TARIFFE PER L’ATTIVITA’ DI DISTRIBUZIONE E MISURA ...periodo di regolazione tariffaria per i servizi di distribuzione • Con la deliberazione 18 settembre 2007, n. 225/07 l’Autorità

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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


• 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


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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∑ +=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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RICAVO AMMESSO PER L’ATTIVITA’ DI DISTRIBUZIONE DI LOCALITA’VRDi


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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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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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


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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