logo di stampa italiano
 
Sei in: Tariffe » Ricavi regolamentati

Regolazione Gas, Energia Elettrica e Servizio Idrico Integrato

L’anno 2012 è stato caratterizzato da un’importante attività regolatoria da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, dovuta anche al concomitante avvio e termine dei differenti periodi di regolazione per le attività di distribuzione di energia elettrica e gas, nonché alla formulazione del nuovo sistema tariffario per il servizio idrico integrato.

Con riferimento al settore gas, il primo provvedimento rilevante dell’anno risulta la delibera 28/12/R/gas, con cui l’Autorità ha modificato e integrato la delibera ARG/gas 155/08 circa le direttive per la messa in servizio di gruppi di misura elettronici con funzioni di telelettura e telegestione (c.d. smart meter gas). La delibera 28/12, in particolare, ha rimodulato le scadenze originariamente previste, seppure mantenendo la distinzione tra categorie di gruppi di misura, e ha introdotto un sistema a costi standard per il riconoscimento degli investimenti effettuati in gruppi di misura elettronici, ancorché raccordato ai costi effettivamente sostenuti mediante un meccanismo di profit-loss sharing. Sono stati infine introdotti specifici meccanismi di riconoscimento tariffario dei costi per i sistemi di telegestione e telelettura, nonché dei costi derivanti da obblighi di verifica metrologica. La delibera 28/12/R/gas è stata oggetto di impugnazione innanzi al TAR Lombardia da parte di alcuni distributori, tra cui HERA SpA, in merito a temi di riconoscimento tariffario dei costi, con riferimento sia ai nuovi contatori sia a quelli sostituiti in virtù degli obblighi introdotti; inoltre i ricorsi si sono riferiti anche ad obblighi temporali di installazione giudicati incompatibili con la maturità tecnologica del settore. Nel corso dell’anno la delibera 28/12 è stata più volte integrata con provvedimenti successivi, ultima la delibera 575/12/R/gas. Tali integrazioni, tuttavia, non hanno modificato gli indirizzi principali dell’impianto regolatorio istituito con delibera 28/12. Al momento attuale, la regolazione prevede per i gruppi di misura (GDM) di classe maggiore di G40 la sostituzione di tutti i misuratori installati entro il 29 febbraio 2012; per i GDM di classe compresa tra G16 e G40 gli obiettivi di sostituzione sono posizionati, gradualmente e con obblighi intermedi, tra il 2013 e il 2015; infine, per i GDM dedicati al mass market (classi G4 e G6), la sostituzione del 60%del parco installato deve essere effettuata entro il 31 dicembre 2018, fatto comunque salvo l’obbligo di sostituzione a tale data di tutti i misuratori con bollo metrico scaduto.

Nel 2012 è inoltre proseguita la regolazione da parte dell’Autorità sulle tematiche inerenti la Morosità e il Servizio di Default Gas. In particolare, con la delibera 166/12/R/gas, l’Autorità ha dato avvio al periodo transitorio di prima applicazione del Testo Integrato Morosità Gas (TIMG), e ha introdotto alcuni obblighi a carico dei distributori finalizzati a contenere il fenomeno della morosità. Tra le principali novità introdotte vi è l’obbligo per il distributore di garantire un numero di interventi di sospensione della fornitura per morosità del cliente finale, calcolato per impianto di distribuzione, nonché quello di interrompere la fornitura di gas nei casi in cui non sia possibile, per inaccessibilità del contatore, sospendere la stessa. I costi relativi sia all’interruzione che al ripristino della fornitura, e sostenuti in relazione agli obblighi della delibera 166/12, sono oggetto di copertura da parte dell’Autorità. Per quanto invece attiene il Servizio di Default Gas, con delibera 352/12/R/gas, l’Autorità ha definito i criteri di copertura dei costi del servizio per i distributori, in relazione ai costi di approvvigionamento del gas, ai costi operativi, nonché agli oneri legati alla morosità dei clienti. Con successiva delibera 540/12/R/gas, inoltre, l’Autorità ha introdotto ulteriori integrazioni alla disciplina del Servizio di Default finalizzate a un primo e provvisorio avvio dello stesso. Le integrazioni hanno riguardato in particolare la posticipazione della data di avvio del servizio al 1° febbraio 2013 (rispetto al 1° gennaio 2013 previsto inizialmente), delineando al contempo la possibilità per il distributore di avvalersi alternativamente o del Fornitore di Ultima Istanza (FUI) territorialmente competente o di un Fornitore Transitorio selezionato tramite gara. Successivamente a tale delibera, tuttavia, il TAR Lombardia si è espresso, accogliendo il ricorso presentato da alcuni distributori avverso la delibera 99/11, annullando di fatto l’impianto regolatorio fino ad allora emanato relativamente al Servizio di Default e al TIMG.

