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Le simulazioni della riforma sui

gestori toscani

Il Metodo tariffario AEEG: il futuro degli investimenti nel servizio idrico

Seminario ANEA, Roma 19 dicembre 2012

Autorità Idrica Toscana

Indice

I principali aspetti del Metodo AEEG

Le ipotesi alla base delle simulazioni

I risultati

Conclusioni

2


I principali aspetti del Metodo AEEG (1) E’ previsto un metodo tariffario transitorio per gli anni 2012 e 2013 e poi un metodo definitivo dal 2014.

Nel Metodo Normalizzato i ‘’punti di riferimento’’ erano la tariffa al metro cubo (TRM) e il K (incremento

annuale alle tariffe), con il Metodo AEEG le nuove grandezze di riferimento sono il VRG (Vincolo Ricavi

Garantiti) e il (teta).

Il VRG (VRT) è l’importo complessivo riconosciuto al gestore a copertura dei costi di gestione e di

investimento (paragonabile al vecchio numeratore della TRM)

Il (teta) rappresenta l’incremento tariffario. E’ il moltiplicatore che deve essere applicato all’articolazione

tariffaria dell’anno precedente per ottenere la copertura del VRG dell’anno di riferimento. A differenza del K,

che aveva come limite massimo il 5%, + inflazione, il (teta) può essere superiore del 5% con l’applicazione di

tutele alle quote agevolate.

Il VRG è composto dalla somma delle seguenti componenti:

Costi operativi (OPEX)

I costi di capitale (CAPEX) costituiti da:

Ammortamenti;

Oneri finanziari;

Oneri fiscali;

Altri costi comprendenti canone di concessione, conguagli, penalizzazioni, rimborsi sentenza 335/2008;

NIFoP, componente tariffaria che si genera nel caso in cui la differenza fra i ricavi previsti nel Piano di

Ambito sono maggiori di quelli previsti con la nuova metodologia tariffaria.

3


I principali aspetti del Metodo AEEG (2) Il metodo transitorio prevede un meccanismo di gradualità che consente di determinare le componenti tariffarie

attraverso il confronto con quelle già presenti nello sviluppo tariffario approvato nei Piani di Ambito e definito ai sensi

del Metodo Normalizzato.

4


2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013

VRP<VRT Opex= Op +(Ott-Op)/4 Opex= Op +(Ott-

Op)/2

Opex= (3*(VRP-

Capex)+Ott)/4

Opex= ((VRP-

Capex)+Ott)/2

Opex=Ott Opex=Ott

PdAold

VRP<VRT Opex= Ott -(Ott-Op)/4 Opex= Ott -(Ott-Op)/2 Opex= ((VRP-

Capex)+3*Ott)/4

Opex= ((VRP-

Capex)+Ott)/2

Opex=Ott Opex=Ott

PdAnew

VRP>VRT Opex=Min(Ott;(V

RP-Capex))

Opex=Min(Ott;(VRP-

Capex))

Opex=

min((Ott+3*Op)/4;(

Ot

t+3*(VRP-

Opex=Min((Ott+Op)/2;

(Ott+(VRP-Capex))/2)

Opex= (3*(VRP-

Capex)+Ott)/4

Opex=((VRP-

Capex)+Ott)/2

PdAold/new Capex=Min((Cp);(

Ctt+max(0;mutui+

BTP10*

CnS-Ctt)))

Capex=Min((Cp);(Ctt+

max(0;mutui+BTP10*

CnS-Ctt)))

Capex=Min(Cp;(Ct

t+max(0;mutui+BT

P10*

CnS-Ctt)))

Capex=Min(Cp;(Ctt+m

ax(0;mutui+BTP10*

CnS-Ctt)))

Capex=Ctt Capex=Ctt

NIFoP=max(0;(VR

P-Opex-Capex))

NIFoP=max(0;(VRP20

13-Opex-Capex))

NIFoP=max(0;(VRP-

Opex-Capex))

NIFoP=max(0;(VRP201

3-Opex-Capex))

NIFoP=max(0;(VRP-

Opex-Capex))

NIFoP=max(0;(VRP2

013-Opex-Capex))

Capex=3/4*(Cp

+(Op-Ott))+1/4*Ctt

Capex=1/2*(Cp

+(Op-Ott))+1/2*Ctt

Capex=Cp+(Ctt-Cp)/4 Capex=Cp+(Ctt-Cp)/2 Capex=Min(Cp;(C

tt+max(0;mutui+B

TP10*

CnS-Ctt)))

