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Autorità per l’energia elettrica e il gasAutorità per l’energia elettrica e il gas
TARIFFE PER L’ATTIVITA’ DI TARIFFE PER L’ATTIVITA’ DI DISTRIBUZIONE E MISURA DEL GAS DISTRIBUZIONE E MISURA DEL GAS NATURALE PER IL TERZO PERIODO NATURALE PER IL TERZO PERIODO
REGOLATORIOREGOLATORIO
Seminario informativo di presentazione Seminario informativo di presentazione del documento per la consultazione DCO 4/08del documento per la consultazione DCO 4/08
Milano, 20 marzo 2008Milano, 20 marzo 2008Autorità per l’energia elettrica e il gas – Direzione Tariffe
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Agenda
• Introduzione
• Quadro generale
• Considerazioni sul decreto-legge n. 159/07
• Determinazione del costo riconosciuto
• Vincoli, tariffe e perequazione
• Approfondimenti AIR
Autorità per l’energia elettrica e il gas – Direzione Tariffe
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Introduzione
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Oggetto della consultazione
• Con il 30 settembre 2008 è prevista la conclusione del secondo periodo di regolazione tariffaria per i servizi di distribuzione
• Con la deliberazione 18 settembre 2007, n. 225/07 l’Autorità ha avviato un procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe per l’attività di distribuzione di gas per il periodo di 2008-2011 (terzo periodo di regolazione terzo periodo di regolazione –– TPR GASTPR GAS)
• Con la deliberazione ARG/GAS 9/08 ha avviato un procedimento perla formazione di provvedimenti in materia di proposte per l’individuazione degli ambiti territoriali minimi per lo svolgimento delle gare per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas
• Il presente documento espone i primi orientamenti dell’Autorità in relazione alla regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas naturale e di gas diversi dal gas naturale
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Inquadramento procedurale ai fini AIR
• Il procedimento in esame è oggetto dell’analisi di impatto della regolazione
• L’applicazione del metodo AIR è limitata ad alcuni degli aspetti più rilevanti trattati, con impatto sia sugli esercenti sia sugli utenti del servizio
• Per gli interventi valutati con la metodologia AIR sono stati individuati obiettivi specifici di tipo qualitativo
• Termine per commenti al primo documento per la consultazione: 31 marzo 2008
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Esigenze generali (deliberazione n. 225/07)
• Promuovere la libertà di accesso alla rete e la concorrenza sull’intero territorio nazionale;
• Prevedere che le tariffe siano definite tenendo conto dei provvedimenti della stessa Autorità in materia di regolazione della qualità tecnica e commerciale e delle condizioni per l’erogazione dei servizi di distribuzione del gas;
• Assicurare coerenza con gli obiettivi di sviluppo del sistema gas nazionale
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Novità introdotte con il decreto-legge n. 159/07
• Individuazione di ambiti minimi per lo svolgimento delle gare, secondo l’identificazione di bacini ottimali di utenza, in base a criteri di efficienza e riduzione dei costi
• Misure per l’incentivazione delle operazioni di aggregazione connesse con la nuova disciplina degli affidamenti
• I comuni possono incrementare il canone delle concessioni di distribuzione, solo ove minore e fino al nuovo affidamento, fino al 10 per cento del vincolo sui ricavi di distribuzione
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Procedimenti paralleli
• Deliberazione n. 234/07 – avvio di procedimento per qualità dei servizi di distribuzione e misura nel terzo periodo di regolazione
• Deliberazione n. 60/07 – avvio di procedimento per provvedimenti in materia di condizioni tecnico-economiche di realizzazione degli allacciamenti alle reti di distribuzione del gas
• Deliberazione n. 169/07 – avvio di procedimento finalizzato alla definizione della regolazione funzionale-prestazionale e dell’assetto del servizio di misura nella distribuzione gas (in particolare proposte telemisura)