Avverso detta sentenza l’Autorità si è appellata al Consiglio di Stato richiedendone la sospensione per danno grave e irreparabile, sospensione concessa, a fine gennaio 2013, con decreto monocratico e valevole perlomeno fino al pronunciamento sulla sospensiva vera e propria, prevista per aprile 2013. Successivamente l’Autorità ha emanato un’ulteriore delibera, la 25/13/R/gas, con cui ha previsto da un lato la possibilità per il FUI di scegliere di non esercire neppure transitoriamente il servizio di default, dall’altro, in ragione della ristrettezza dei termini, la possibilità per il distributore di avvalersi di un Fornitore Transitorio selezionato direttamente e dunque senza procedure a evidenza pubblica.

Sempre con riferimento al settore gas, con delibera 436/12/R/gas, l’Autorità ha disposto la proroga al 31 dicembre 2013 del periodo di applicazione delle disposizioni contenute nel Testo Unico della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas valevoli per il periodo di regolazione 2009 – 2012 (TUDG), facendo nel contempo slittare l’avvio del Quarto Periodo di Regolazione al 2014. Dal punto di vista tariffario, l’effetto principale della proroga, per come delineata dall’Autorità, è stata la determinazione di un tasso di remunerazione del capitale per il 2013 ancorato, in analogia al settore elettrico, al rendimento free risk del 2011, contrariamente alle attese che prevedevano la determinazione del tasso free risk su base 2012 e il suo mantenimento a base delle tariffe per il quadriennio 2013-16, o perlomeno per il biennio 2013-14. Contemporaneamente, sempre in ottica di allineamento con il settore elettrico, l’Autorità ha innalzato il rapporto Debit/Equity da 0,5 a 0,8 e rivisto l’aliquota media relativa alla tassazione. Infine, per quanto attiene i costi operativi riconosciuti, viene confermato il tasso di recupero di produttività a partire dai costi determinati per il 2012, con applicazione del décalage già precedentemente introdotto.

Per quanto riguarda invece la regolazione della qualità gas, la proroga al 2013 ha previsto il mantenimento del medesimo tasso di miglioramento annuale sulle dispersioni segnalate da terzi fissato nel terzo periodo regolatorio, con la conseguenza che i livelli-obiettivo 2013 risulteranno più sfidanti. Nel provvedimento sono inoltre state individuate misure volte a mitigare l’impatto economico dei meccanismi incentivanti in caso di incidente gas di responsabilità dell’esercente. Sempre con riferimento alla qualità gas, si segnala che, con delibera 368/12/R/gas, l’Autorità ha provveduto a determinare gli incentivi e penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale per l’anno 2010, per gli esercenti aderenti al sistema di incentivi e penalità, ivi inclusa HERA SpA.

Ulteriore novità del 2012 è rappresentata dalla delibera 229/12/R/gas con cui l’Autorità ha approvato il Testo Integrato Settlement Gas (TISG). Con questo provvedimento l’Autorità ha completato la riforma del sistema del bilanciamento gas introducendo un nuovo set di regole finalizzato ad aumentare certezza e trasparenza nella determinazione delle partite fisiche a cui dovranno applicarsi le condizioni economiche determinate nel medesimo mercato (prezzo di bilanciamento). Nel TISG, che entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2013, la più rilevante novità è rappresentata dal trasferimento dai distributori a SNAM Rete Gas della responsabilità del processo di Allocazione.