Capex=Min(Cp;(Ctt+

max(0;mutui+BTP10*

CnS-Ctt)))

Capex=3/4*(Cp

+(Op-Ott))+1/4*Ctt

Capex=1/2*(Cp

+(Op-Ott))+1/2*Ctt

Capex=Cp+(Ctt-Cp)/4 Capex=Cp+(Ctt-Cp)/2 Capex=Min(Cp;(C

tt+max(0;mutui+B

TP10*

CnS-Ctt)))

Capex=Min(Cp;(Ctt+

max(0;mutui+BTP10*

CnS-Ctt)))

Cluster Op<Ott2012 Op<Ott2012 Op>Ott2012 Op>Ott2012

Cp<Ctt2012 Cp>Ctt2012 Cp>Ctt2012 Cp<Ctt2012

La Nuova Tariffa AEEG – Costi operativi

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Il Metodo Normalizzato prevedeva che i costi operativi fossero efficientati (ridotti) di una percentuale annua dello 0,5%, 1% o 2% a seconda della distanza dei costi operativi da quelli di riferimento.

Il Metodo AEEG definisce i costi operativi distinguendo, innanzitutto, tra costi efficientabili e non efficientabili (cosiddetti costi passanti):

I Costi efficientabili, sono i costi sui quali è imposta al gestore una riduzione annuale secondo alcune regole.

I Costi passanti, sono costi che non sono soggetti ad efficientamento, o perché il loro ammontare è indipendente dalle capacità gestionali del gestore (es. canoni di derivazione, consorzi di bonifica, corrispettivi per l’uso di infrastrutture), o perché sono definiti in modo standard senza ancorarsi ai costi effettivi 2011 del gestore (es. energia elettrica, acquisto di servizi idrici all’ingrosso).

Il meccanismo di gradualità sui costi operativi prevede che nel periodo transitorio sia effettuato un confronto fra i costi efficientabili 2011 (Ott) con i costi operativi del Piano di Ambito (Op).

E’ previsto un sistema di efficientamento dei costi in 4 anni che, nel caso di Piani di Ambito aggiornati, opera nel seguente modo:

a) Se costi piano (Op) > costi efficientabili 2011(Ott), si inseriscono in tariffa i costi di piano ridotti annualmente, in modo che al 4° anno siano applicati i costi efficientabili 2011. In questo modo l’efficientamento sui costi operativi è maggiore rispetto a quello previsto nel Piano di Ambito aggiornato;

b) Se costi piano (Op) < costi efficientabili 2011 (Ott), si inseriscono in tariffa i costi efficientabili 2011 che in 4 anni devono convergere ai costi di Piano.

E’ previsto un sistema di incentivazione all’aggiornamento dei Piani di Ambito «obsoleti» antecedenti il 1/1/2008, secondo il quale, fintantoché i Piani non sono aggiornati si riconoscono costi operativi inferiori a quelli di bilancio (caso b).


La Nuova Tariffa AEEG – Costi di capitale

6

Il Metodo Normalizzato riconosceva il costo dell’investimento attraverso l’ammortamento e la remunerazione (quest’ultima destinata a coprire gli oneri finanziari del capitale proprio e di debito e gli oneri fiscali)

Il Metodo AEEG prevede l’inserimento in tariffa degli ammortamenti, degli oneri finanziari e di quelli fiscali ma con nuove regole.

Il principio seguito dall’AEEG nell’individuazione del calcolo delle componenti tariffarie è quello della ricostruzione dei cespiti: sono quindi presi a riferimento tutti gli investimenti realizzati al lordo degli eventuali contributi ottenuti a copertura del costo, compresi gli allacciamenti, rivalutati dall’anno di realizzazione a moneta corrente.

Gli oneri finanziari e fiscali sono definiti attraverso degli opportuni parametri che tengono conto del rapporto tra Debiti/Capitale proprio, del rischio di mercato, dei BTP decennali etc., nonché delle aliquote IRES e IRAP.

Le aliquote di ammortamento sono ridotte per tener conto della vita utile dei cespiti.

Anche in questo caso le nuove componenti determinate (Ctt=A+O.fin.+O.fiscali) sono messe a confronto con quelle determinate nei Piani di Ambito (Cp=A+R): meccanismo di gradualità.

