Con il primo articolo della nostra nuova categoria Energy, parliamo dell’obbligo delle imprese elettriche di distribuzione di installare i misuratori di energia elettrica di seconda generazione e dell’esigenza per esse di reperire finanziamenti nell’attuale contesto dei mercati finanziari.
1. Contesto regolatorio. Con la deliberazione 87/2016/R/EEL, l’Arera (l’Autorità di regolazione di settore) aveva definito i requisiti funzionali e le specifiche abilitanti dei misuratori di energia elettrica di seconda generazione, i cc.dd. misuratori 2G, nonché le performance attese e tempistiche di messa a regime dei sistemi di tali nuovi smart metering.
In particolare l’Arera, con essi, si prefiggeva l’obiettivo della eliminazione delle code di fatturazione calcolate su misure stimate, di procedure di cambio fornitura e di voltura più veloci ed efficienti, del superamento del sistema delle fasce predefinite, rendendo possibili nuove offerte con fasce orarie flessibili definite dal venditore o con soluzioni prepagate, come pure la disponibilità di dati dettagliati al quarto d’ora sul comportamento energetico individuale per il risparmio e la gestione innovativa dei consumi.
Con la successiva deliberazione 646/2016/R/EEL, l’Autorità aveva poi definito le disposizioni per la messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G e per il riconoscimento dei relativi costi di capitale per il triennio 2017-2019 (aggiornati per il triennio 2020-2022 con la deliberazione 306/2019/R/EEL, la quale introduceva inoltre tempistiche per il completamento della sostituzione dei misuratori 1G) per le imprese distributrici serventi oltre 100.000 punti di prelievo. Dopodiché, con le deliberazioni 306/2019/R/EEL e 106/2021/R/EEL, l’Autorità definiva tempistiche per accelerare l’installazione (rispetto alla sostituzione “naturale” per esaurimento della vita tecnica e metrologica) per le imprese distributrici diverse da e-distribuzione S.p.A., il cui piano di messa in servizio prevedeva il completamento della fase massiva di sostituzione misuratori entro il 2024, allo scopo di ridurre l’effetto di “paese a due velocità” con divari molto significativi tra le installazioni di smart meter delle diverse imprese che aveva caratterizzato lo smart metering 1G. Infine, con la deliberazione del 27 dicembre 2022 724/2022/r/eel – in sede di “aggiornamento, per il triennio 2023-2025, delle direttive per il riconoscimento dei costi dei sistemi di smart metering di seconda generazione (2g)” – l’Arera si è determinata ad introdurre anche misure di promozione dell’accelerazione della messa in servizio dei misuratori 2G e – stante l’esplicita disposizione della normativa primaria di promuovere la diffusione di tali contatori elettrici intelligenti – anche ad introdurre meccanismi premianti ed incentivanti e la conferma dell’orientamento di introdurre l’obbligo di sostituzione tempestiva, in funzione di determinate esigenza, rischi ed istanze.
2. IL PNRR, il d.lvo n. 210/2021 e gli effetti della Pandemia. Il Piano nazionale di ripresa e resilienza individua fra i suoi 213 traguardi anche la milestone M1C2-9, con l’obiettivo di “promuovere la diffusione di contatori elettrici intelligenti di seconda generazione”. Il decreto legislativo n. 210/2021 definisce un obiettivo minimo per la messa a disposizione di contatori intelligenti e stabilisce che Arera elabori e pubblichi un calendario degli interventi di realizzazione e di sostituzione e ammodernamento dei sistemi di misurazione intelligenti per il periodo 2021-2031. Attualmente, la regolazione prevede che, entro il 31 dicembre 2025, le imprese distributrici diverse da e-distribuzione S.p.A. debbano installare e mettere in servizio i misuratori 2G per almeno il 90% dei contatori di prima generazione (1G) attivi al 31 dicembre 2020. Tali obiettivi sono tuttavia superiori sia a quello previsto dall’articolo 9 del d.l.vo n. 210/2021 (ottanta per cento dei clienti finali al 31 dicembre 2024), sia a quello indicato dal target M1C2-14 del PNRR (installazione di almeno 33 milioni di contatori intelligenti di seconda generazione entro il 2025). Su tale contesto si sono innestati gli effetti indiretti della pandemia Covid-19, i quali hanno comportato difficoltà di approvvigionamento di componenti elettronici lungo le catene produttive globali (supply chains) e in particolare una forte carenza di semiconduttori a livello mondiale, che, a sua volta, a partire dai primi mesi del 2022, ha determinato significative limitazioni delle disponibilità di misuratori 2G. Siffatta carenza, unitamente alle politiche monetarie ristrettive adottate delle banche centrali per contrastare le attuali spinte inflattive, incide oggi sulle difficoltà delle imprese elettriche di distribuzione, destinatarie dei detti obblighi di “revamping” o meglio “rolling out”, di attuazione dei piani di sostituzione dei nuovi contatori, specialmente di quelle con limitata differenziazione degli strumenti di accesso al credito.
3. Le esigenze finanziarie delle imprese elettriche di distribuzione. A dispetto delle misure di promozione dell’accelerazione della messa in servizio dei misuratori 2G disposte da Arera, una considerevole porzione delle imprese elettriche su cui incombono gli obblighi di sostituzione dei misuratori 1G con quelli 2G non dispongono (anche per il lag temporale con cui la regolazione si adegua all’andamento dei mercati) della c.d. “equity” – con essa intendendosi i mezzi di investimento nell’impresa immessi dai suoi soci – e di una adeguata remunerazione del capitale idonee a poter dare tempestiva esecuzione ai relativi piani di rolling out, né delle disponibilità per prestare “garanzie forti”, come fideiussioni o depositi cauzionali, ai soggetti abilitati all’esercizio del credito che si apprestassero ad erogare loro finanziamenti. Di qui l’esigenza e l’opportunità, pertanto, di studiare e predisporre strumenti di “garanzia” a cui dette imprese possano ricorrere, con minori limitazioni e difficoltà, e che – riteniamo – anche il d.l.vo n. 170/2004 consenta, quali la cessione di crediti futuri e la canalizzazione degli incassi.
21.06.2023