Significativa rilevanza ha assunto infine nel 2012 il processo di consultazione relativo alla riforma della definizione della componente relativa alla materia prima del gas naturale ai fini della determinazione delle condizioni economiche di fornitura del servizio di tutela. Con la delibera 263/12/R/gas l’Autorità, recependo quando previsto dall’articolo 13 del DL 1/2012, ha proseguito il percorso, già intrapreso con la delibera 116/12/R/gas, volto al progressivo inserimento nella formula di calcolo della Componente di Commercializzazione all’Ingrosso (CCI) di nuovi riferimenti ai prezzi di mercato per l’approvvigionamento del gas al fianco dei consueti parametri derivanti dai contratti di importazione. È utile ricordare che l’Autorità con la delibera 116/12/R/gas aveva già modificato la formula di calcolo della CCI, a decorrere da aprile 2012, affinché in essa fosse progressivamente contemplato anche un “indice di mercato”. Con delibera 263/12 l’Autorità ha aumentato il peso dell’Indice di mercato, fissandolo per l’anno termico 2012-2013 pari al 5%. Infine, con il recente Documento di Consultazione 58/13/R/gas l’Autorità ha formulato ulteriori proposte volte a completare la riforma delle modalità di calcolo della CCI.

Nel documento l’Autorità propone di aumentare al 20% il peso dell’indice di mercato per il periodo aprile 2013-settembre 2013 e di portarlo per gli anni termici seguenti al 100%, prevedendo al contempo un meccanismo di gradualità volto a contenere gli impatti sui ricavi e sui margini degli operatori di vendita.

Per quanto attiene il settore elettrico, il 2012 è risultato il primo anno del Quarto Periodo Regolatorio in materia di tariffe e qualità per le attività di distribuzione e misura di energia elettrica. La regolazione tariffaria è basata sulla delibera ARG/elt 199/11, di approvazione dei testi integrati TIT, TIME e TIC, mentre la regolazione della qualità è affidata alla delibera ARG/elt 198/11, che ha approvato il Testo Integrato della Qualità Elettrica (TIQE). Per quanto attiene il nuovo quadro tariffario, si rimanda alla successiva specifica sezione. In merito alla qualità del servizio, le principali novità riguardano certamente il sistema di incentivi e penalità per i recuperi di continuità, ove per gli ambiti meglio serviti vengono ridotti gli incentivi, che sono invece aumentati per gli ambiti peggio serviti. In secondo luogo viene innovata la regolazione individuale della continuità, ad appannaggio dei clienti finali in media tensione, estendendo la stessa anche alle interruzioni brevi, mentre in passato annoverava solo le interruzioni lunghe. Da ultimo si segnala l’attivazione del monitoraggio della tensione di fornitura.

Sempre con riferimento alla distribuzione elettrica, con delibera 559/12/R/eel, l’Autorità ha introdotto una modifica dei coefficienti di perdita convenzionale delle reti di distribuzione, in particolare riducendo i coefficienti per i prelievi da reti in media tensione. L'Autorità si riserva di intervenire successivamente per modificare i coefficienti di perdita in ragione di ulteriori approfondimenti anche per le reti in bassa tensione , a valle dei quali sarà modificato anche l'attuale meccanismo di perequazione. Con la delibera 559/12 infine l’Autorità ha rivisto, anche per il 2012, la formula del meccanismo perequativo vigente e previsto dal Testo Integrato Vendita (TIV), dimezzando, di fatto, le partite a debito degli esercenti con perdite effettive superiori alle standard e riducendo conseguentemente le partite a credito verso gli esercenti con perdite effettive inferiori.

Con riferimento all’attività di vendita di energia elettrica è sicuramente significativa la delibera 538/12/R/eel, che prende le mosse dal processo consultativo svoltosi nel 2012 sulla riforma delle modalità di riconoscimento degli oneri per la morosità agli esercenti il servizio di maggior tutela. Le proposte iniziali dell’Autorità riguardavano l'aumento del deposito cauzionale, l'utilizzo dell'unpaid ratio (tasso di mancato pagamento delle fatture) come parametro per il riconoscimento degli oneri e una differenziazione della componente RCV per livello territoriale (oltre che per tipologia di clienti domestici e non, peraltro già prevista). La delibera 538/12 approva, con vigenza 1° gennaio 2013, i nuovi valori della componente RCV (Remunerazione Commercializzazione Vendita), differenziando la stessa per due macro-zone territoriali (centro-nord e centro-sud). Rispetto ai valori precedenti, in generale, la componente per i clienti domestici si riduce per il centro-nord e aumenta per il centro-sud, mentre per i non domestici aumenta per entrambe le macro-zone, ma in modo maggiore (quasi doppio) per il centro-sud. Sono stati anche aggiornati i valori del corrispettivo PCV (Prezzo Commercializzazione e Vendita) applicato ai clienti finali, che rimane invariato per i clienti domestici ma aumenta per i clienti non domestici, restando tuttavia unico a livello nazionale. Infine, il valore del deposito cauzionale previsto dalla regolazione è rimasto invariato, e pari alla spesa di un mese di fornitura.