E’ previsto, inoltre, un riconoscimento dei costi del servizio del debito contratto prima del 31.12.2012 e di costi per il capitale proprio, nel caso questi fossero superiori ai costi di capitale complessivi riconosciuti dal Metodo transitorio (A+O.fin.+O.fiscali), nel limite massimo di quanto riconosciuto nel Metodo Normalizzato (Min(Cp;(Ctt+max(0; mutui+BTP10*CnS-Ctt))).


La Nuova Tariffa AEEG – NIFoP

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E’ una componente tariffaria che l’AEEG ha inserito nell’ultima presentazione del 30 novembre 2012, per garantire l’equilibrio finanziario dei Piani di Ambito.

A seguito di richieste provenienti da più parti si era evidenziato il problema di come la formulazione tariffaria di settembre non consentiva di ottenere sufficienti flussi di cassa per finanziare gli attuali Piani di Ambito. Questo perché l’AEEG ha introdotto ammortamenti sui beni del servizio idrico con aliquote molto più basse rispetto a quelle previste dal Metodo Normalizzato.

Il NIFoP presenta le seguenti caratteristiche:

è calcolato come differenza fra i ricavi di Piano di Ambito e i ricavi della nuova metodologia tariffaria. In conseguenza di questo è destinato a coprire i minori ammortamenti ed anche eventuali minori costi operativi riconosciuti con il nuovo Metodo.

il relativo riconoscimento tariffario è lasciato alle decisioni delle Autorità di Ambito;

è una componente tariffaria “destinata” a coprire nuovi investimenti, equiparata secondo l’AEEG ad un finanziamento a fondo perduto, che non concorre, quindi, alla formazione di utili aziendali.

il riconoscimento in tariffa vale solo per le annualità 2012 e 2013, periodo in cui è applicata la metodologia tariffaria transitoria.


La nuova tariffa AEEG – Quadro di sintesi

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Metodo (MTN)Metodo AEGG

versione slide 18 settembre

Metodo AEGG

versione slide 30 novembre

Costi operativi Costi operativi Costi operativi

Costi operativi di progetto Costi operativi efficientabili Costi operativi efficientabili

Costi operativi di riferimento Costi operativi rettificati Costi operativi rettificati

Recupero di efficienza (0,5%,1%,2%) Costi operativi standard Costi operativi standard

X factor X factor

Costi operativi in tariffa (MTN)

Opex (da matrice di confronto)

Costi esogeni Costi esogeni

Costi di investimento Costi di investimento Costi di investimento

Ammortamenti fiscali e finanziariAmmortamento con vite utili (aliquote più

basse)Ammortamento con aliquote più basse

Remunerazione sul cap investito (7%) a

copertura del capitale di rischio, debito e

tasse

Oneri finanziari e fiscali (calcolati con

parametri di mercato) a copertura del

capitale di rischio, debito e tasse

Oneri finanziari e fiscali (calcolati con

parametri di mercato) a copertura del

capitale di rischio, debito e tasse

Costi di investimento in Tariffa (MTN)

Capex (da matrice di confronto)

Nifop (eventuale, da matrice di confronto)

Ricavi e tariffa Ricavi e tariffa Ricavi e tariffa

Ricavi Garantiti

(=cop+amm+rem+conguagli etc)

VRG (=costi operativi post x factor+

amm+of+ costi esogeni+ altri costi

(conguagli etc.))

VRG (=opex+capex+Nifop

(eventuale)+costi esogeni+ altri costi

(conguagli etc.))

Volumi molt VRG molt VRG (?)

TRM Teta Teta

K max (5%) Teta ret (per teta maggiori del 5%)


La simulazione – i soggetti

La simulazione è stata svolta dall’Autorità Idrica Toscana su 7

gestori Toscani, che hanno affidamenti in concessione e

applicano il Metodo Normalizzato

Gestore Zona Tipo Società

Acque SpA Basso Valdarno Società mista

Acquedotto del Fiora

SpA

Ombrone Società mista

Asa SpA Toscana Costa Società mista

Gaia SpA Toscana Nord In house

Geal SpA Lucca Società mista

Nuove Acque SpA Alto Valdarno Società mista

Publiacqua SpA Medio Valdarno Società mista

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La simulazione – le ipotesi (1) Per applicare la griglia finale (meccanismo di gradualità) è stato necessario definire le variabili indicate:

Op (Opex da Piano di Ambito al netto dei costi passanti), Cp (Capex da Piano di Ambito),

Ott (Opex da metodo tariffario transitorio al netto dei costi passanti) Ctt (Capex da metodo tariffario

transitorio),

Vrp (vincolo ai ricavi riconosciuto dal Piano di ambito al netto dei costi passanti),

Vrt (vincolo ai ricavi riconosciuto dal metodo transitorio al netto dei costi passanti);

Costo del servizio del debito;

Capitale proprio (CnS).

