, in parte divergente dal sistema del riconoscimento dei costi di investimento per le località di avviamento, predisposto con la disciplina tariffaria del quinto periodo regolatorio.

L’auspicato venir meno della disciplina tariffaria transitoria speciale, con la quale è stato introdotto lo strumento tariffario perequativo, determinerebbe comunque la riespansione della disciplina generale del riconoscimento degli investimenti nelle c.d. località di avviamento, contenuta nell’articolo 33 della RTDG, come modificato dalla deliberazione ARERA del 5 aprile 2022, n. 154/2022/R/gas, la cui legittimità è stata positivamente scrutinata dal Collegio.

8) Con il settimo motivo del ricorso introduttivo la Società ha censurato la disciplina regolatoria avente ad oggetto il riconoscimento del valore residuo di ammortamento dei gruppi di misurazione tradizionali di classe minore o uguale a G6 sostituiti con misuratori elettronici ( smart meter) , per violazione dell’articolo 13 del Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio n. 715/2009 del 13 luglio 2009 e dei principi di buon andamento dell’azione amministrativa, del legittimo affidamento e di cost reflectivity.

Più in particolare, la società ricorrente ha censurato l’articolo 57.3 della RTDG allegata alla deliberazione impugnata, come corretto con la delibera 107/2020/R/gas, nella parte in cui riconosce alle imprese di distribuzione un importo pari alla differenza tra il valore residuo non ammortizzato (calcolato secondo le vite utili fissate dalla disciplina regolatoria succedutasi nel tempo) e il valore residuo calcolato secondo una vita utile di 15 anni.

La società ricorrente lamenta che l’importo a rimborso dei mancati ammortamenti (IRMA) sia erogato non in unica soluzione, ma nell’arco di cinque anni senza riconoscimento di alcun interesse, così traducendosi in un costo non remunerato con conseguente penalizzazione per gli operatori.

ARERA ha replicato che, come previsto nell’Allegato A alla determinazione