Il ruolo dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas · • Regolazione tariffaria per il...

I Comuni e le gare d’ambito per la concessione delle reti gas

Il ruolo dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas

Marco DelperoVice Direttore

Direzione Infrastrutture Unbundling e CertificazioniAutorità per l’energia elettrica e il gas

www.autorita.energia.it

Milano, 6 giugno 2013

Autorità per l’energia elettrica e il gas 2

Questa presentazione non costituisce undocumento ufficiale dell’Autorità


Gli ambiti di intervento

• Attuazione disposizioni del DM 12 novembre 2011, n. 226 (procedimento avviato con la deliberazione 8 marzo 2012, 77/2012/R/gas)

• Attuazione disposizioni del d.lgs. 93/11 e del DM 12 gennaio 2011(procedimento avviato con la deliberazione 16 febbraio 2012, 44/2012/R/gas)

• Regolazione tariffaria per il quarto periodo (procedimento avviato con la deliberazione 16 febbraio 2012, 44/2012/R/gas)


Adempimenti in attuazione del DM 12 novembre 2011

• individuazione formati e procedure standard, ai finidell’attuazione degli adempimenti previsti dall’articolo 4,comma 7

• fissazione corrispettivo per la copertura degli oneri digara (art. 8, comma 1)

• predisposizione del contratto di servizio (art. 9, comma 1)

• attuazione disposizioni in materia di bando di gara (art. 9,comma 2)

Procedimento avviato con la deliberazione 8 marzo 2012, 77/2012/R/gas


Formato supporto informatico e schede tecniche (art.4, comma 7) - 1

• Documento per la consultazione 24 maggio 2012, 212/2012/R/gas definizione del formato del supporto informatico per la trasmissione

dei dati sullo stato di consistenza (articolo 4, comma 7, del decreto12 novembre 2011)

fissazione della data di entrata in vigore dell’obbligo di utilizzo delformato di cui al punto precedente

redazione delle schede tecniche relative allo stato di consistenza

• Gruppo di lavoro con operatori e ANCI


Formato supporto informatico e schede tecniche (art.4, comma 7) - 2

• Deliberazione 13 dicembre 532/2012/R/gas Disposizioni in materia di formati per la trasmissione dei dati relativi

agli stati di consistenza delle reti di distribuzione del gas naturale Per i dati: Formato XML - Per documenti di testo: PDF Trasmissione mediante PEC o piattaforme telematiche dedicate Supporto cartaceo fino a 1 marzo 2013 – schemi allegati

Resi disponibili: Manuale di istruzioni File XSD con regole sintattiche e semantiche per predisposizione

file in formato XML


Corrispettivi oneri gara - 1

• Documento per la consultazione 21 giugno 2012, 257/2012/R/gas

• Raccolta osservazioni

• Deliberazione 11 ottobre 2012, 407/2012/R/gas

• Il documento per la consultazione dell’Autorità 14 febbraio 2013, 56/2013/R/gas

• Deliberazione 30 maggio 2013, 230/2013/R/gas


Corrispettivi oneri gara - 21. la stazione appaltante determina il corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri di gara,

di cui all’articolo 8, comma 1, del decreto 12 novembre 2011, in coerenza con la seguenteformula

)000.600;min( QCQACG dove

o QA è la quota a copertura dei costi delle funzioni centralizzate, calcolata secondo laseguente formula

pdrpdrpdrpdrpdrQA

)4,01(minmax

max ;

con maxpdr è il numero massimo di pdr appartenenti a un ambito, come

desumibile dai dati pubblicati sul sito internet del Ministero delloSviluppo Economico;

minpdr è il numero minimo di pdr appartenenti a un ambito, comedesumibile dai dati pubblicati sul sito internet del Ministero delloSviluppo Economico;

pdr è il numero di pdr dell’ambito interessato dalla gara;


Corrispettivi oneri gara - 3o QC è la quota a copertura dei costi delle funzioni locali, calcolata secondo la seguente

formula

pdrloclocloclocQC

)6,04(minmax

max ;

con maxloc è il numero massimo di Comuni appartenenti a un ambito, come

desumibile dai dati pubblicati sul sito internet del Ministero delloSviluppo Economico;

minloc è il numero minimo di Comuni appartenenti a un ambito, comedesumibile dai dati pubblicati sul sito internet del Ministero delloSviluppo Economico;

loc è il numero di Comuni dell’ambito interessato dalla gara; pdr è il numero di pdr dell’ambito interessato dalla gara.