Il calcolo delle variabili è stato effettuato utilizzando le seguenti ipotesi di dettaglio:

1. Op: I costi operativi del PdA per l’anno 2011 sono stati rettificati dei costi esogeni/passanti

(energia elettrica, acquisto acqua/depurazione all’ingrosso, corrispettivi per l'uso di infrastrutture

di terzi) utilizzando i dati del bilancio 2011;

2. Cp: I costi di investimento del Piano di Ambito sono la somma degli ammortamenti e della

remunerazione;

3. Servizio del debito: sono stati chieste ai gestori le rate 2012 e 2013 dei debiti di natura finanziaria

(sia quota capitale che interesse);

4. CnS: definito pari al 50% (visto che AEEG aveva definito Cns/Cs=1) del CIN 2012 al lordo del

CCN (CIN-CCN)

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La simulazione – le ipotesi (2) 1. Gli Ott (Opex da metodo tariffario transitorio) sono stati calcolati come:

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Anno 2011 (da MODCO) a : Servizio idrico integrato b : Altre attività idriche

A) Costi della produzione

B) Poste rettificative somma delle voci sottostanti somma delle voci sottostanti

Accantonamenti e rettifiche in eccesso rispetto

all'applicazione di norme tributarie- -

Rettifiche di valori di attività finanziarie - -

Costi connessi all'erogazione di liberalità - -

Costi pubblicitari e di marketing (incluse le imposte

connesse)- -

Oneri per sanzioni, penalità, risarcimenti automatici e

simili- -

Oneri straordinari - -

Spese processuali in cui la parte è risultata soccombente - -

Perdite su crediti per la sola quota parte eccedente

l'utilizzo del fondo- -

Costi di strutturazione dei progetti di finanziamento (non

capitalizzati)- -

A2)Variazioni rimanenze di prodotti in corso di

lavorazione, semilavorati e finiti- -

A3)Variazioni dei lavori in corso su ordinazione - -

A4)Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni

(inclusi costi del personale)- -

Rimborsi e indennizzi - -

C) Costi Esogeni somma delle voci sottostanti somma delle voci sottostanti

Energia Elettrica - -

Costi servizi idrici all'ingrosso- (valore preso dal foglio

ModScambiCosti)

- (valore preso dal foglio

ModScambiCosti)

D) Altri Costi somma delle voci sottostanti somma delle voci sottostanti

Spese funzionamento enti d'ambito - -

Corrispettivi per l'uso di infrastrutture di terzi - -

Oneri locali - -

Tot) Costi operativi efficientabili (CO_eff) (A-B-C-D) (A-B-C-D)


La simulazione – le ipotesi (3)

1. Il calcolo dei Ctt (Capex da metodo tariffario transitorio) è avvenuto seguendo

le istruzioni presenti nel DCO 290/2012 per quanto riguarda gli oneri

finanziari e fiscali (parametri finanziari aliquote IRES e IRAP)

2. Il CIN = IMN+CCN+LIC-Fondi Accantonamento

3. E’ stato necessario fare delle ipotesi sui seguenti aspetti:

a. per il calcolo delle IML è stata utilizzata la somma dei Modstratificazione e del

ModLibro, escludendo la categoria 17 (Immob. Immateriali) ed il Modstratof;

b. l’ammortamento è stato calcolato verificando il valore netto contabile per

ciascuna categoria per anno (min (Amm.to; IMN))

c. il calcolo del CCN è stato fatto utilizzando gg creditori = 120 gg e gg debitori =

60gg

d. I fondi da sottrarre sono stati ipotizzati nei seguenti:

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FONDI ACCANTONAMENTO

Fondo trattamento di fine rapporto (incluso fondo trattamento fine mandato degli amministratori)

Fondi per trattamento di quiescenza

Fondo sentenza Corte Costituzionale 335/2008

Altri fondi rischi ed oneri

Fondi per imposte anche differite

Accantonamenti e rettifiche in eccesso rispetto all'applicazione di norme tributarie