• Deliberazione ARG/Gas 31/08 – avvio di procedimento per la valutazione di eventuale compensazione maggiori oneri relativi all’anno 2008 in applicazione articolo 46 bis decreto-legge n. 159/07
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Principali criticità nel secondo periodo di regolazione
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• ELEVATO CONTENZIOSO
• MANCATA SEPARAZIONE DEI CORRISPETTIVI PER MISURA E COMMERCIALIZZAZIONE
• FRAMMENTAZIONE DELLE TARIFFE SUL TERRITORIO
• DIPENDENZA DEI RICAVI DA ANDAMENTO CLIMATICO
• SCARSA EFFICACIA MISURE DI FINALITA’ SOCIALE
incertezza
poca trasparenza
ostacolo a sviluppo mercato
incertezza
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Le fasi del processo di formazione del provvedimento con le regole per il TPR
• Fase ricognitiva (ultimi mesi dell’anno 2007) con incontri tematici della Direzione Tariffe con operatori e utenti dei servizi
• Pubblicazione del primo documento per la consultazione (mese di febbraio 2008)
• Eventuali incontri tematici di approfondimento (mese di aprile 2008)
• Pubblicazione della sintesi delle osservazioni ricevute (mese di aprile 2008)
• Pubblicazione di un secondo documento per la consultazione (secondo trimestre 2008)
• Provvedimento finale (mese di luglio 2008)
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Quadro generale
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Unbundling di vincoli e tariffeII periodo III periodo
DISTRIBUZIONEE
INSTALLAZIONE/MANUTENZIONE
MISURATORI
DISTRIBUZIONEINFRASTRUTTURE
Impresadistributrice DISTRIBUZIONE
COMMERCIALIZZAZIONE
MISURARACCOLTAE REGISTRAZIONE
LETTURE
Impresavenditrice
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Macro-fasi del processo di fissazione dei parametri di vincoli e tariffe
CRITERIDI FISSAZIONE
DEL COSTO RICONOSCIUTO
DETERMINAZIONE DEI VINCOLI AI
RICAVI AMMESSI
MECCANISMIDI
PEREQUAZIONE
DEFINIZIONESTRUTTURA TARIFFARIA
RIFERIMENTODETERMINAZIONECOEFFICIENTE DIMODULAZIONE
QUOTE VARIABILI (ε)
FISSAZIONETARIFFE
DETERMINAZIONEVOLUMI DI
RIFERIMENTO
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Determinazione dei vincoli ai ricavi ammessi della distribuzione (infrastrutture)
• Regime ordinario
• Regime individuale, a tutela dell’equilibrio economico finanziario delle imprese che, a causa di fattori esogeni, applicando le condizioni del regime ordinario non sono in grado di coprire i propri costi e ottenere un’adeguata remunerazione del capitale investito
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Determinazione dei vincoli ai ricavi ammessi di commercializzazione e misura
• E’ previsto un unico regime, in quanto non si ritiene che i fattori esogeni possano influenzare significativamente il livello dei costi di produzione del servizio
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Altri aspetti generali
• Nel documento sono proposti:
– Passaggio dall’anno termico all’anno solare– Durata del periodo regolatorio: 4 anni
• Sotto esame:
– Perdite di distribuzione– Rapporto distributore-venditore-cliente finale per i
conguagli
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Considerazioni suldecreto-legge n. 159/07
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Ambito di concessione e ambito tariffario
• La definizione degli ambiti di concessione verrà effettuata in relazione a bacini di utenza di circa 100.000 punti di riconsegna
– Integrità impiantistica/ambito deliberazione n. 237/00– Autonomie locali– Ambiti già costituiti
• I nuovi ambiti tariffari saranno comprensivi di più ambiti di concessione
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Incentivi alle aggregazioni
• Diverse scadenze delle concessioni esistenti
• Salvaguardia diritti acquisiti
• Nuove concessioni con “macchie di leopardo”
• Subentro a scadenza del nuovo concessionario
• Incentivi per aggregazioni prima della scadenza naturale
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Aumento canoni al 10% VRD
• Fino all’assegnazione delle nuove concessioni, per i comuni interessati alle nuove gare
• Distinzione tra enti locali proprietari di impianti e non
• Maggior onere rispetto a quello già riconosciuto con i canoni in essere
• Applicazione dell’aggravio all’ambito tariffario o alla località