Il tema della morosità ha interessato la regolazione del 2012 anche per quanto attiene il servizio di salvaguardia elettrica. Il decreto ministeriale 21 ottobre 2010 aveva previsto, al fine di minimizzare il rischio creditizio assunto dagli esercenti la salvaguardia rispetto al crescente fenomeno della morosità, la definizione, da parte dell’Autorità di un meccanismo di reintegrazione degli oneri non recuperabili sostenuti dagli esercenti la salvaguardia e relativi alla morosità dei clienti finali non disalimentabili. Con delibera 370/12/R/eel l’Autorità ha definito i criteri di quantificazione degli oneri oggetto del suddetto meccanismo di reintegrazione, con riferimento ai crediti non riscossi maturati nei periodi di esercizio già svolti o in corso di svolgimento. Inoltre, con delibera 520/12/R/eel, l’Autorità ha avviato un procedimento finalizzato ad acquisire elementi conoscitivi circa le tipologie di clienti finali non disalimentabili aventi diritto alla salvaguardia e circa gli oneri della morosità attribuiti a ciascuna tipologia.

Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica, la delibera 281/12/R/efr risponde all’esigenza di responsabilizzare i produttori di fonti di energia rinnovabili (FER) non programmabili riguardo ai costi di sbilanciamento, dando avvio a un processo che intende spostare gradualmente sugli stessi produttori parte di tali costi (attualmente socializzati fra i consumatori), così da incentivare una maggiore attenzione all’attività di previsione delle immissioni. La delibera stabilisce quindi che, a regime, la regolazione delle unità produttive da FER dovrà uniformarsi a quella vigente per la generalità degli impianti, con un approccio che richiederà ai produttori di aggiornare i propri piani di immissione quasi in tempo reale per regime gli sbilanciamenti. Per contenere l’impatto sui produttori, l’Autorità ha tuttavia stabilito di introdurre un regime transitorio, valevole per tutto il 2013, per cui al di sotto di determinate franchigie (20% per i primi 6 mesi e 10% per i restanti) gli sbilanciamenti continueranno ad essere valorizzati al prezzo di mercato. Per quanto riguarda gli impianti non rilevanti (potenza installata inferiore a 10 MVA), per i quali il GSE ha la responsabilità del dispacciamento, l’onere di sbilanciamento sarà applicato solo ai produttori che si avvalgono del regime di ritiro dedicato.

Sulla produzione di energia elettrica, inoltre, il DL Sviluppo (83/2012) ha affidato all’Autorità il compito di definire un sistema atto a salvaguardare gli impianti flessibili necessari al sistema elettrico, sebbene senza oneri aggiuntivi per lo Stato. Conseguentemente l’Autorità ha pubblicato il primo dei documenti di consultazione previsti, il DCO 508/12/R/eel, incentrato sull’architettura del mercato del servizio di dispacciamento (MSD) e sulla revisione della valorizzazione degli sbilanciamenti per i servizi ancillari.