La Nuova Tariffa AEEG: dove si collocano i

gestori toscani

13


Considerando il VRP = Op+Cp e il VRT = Ott+Ctt e in presenza di PdA aggiornato

dopo il 31/12/2007, i gestori toscani si sono collocati nei seguenti quadranti

2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013

Ricavi Piano di

Ambito<VRG

\

PdA vecchio

Ricavi Piano di

Ambito<VRG

PdA nuovo

Ricavi Piano di

Ambito>VRG

PdAvecchio/nu

ovo

Gaia

Publiacqua, Acquedotto del

Fiora, Acque, AsaNuove Acque, Geal

Costi op. Piano<Costi op. bilancio Costi op. Piano<Costi op. bilancio Costi op. Piano>Costi op. bilancio Costi op. Piano>Costi op. bilancio

Costi cap. Piano<costi cap. nuovi Costi cap. Piano>costi cap. nuovi Costi cap. Piano>costi cap. nuovi Costi cap. Piano<costi cap. nuovi

Nota: i costi operativi di Piano di Ambito (Op) e i costi operativi da metodo transitorio (Ott) sono al netto

dei costi esogeni/passanti

Caso 1: VRP>VRT, Op>Ott e Cp>Ctt

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Metodo AEEG Gestore 1 Gestore 7 Gestore 3 Gestore 2

2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013

Costi operativi 54.543.173 54.948.315 91.506.839 92.194.840 52.252.289 53.544.737 47.732.829 48.442.985

Costi di capitale 46.653.409 44.055.897 53.815.540 51.367.644 12.275.416 12.099.042 20.595.725 20.069.706

Canone/conguagli 15.530.360 17.574.155 40.544.196 41.346.081 12.594.286 12.133.864 7.323.257 7.818.174

NIFoP 7.431.287 15.529.511 11.411.001 25.270.846 192.689 1.834.715 4.383.764 9.241.714

Totale 124.158.229 132.107.877 197.277.576 210.179.411 77.314.680 79.612.358 80.035.574 85.572.579

Metodo

Normalizzato Gestore 1 Gestore 7 Gestore 3 Gestore 2

2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013

Costi operativi 54.642.886 55.214.822 92.256.820 93.702.751 51.777.252 52.806.740 47.730.913 49.106.734

Costi di capitale 53.276.185 58.368.296 63.669.629 73.968.197 12.340.373 13.863.979 24.216.053 27.717.858

Canone/conguagli 15.506.069 17.522.574 40.508.256 41.246.534 12.580.584 12.108.548 7.307.996 7.768.802

NIFoP Componente non prevista nel Metodo Normalizzato

Totale 123.425.140 131.105.692 196.434.704 208.917.482 76.698.209 78.779.267 79.254.962 84.593.393

Differenze Gestore 1 Gestore 7 Gestore 3 Gestore 2

2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013

Costi operativi -99.713 -266.507 -749.981 -1.507.911 475.037 737.998 1.916 -663.749

Costi di capitale -6.622.776 -14.312.399 -9.854.089 -22.600.553 -64.957 -1.764.937 -3.620.328 -7.648.151

Canone/conguagli 24.292 51.580 35.940 99.547 13.702 25.316 15.261 49.372

NIFoP 7.431.287 15.529.511 11.411.001 25.270.846 192.689 1.834.715 4.383.764 9.241.714

Totale 733.089 1.002.185 842.872 1.261.929 616.471 833.091 780.612 979.186

• Per il Gestore 2 e 3 il 2012 la differenza sui costi operativi è positiva per effetto dei costi passanti (hp su

energia elettrica); negli altri gestori le ipotesi sui costi passanti riducono la differenza sui costi operativi;

• Il NIFoP copre i minori costi di capitale e i minori costi operativi.