• Presenza di un programma di interventi con finalità sociale a tutela dei clienti
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Determinazione costo riconosciuto
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Costi operativi
COSTI OPERATIVIRICONOSCIUTI
2008
COSTI EFFETTIVIANNO 2006
CONTRIBUTIC/ESERCIZIO EALTRI RICAVI
-
Varie ipotesi:Costi efficienti
Costi medi di settoreSegmentazione per imprese CRITERI
AMMISSIBILITA’
CORRETTIVI INFLAZIONE E
X-FACTOR 06-08
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AmmortamentiPrezziarioFabbricati
Condotte stradali Allacciamenti
MisuratoriImpianti
Ipotesi di Valutazione sulla
Base del Costo di sostituzione
Consistenza Componenti rete
DeterminazioneVita utile residua
VALORE LORDO
IMMOBILIZZAZIONI
Altri cespiti(c.d. centralizzati)
Valutazione sullaBase del
Costo storico rivalutatoo criteri
parametrici
AMMORTAMENTIVITE UTILI
STANDARD EX DEL. 170/04
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Remunerazione capitale investito
REMUNERAZIONECAPITALEINVESTITO
CAPITALE INVESTITO
RICONOSCIUTO
WACC
Immobilizzazioni materialiImmobilizzazioni immateriali
Immobilizzazioni in corsoCapitale circolante netto(1%)
-TFR
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WACC
•Ke = RFR+ERP*b è il tasso nominale di rendimento del capitale di rischio;
•E è il capitale di rischio;
•D è l’indebitamento;
•Kd è il tasso nominale di rendimento del capitale di debito;
•tc è l’aliquota fiscale per il calcolo dello scudo fiscale degli oneri finanziari;
•T è l’aliquota teorica di incidenza delle imposte (compresa l’IRAP) sul risultato d’esercizio;
•rpi è il tasso di inflazione.
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Parametri per il calcolo del WACC –Primi orientamenti• D/E: tenendo conto delle strutture finanziarie degli altri
sistemi regolati a rete: rapporto compreso tra 0,5 e 0,8
• RFR: stessa metodologia del settore elettrico (4,45%)
• ERP: valore già adottato nel secondo periodo di regolazione pari a 4,00%
• Rischio sistematico (β levered): conferma livelli del secondo periodo di regolazione per la distribuzione
• Kd: stessa metodologia del settore elettrico (4,9%)
• tc e T: tc 27,5% T 37% - 38%
• Rpi: previsioni a medio termine ex Dpef 2008-2011In sintesi: range WACC nominale pre-tax 6,9%-7,7%
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Aggiornamenti annuali dei vincoli ai ricavi ammessi (costi di capitale)
QUOTA REMUNERAZIONE
CAPITALE INVESTITO
Variazione Consistenza patrimoniali Anno n-2
Variazione deflatore investimenti fissi lordi
Modifiche quadro normativo
Variazioni per investimenti, disinvestimenti e completamento vite utili contabili
QUOTA A COPERTURA
AMMORTAMENTIVariazione deflatore investimenti fissi lordi
Modifiche quadro normativo
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Aggiornamenti annuali dei vincoli ai ricavi ammessi (costi operativi)
QUOTA COPERTURA
COSTI OPERATIVIPRICE - CAP
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X factorDistribuzione e Misura
• Ai fini degli aggiornamenti tariffari annuali all’interno del TPR l’Autorità intende fissare il livello di recupero programmato di produttività (X-factor) in due diverse regimi:
1. per i costi operativi relativi alla manutenzione ordinaria e all’esercizio specifico delle infrastrutture di rete: range 2%-3%;
2. per gli altri costi operativi dipende dal criterio di fissazione iniziale stabilito in seguito a consultazione:
– livelli tariffari iniziali uguali per tutte le imprese: X-factor= 2%-3%;
– livelli iniziali in base a frontiera efficiente: X-factor = 0;
– livelli iniziali differenziati: X factor differenziati per impresa
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Criteri per gli aggiornamenti annuali dei livelli tariffari
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Incentivi per sviluppo infrastrutture
INFRASTRUTTUREDISTRIBUZIONE
Non si individuano esigenze specifiche
Ipotesi di introduzione di maggiorazionidel tasso di remunerazione
per nuovi investimenti (+1%,+3%) per un periodo di 8-12 anni
Riconoscimento ammortamenti misuratoridismessi
INFRASTRUTTUREMISURA
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Ripartizione recuperi efficienza a fine periodo