Tra gli interventi del 2012 trasversali ai due settori regolati gas ed energia elettrica si inseriscono quelli relativi alla tutela dei consumatori energy. In tale contesto è certamente significativa la delibera 153/12/R/com, con cui l’Autorità ha introdotto misure preventive (la c.d. welcome letter o la chiamata telefonica di conferma al cliente finale) per contrastare le pratiche delle indebite contrattualizzazioni di clienti finali da parte delle società di vendita retail. In particolare, qualora, a seguito della presentazione di un reclamo da parte di cliente finale per “contratto non richiesto”, sia accertata la violazione da parte della società di vendita delle misure preventive introdotte dall’Autorità, è prevista la riattribuzione del punto di fornitura, alla prima scadenza utile, nel contratto di dispacciamento/trasporto del venditore precedente. È prevista inoltre la pubblicazione periodica di una black list riportante il numero dei reclami per contratto non richiesto rivelatisi fondati, suddivisa per ciascun venditore interessato. Con delibera 548/12/E/com, vengono inoltre introdotte tempistiche più sfidanti a carico degli operatori per il riscontro delle richieste di informazioni presentate dallo Sportello per il Consumatore dell’Autorità. Si ricorda che il compito dello Sportello del Consumatore è quello di verificare criticità nelle condotte degli esercenti (distributori e venditori) nei confronti dei clienti in relazione all’effettiva implementazione delle disposizioni regolamentari. Infine, la delibera 260/12/E/com ha istituito, in forma sperimentale dal 1° aprile 2013, il Servizio conciliazione clienti energia. Si tratta di una nuova forma di conciliazione paritetica, che lascia quindi libera ogni parte – consumatore ed esercente – di pervenire o meno ad un accordo rispetto alle controversie. La novità, rispetto alle conciliazioni paritetiche ad oggi in vigore presso il Gruppo, è tuttavia rappresentata dalla significativa circostanza che, nel caso in esame, il conciliatore, che ha la funzione di favorire un accordo transattivo tra le parti, è un soggetto terzo individuato dall’Autorità.

Per quanto concerne l’attività di enforcement della regolazione per i settori energia elettrica e gas, si segnala l’adozione, tramite delibera 243/12/E/com, del nuovo regolamento per la disciplina dei procedimenti sanzionatori e delle modalità procedurali per la valutazione degli impegni che introduce una procedura semplificata per le definizione dei provvedimenti sanzionatori che l’Autorità può discrezionalmente proporre all’esercente, con l’effetto di un’applicazione della sanzione in misura ridotta (un terzo) e la conseguente estinzione del procedimento, sotto determinati impegni da parte dell’esercente di rimozione della violazione contestata.

Con riferimento al settore idrico, il 2012 ha conosciuto l’articolato processo consultativo avviato dall’Autorità sul nuovo metodo tariffario transitorio, a valle del trasferimento in capo all’Autorità stessa delle funzioni attinenti la regolazione e controllo del servizio idrico integrato. La consultazione, cui il Gruppo HERA ha attivamente partecipato, ha visto numerose occasioni di confronto pubblico e la pubblicazione di due documenti di consultazione. La consultazione è sfociata con la delibera 585/12/R/idr, di fine dicembre 2012, che ha approvato i principi del metodo tariffario transitorio (MTT) per la determinazione dei costi riconosciuti per gli anni 2012 e 2013. Tale metodo dovrà essere adottato dagli Enti d’Ambito per predisporre la tariffa 2012 e 2013 entro il 31 marzo 2013, cui seguirà l’approvazione definitiva da parte dell’Autorità entro il 30 giugno 2013. Per le competenze 2013, l’applicazione del metodo transitorio nelle fatture ai clienti avverrà (in via provvisoria già dal 1° aprile, e in via definitiva dal 1° luglio) mantenendo invariata la struttura tariffaria e applicando alle tariffe previgenti un opportuno coefficiente di modulazione che comprenda gli effetti del nuovo metodo. Le competenze del 2012, nonché il conguaglio annuale delle partite 2013, verranno ripresi in tariffa a partire dal 2014. Dal 1° gennaio 2014 entrerà in vigore il metodo a regime, per la definizione del quale il procedimento di consultazione si svolgerà nel corso del 2013. Tra gli aspetti più rilevanti del metodo transitorio è da citare, per quanto riguarda il riconoscimento dei costi di capitale, la valorizzazione degli investimenti attraverso il metodo del costo storico rivalutato, con riconoscimento degli investimenti ex post rispetto al momento di realizzazione, e al netto degli avviamenti iscritti a bilancio. Sul capitale investito netto è calcolato, attraverso riferimenti standard, il riconoscimento degli oneri finanziari e fiscali (in luogo del tasso di remunerazione previsto dai sistemi precedenti), nonché una copertura dei rischi ritenuti propri del settore. A compensazione del lag di due anni con cui gli investimenti sono riconosciuti in tariffa, è prevista una maggiorazione forfetaria degli oneri finanziari dell’ 1% a partire dagli investimenti realizzati nel 2012. È prevista inoltre la costituzione di uno specifico fondo di riserva nel quale far confluire la quota parte di ammortamento riconosciuto in tariffa coperto dai contributi a fondo perduto. Il metodo prevede infine un percorso di efficientamento e gradualità per singolo ambito territoriale in quattro quote annuali, che, per i costi di capitale converge al costo riconosciuto dal nuovo metodo previsto dall’Autorità a partire dai costi previsti nei piani d’ambito, mentre per i costi operativi c.d. “efficientabili” converge al costo previsto dagli stessi piani d’ambito a partire dal costo consuntivo 2011.