Caso 2: VRP>VRT, Op>Ott e Cp<Ctt

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Metodo AEEG Gestore 5 Gestore 6

2012 2013 2012 2013

Costi operativi 7.460.271 7.979.610 24.055.966 24.999.918

Costi di capitale 2.144.748 1.956.931 13.790.182 13.523.734

Canone/conguagli 2.747.342 2.660.279 4.974.370 4.984.944

NIFoP 61.636 479.002 316.049 1.176.682

Totale 12.413.997 13.075.822 43.136.567 44.685.278

Metodo Normalizzato Gestore 5 Gestore 6

2012 2013 2012 2013

Costi operativi 7.585.370 7.697.448 25.425.757 26.145.042

Costi di capitale 1.946.698 2.551.215 12.510.570 13.239.538

Canone/conguagli 2.638.409 2.546.672 4.965.266 4.963.204

NIFoP componente non prevista nel Metodo Normalizzato

Totale 12.170.477 12.795.335 42.901.593 44.347.784

Differenze Gestore 5 Gestore 6

2012 2013 2012 2013

Costi operativi -125.099 282.162 -1.369.791 -1.145.124

Costi di capitale 198.050 -594.284 1.279.612 284.196

Canone/conguagli 108.933 113.607 9.104 21.740

NIFoP 61.636 479.002 316.049 1.176.682

Totale 243.520 280.487 234.974 337.494

• Le ipotesi sui costi passanti riducono la differenza sui costi operativi;

• Il NIFoP copre i minori costi operativi riconosciuti


Caso 3: VRP<VRT, Op>Ott e Cp<Ctt

16

Metodo AEEG Gestore 4

2012 2013

Costi operativi 38.070.778 39.249.450

Costi di capitale 11.471.406 11.745.054

Canone/conguagli 10.670.998 11.049.419

NIFoP 0 0

Totale 60.213.182 62.043.922

Metodo Normalizzato Gestore 4

2012 2013

Costi operativi 37.703.161 37.876.055

Costi di capitale 10.764.319 12.026.972

Canone/conguagli 10.659.879 11.016.553

NIFoP componente non prevista nel Metodo Normalizzato

Totale 59.127.359 60.919.580

Differenze Gestore 4

2012 2013

Costi operativi 367.618 1.373.395

Costi di capitale 707.087 -281.918

Canone/conguagli 11.119 32.865

NIFoP 0 0

Totale 1.085.823 1.124.342

• La differenza sui costi operativi è positiva per effetto dei costi passanti

• Il NIFoP è pari a 0


Conclusioni I risultati sono provvisori, in quanto è in corso l’attività di validazione dei dati trasmessi dai soggetti gestori,

che potrebbe portare a modificare i dati stessi inviati dai gestori

Per il Gestore 1, 7 e 6 i costi operativi riconosciuti sono inferiori rispetto a quelli di Piano con valori che

tutto sommato non vanno ad incidere sull’equilibrio economico dei soggetti gestori (il valore massimo è

intorno a 1,5 milioni di euro). I minori costi operativi sono poi riconosciuti nella componente tariffaria

NIFoP.

I costi di capitale rispetto al Piano di Ambito si abbassano molto per il Gestore 7, seguito dal Gestore 1, 2

e 3. La causa principale sta nel mancato riconoscimento degli ammortamenti finanziari nella nuova

metodologia. Anche in questo caso i minori costi di capitale sono comunque riconosciuti nella componente

tariffaria NIFoP.

In conclusione grazie al riconoscimento del NIFoP fra i gestori toscani è garantito l’equilibrio finanziario dei

Piani di Ambito, per le annualità 2012 e 2013.

Dalle simulazioni è, inoltre, emerso che i ricavi garantiti potrebbero non essere invariati rispetto a quanto

previsto nel Piano di Ambito per effetto dei costi passanti quali energia elettrica, acquisto

acqua/depurazione all’ingrosso che incidono sui costi operativi riconosciuti al gestore (i corrispettivi per

l'uso di infrastrutture di terzi, invece sono neutri, riversandosi sugli enti proprietari)

Per un gestore è stato necessario rivedere i costi operativi di Piano di Ambito per renderli confrontabili

con quelli ipotizzati dal nuovo metodo transitorio (diverso perimetro sotteso). E’ probabile che questo

ricalcolo sia necessario effettuarlo nel caso in cui il perimetro delle attività regolate nel Piano di Ambito è

diverso da quello definito nella Tabella 1 «Classificazione delle attività» dell’allegato 3 alla Det. n. 2/2012 del

10/10/2012 relativa alla definizione dei contenuti informativi e delle procedure di raccolta dati (AEEG ufficio

TQI).

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Le simulazioni della riforma sui

gestori toscani

Il Metodo tariffario AEEG: il futuro degli investimenti nel servizio idrico

Seminario ANEA, Roma 19 dicembre 2012


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