• Ipotesi di introduzione di meccanismi di ripartizione dei recuperi di efficienza tra imprese e clienti alla fine del terzo periodo di regolazione
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Misure per promozione all’aggregazione degli operatori
• Nel settore della distribuzione risultano attive oltre 300 imprese
• Obiettivo esplicito del decreto-legge n. 159/07, definizione bacini ottimali di utenza, in base a criteri di efficienza e riduzione dei costi con misure per l’incentivazione delle operazioni di aggregazione
• Incentivi espliciti per le aggregazioni solo se ne ricorrono le condizioni (es. scadenze concessioni in essere molto in là nel tempo) e previa valutazione costi/benefici per i clienti finali
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Vincoli ai ricavi ammessi, tariffe e perequazione
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Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi del servizio di distribuzione e misura (1)
VRCVRMVRDVRI ++=
dove:VRI ricavo ammesso a copertura dei costi di distribuzione, misura
e commercializzazione dei serviziVRD ricavo ammesso per l’attività di distribuzioneVRM ricavo ammesso per l’attività di misuraVRC ricavo ammesso per l’attività di commercializzazione dei
servizi
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Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi del servizio di distribuzione e misura (2)
∑ +=i
ci VRDVRDVRD
dove:VRDi ricavo ammesso per l’attività di distribuzione di località, per
ciascuna località iVRDc ricavo ammesso per l’attività di distribuzione a livello
centralizzato, per ciascuna impresa
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Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi del servizio di distribuzione e misura (3)
RICAVO AMMESSO PER L’ATTIVITA’ DI DISTRIBUZIONE DI LOCALITA’VRDi
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iiiii COLOMEAMRRCRVRD +++=dove:RCRi ricavo a copertura dei costi di capitale investito in
infrastrutture di rete nella località iAMRi ricavo a copertura degli ammortamenti delle infrastrutture di
rete nella località iOMEi ricavo a copertura dei costi operativi relativi alle
manutenzioni ordinarie e all’esercizio specifico delle infrastrutture di rete
COLi altri costi relativi alla singola località (trattamento dei canoni di concessione)
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Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi del servizio di distribuzione e misura (4)
RICAVO AMMESSO PER L’ATTIVITA’ DI DISTRIBUZIONE D’IMPRESAVRDc
ACOAMARCAVRD c ++=
dove:RCA ricavo a copertura dei costi di capitale investito in
infrastrutture centralizzateAMA ricavo a copertura degli ammortamenti dei cespiti
centralizzatiACO ricavo a copertura dei costi operativi condivisi
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Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi del servizio di distribuzione e misura (5)
RICAVO AMMESSO PER L’ATTIVITA’ DI MISURA
∑ +=i
ci VRMVRMVRM
Ulteriore disaggregazione dei ricavi ammessi VRMi e VRMc in due sub-componenti:- misura presso i punti di consegna (ingresso nella rete di distribuzione)- misura presso i punti di riconsegna (clienti finali)
RICAVO AMMESSO PER L’ATTIVITA’ DI COMMERCIALIZZAZIONE
cot è il corrispettivo unitario a copertura dei costi commercialinpri è il numero di punti di riconsegna serviti nella località i
∑=i
inprVRC cot*
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Tariffe
• Tariffe di distribuzione
• Tariffe di misura
• Tariffe di commercializzazione dei servizi
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Determinazione volumi di riferimento per tariffe di distribuzione
• Determinazione volumi di riferimento sulla base di medie triennali e non di dati puntuali riferiti a un solo anno
• Riassorbimento “effetto volume” per CAPEX
• Riconoscimento “effetto volume” per OPEX, nella logica price-cap
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Definizione struttura di riferimento per tariffa distribuzione
• Mantenimento di una tariffa binomia, con quota fissa e quota variabile