La delibera 585/12 non tratta il tema della restituzione agli utenti finali della quota di remunerazione tariffaria del capitale investito per il periodo 21 luglio 2011-31 dicembre 2011 a seguito dell’esito referendario del 20 luglio 2011. A riguardo, il Consiglio di Stato, con proprio parere del gennaio 2013, ha confermato le prerogative dell’Autorità in materia tariffaria anche con riferimento a tale partita. Di conseguenza, con delibera 38/13/R/idr l’Autorità ha avviato il procedimento per la determinazione dei criteri e delle modalità di restituzione della remunerazione del capitale 2011, con conclusione del procedimento attesa per maggio 2013.

Il 2012 è stato caratterizzato anche dall’emanazione delle misure dell’Autorità in materia di agevolazioni tariffarie e rateizzazione dei pagamenti per le popolazioni colpite dagli eventi sismici del maggio 2012. I provvedimenti conseguenti riguardano trasversalmente i tre settori di regolazione dell’Autorità (gas, energia elettrica e servizio idrico integrato), e, con riferimento ai settori energy, hanno impatti sia sui soggetti distributori che sui soggetti venditori. Tali misure hanno un impatto significativo per il Gruppo HERA, data la consistente presenza nei territori colpiti dagli eventi sismici. Nello specifico, con delibere 235/12/R/com e 314/12/R/com, l’Autorità ha previsto la sospensione, per il periodo dal 20 maggio al 20 novembre 2012, dei termini di pagamento delle fatture relative alle forniture di gas, elettricità e del servizio idrico integrato. Al fine di mitigare l’esposizione finanziaria degli operatori di vendita energy, l’Autorità ha previsto la facoltà per i venditori di richiedere un’anticipazione da parte della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE) dei crediti derivanti dalle fatture con pagamenti sospesi.

L’anticipazione, di cui ha beneficiato anche HERA COMM Srl, ha assunto sostanzialmente la forma di un finanziamento a titolo oneroso, ma a condizioni agevolate. La successiva delibera 6/13/R/com, pubblicata nel gennaio 2013, oltre a far avviare la rateizzazione, su opportuni periodi, dei crediti sospesi del 2012, introduce l’atteso sistema delle agevolazioni tariffarie, che si sostanzia in una riduzione del 50% delle tariffe di distribuzione energy e della tariffa del servizio idrico integrato, a valere, retroattivamente dal 20 maggio 2012 e per un periodo di due anni. I minori ricavi per i gestori soggetti a tale obbligo saranno ad essi reintegrati mediante opportuni meccanismi in corso di definizione da parte della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico. Il sistema di agevolazioni, che interessa anche le prestazioni onerose extra tariffarie, è esteso ai 104 comuni individuati dal Decreto del Ministero dell’Economi a e delle Finanze 1° giugno 2012, cui si sommano i comuni di Mantova e Ferrara.

Si segnala, infine, che nel corso del 2012, il Gruppo è stato oggetto di due visite ispettive disposte dall’Autorità. La prima, avviata con delibera 198/12/R/eel, ha verificato i dati relativi alla continuità del servizio di distribuzione di energia elettrica relativi al 2011, e si è conclusa con l’accertamento da parte dell’Autorità del pieno rispetto delle regole di registrazione e classificazione delle interruzioni. La seconda, inserita nell’ambito di un programma di verifiche nei confronti di tre gestori di rete elettrici avviato con delibera 104/12/E/eel, ha riguardato il controllo della corretta applicazione delle previsioni del Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA), con riferimento alle pratiche relative alle richieste di connessione pervenute nel periodo 2008-2012. Al momento attuale non è noto l’esito della visita ispettiva.