• Ipotesi di revisione pesi (rimando a ipotesi E degli approfondimenti AIR) di quota fissa e quota variabile
• Mantenimento degli scaglioni della quota variabile già oggi previsti
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Calcolo coefficiente modulazionequote variabili (ε)
jj
jjj QF*NURRCTR
QF*NURVRR−
−=ε
•VRRj – è il valore del vincolo ai ricavi ammessi per l’ambito tariffario j •QF – è la quota fissa tariffaria•NURj è il numero di punti di riconsegna forniti nella j-esima regione •RCTRj è il valore dei ricavi convenzionali della j-esima regione ottenuti applicandola struttura tariffaria unica nazionale
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Altri interventi sulle tariffe di distribuzione
• Definizione delle tariffe in Euro/Smc
• Definitiva soppressione dell’istituto “QFNC”
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Tariffa per l’attività di misura
• Individuazione di un corrispettivo separato per l’attività di misura del gas intesa nella sua integrità come metering e meter reading
• Il corrispettivo è stabilito in quota fissa ed eventualmente
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Tariffa per servizi di commercializzazione
differenziato per scaglioni di consumo
• Adozione di un corrispettivo separato per il servizio di commercializzazione, stabilito in quota fissa ed eventualmente differenziato per scaglioni di consumo
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Perequazione generale
• L’applicazione di tariffe unificate a livello di aggregazione di ambiti di concessione in cui possono operare diversi soggetti comporta la necessità di introdurre meccanismi di perequazione.
• Al fine della definizione di tali meccanismi di perequazione si possono adottare due distinti approcci:
– Automatico equilibrio dei meccanismi di perequazione senza garanzia del riconoscimento per le imprese del ricavo ammesso dai vincoli tariffari
– Garanzia per le imprese del riconoscimento del ricavo ammesso dai vincoli tariffari ma non viene garantito l’automatico equilibrio dei meccanismi di perequazione
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Regolazione delle attività di distribuzione e misura di gas diversi dal naturale
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Regolazione delle attività di distribuzione e misura di gas diversi dal naturale (1)Distribuzione e Misura
• Per la regolazione economica si utilizzano i medesimi criteri adottati per il gas naturale
• Calcolo del vincolo sui ricavi di distribuzione per impresa ovvero per aggregati territoriali della medesima impresa
• Per l’aggiornamento annuale si utilizzano i medesimi criteri adottati per il gas naturale
• Superamento dell’articolazione della tariffa in scaglioni con l’introduzione di un unico valore di quota fissa e di quota variabile che diano rispettivamente ricavi convenzionali pari alla metà del vincolo sui ricavi
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Regolazione delle attività di distribuzione e misura di gas diversi dal naturale (2)Fornitura
• Distinzione tra GPL e gas manifatturati
• In riferimento alla quote a copertura dei costi di approvvigionamento e altri costi: mantenimento delle formulazioni già utilizzate per il secondo periodo di regolazione
• Verifica puntuale degli effettivi costi sostenuti dalle imprese per confrontarli con quelli attualmente riconosciuti dalla deliberazione n. 173/04
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Approfondimenti AIR
• Determinazione del capitale investito lordo
• Definizione del ricavo ammesso unitario a copertura dei costi operativi
• Trattamento dei casi di cambiamento di gestione
• Individuazione degli ambiti tariffari
• Revisione struttura tariffaria
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Capitale investito lordoipotesi per la determinazioneIpotesi A.1 Mantenimento dell’attuale regime di
determinazione del capitale investito
Ipotesi A.2 Determinazione dello stock esistente utilizzando il criterio del costo storico rivalutato per le imprese che dispongono di dati completi e impiego del costo di sostituzione per le altre imprese. La valutazione dei nuovi investimenti avviene con l’applicazione del costo di sostituzione.
Ipotesi A.3 Applicazione generalizzata del costo di sostituzione sia per la valutazione dello stock esistente sia per i nuovi investimenti
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Capitale investito lordovalutazione ipotesi
Obiettivi Ipotesi A1
Ipotesi A2
Ipotesi A3
Coerenza dei ricavi ammessi con i costi sottostanti
MEDIO ALTO MEDIO/ALTO
Equilibrio economico finanziario imprese
MEDIO ALTO ALTO
Efficienza nell’erogazione del servizio
BASSO ALTO ALTO
Certezza e stabilità del quadro regolatorio
BASSO MEDIO MEDIO
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Costi operativi ipotesi per la determinazioneIpotesi B.1 Mantenimento dell’attuale regime di
determinazione dei costi operativiIpotesi B.2 Determinazione del ricavo ammesso unitario
sulla base dei costi di ciascuna impresa desunti dai conti annuali separati redatti ai sensi della deliberazione n. 311/01
Ipotesi B.3 Determinazione del ricavo ammesso unitario sulla base dei costi medi di classi omogenee di imprese
Ipotesi B.4 Determinazione del ricavo ammesso unitario sulla base di analisi della frontiera efficiente
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Costi operativi valutazione ipotesi
Obiettivi Ipotesi B1
Ipotesi B2
Ipotesi B3
Ipotesi B4
Coerenza della componente con i costi sottostanti
MEDIO ALTO MEDIO/
ALTO
BASSO
Equilibrio economico finanziario imprese
MEDIO/BASSO
ALTO MEDIO BASSO
Efficienza nell’erogazione del servizio
MEDIO/ALTO
BASSO MEDIO/ALTO
ALTO
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Cambiamento gestione in una località ipotesi per la definizione
Ipotesi C.1 Mantenimento dei criteri di regolazione dell’attuale regime
Ipotesi C.2 Quota parte del vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi di capitale invariata nell’anno n+1; modifica della parte del vincolo legata ai costi operativi
Ipotesi C.3 Mantenimento nell’anno n+1 dei vincoli dell’anno n a copertura dei costi specifici di località; ricalcolo dei vincoli dei costi comuni a più località in funzione dei costi dell’impresa entrante/cessante
Ipotesi C.4 Ripartizione parametrica del vincolo centralizzato in funzione dell’incidenza dei costi di capitale delle strutture centralizzate sul totale dei costi di capitale delle infrastrutture locali dell’impresa entrante
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Cambiamento gestione in una località valutazione ipotesi
Obiettivi Ipotesi C1
Ipotesi C2
Ipotesi C3
Ipotesi C4
Orientamento ai costi
BASSO BASSO ALTO MEDIO
Efficienza ALTO MEDIO BASSO BASSO
Semplicità amministrativa
ALTO MEDIO BASSO MEDIO
Minor rischio duplicazione costi
BASSO BASSO ALTO ALTO
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Riforma degli ambiti territoriali ipotesi di revisione
Ipotesi D.1 Mantenimento dell’attuale articolazione di determinazione
Ipotesi D.2 Definizione degli ambiti tariffari in coincidenza con gli ambiti di concessione
Ipotesi D.3 Definizione degli ambiti tariffari per unità territoriali più estese rispetto agli ambiti di concessione
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Riforma degli ambiti territoriali valutazione ipotesi
Obiettivi Ipotesi D1
Ipotesi D2
Ipotesi D3
Trasparenza e semplicità dei meccanismi tariffari
BASSO MEDIO ALTO
Omogeneità delle tariffe sul territorio
BASSO MEDIO ALTO
Limitazione di sussidi incrociati
ALTO BASSO MEDIO
Semplicità amministrativa ALTO MEDIO MEDIO
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Struttura tariffaria ipotesi di revisioneIpotesi E.1 Mantenimento dell’attuale struttura
tariffariaIpotesi E.2 Definizione di una quota fissa e una quota
variabile basata sui volumi trasportati
Ipotesi E.3 Oltre a quanto indicato nell’ipotesi E2 prevede la revisione dei pesi delle componenti fissa e variabile, con aumento del peso della componente fissa
Ipotesi E.4 Oltre a quanto indicato nell’ipotesi E3 prevede che le variabili utilizzate per la determinazione delle tariffe siano calcolate su base triennale
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Struttura tariffaria valutazione ipotesi
Obiettivi Ipotesi E1
Ipotesi E2
Ipotesi E3
Ipotesi E4
Orientamento ai costi delle tariffe
BASSO MEDIO MEDIO/ALTO
MEDIO/ALTO
Trasparenza e semplicità dei meccanismi tariffari
MEDIO BASSO BASSO BASSO
Stabilità dei ricavi BASSO MEDIO/BASSO
MEDIO ALTO
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