1. nel caso in cui la somma delle quote QA e QC sia maggiore di 600.000 Euro, la quota acopertura dei costi delle funzioni centralizzate è assunta pari a 120.000 Euro e la quota acopertura delle funzioni locali è fissata pari a 480.000 Euro;


Contratto di servizio - 1• Documento per la consultazione 382/2012/R/gas

– Una premessa e sei parti– Parte I – struttura e svolgimento fisiologico del contratto– Parte II – disposizioni relative ai rapporti tra ente concedente e

gestore rispetto agli interventi sulle infrastrutture e sull’uso delterritorio

– Parte III – modalità di svolgimento del servizio– Parte IV – condizioni economiche del servizio– Parte V – disposizioni in materia di controlli, inadempimenti e

sanzioni– Parte VI – disposizioni finali

• Consultazione conclusa il 26 ottobre 2012


Contratto di servizio - 2

• La deliberazione 6 dicembre 2012, 514/2012/R/gas

- adozione, ai sensi dell’articolo 14, comma 1, del decreto legislativo 164/00, dello schema di contratto di servizio tipo relativo all’attività di distribuzione di gas naturale (Allegato A2

- invio del provvedimento al Ministro dello Sviluppo Economico, ai fini dell’approvazione


Attuazione disposizioni in materia dibandi di gara (art. 9, comma 2) - 1

• La deliberazione 21 marzo 2013, 113/2013/R/gas

• fissazione schema nota giustificativa – comma 9.1 decreto 12novembre 2011

• invio all’Autorità linee guida programmatiche d’ambito• verifiche sulla documentazione:

• scostamenti bando di gara e disciplinare• rispetto punteggi massimi articoli 12, 13, 14 e 15 decreto 12 novembre• ripartizione punteggi tra le condizioni economiche• motivazione scelta indicatori qualità del servizio• scelte punteggi sub-criteri comma 15.5 del decreto 12 novembre• coerenza analisi costi-benefici e congruità condizioni minime di

sviluppo


Attuazione disposizioni in materia dibandi di gara (art. 9, comma 2) - 2

• Determina del Direttore della Direzione Infrastrutture (in fasedi preparazione)

• schema nota giustificativa – comma 9.1 decreto 12 novembre2011

• identificazione documenti che la stazione appaltante dovràtrasmettere all’Autorità

• modalità invio documenti all’Autorità• punti di verifica rispetto analisi costi-benefici


Adempimenti in attuazione del d.lgs 93/11 e del dm 12 gennaio 2011

• Trattamento differenza tra VIR e RAB

• Uscita anticipata concessioni con scadenza successiva allagara

• Accorpamento ambiti con meno di 100.000 clienti

Procedimento avviato con la deliberazione 16 febbraio 2012, 44/2012/R/gas


Capitale investito di località: riconoscimento in tariffa del differenziale VIR-RAB (I)

Sulla base del decreto legislativo n. 93/11, l'Autorità, limitatamente al primoperiodo di esercizio delle concessioni assegnate per ambiti territoriali minimi, ètenuta a riconoscere in tariffa al gestore entrante l'ammortamento delladifferenza tra il valore di rimborso (VIR) e il valore delle immobilizzazioni nettedi località riconosciuto dalla regolazione tariffaria (RAB)

Sulla base del decreto n. 226/11, se il VIR supera di oltre il 25% il valore dellaRAB, l’Ente locale concedente trasmette le relative valutazioni di dettaglioall’Autorità, che può presentare osservazioni a riguardo

L’Autorità intende sviluppare una metodologia di analisi dei valori dirimborso al gestore uscente per individuare eventuali situazioni anomale

Qualora lo scostamento tra VIR e valore a costi di sostituzione standard siacompreso in un intervallo ragionevole, l’Autorità procederà al riconoscimentodella differenza tra VIR e RAB senza ulteriori analisi

In caso contrario, l’Autorità procederà ai necessari approfondimenti ai fini divalutare la riconoscibilità della differenza VIR-RAB


Capitale investito di località: riconoscimento in tariffa del differenziale VIR-RAB (II)

L’Autorità è orientata a riconoscere annualmente un ammontare calcolatocome rata annua posticipata di ammortamento di un debito. A tal riguardo, siosserva che:

a) il riconoscimento della differenza VIR-RAB relativa a tutti i cespiti pone ilsoggetto proprietario in condizione di vantaggio in sede di gara

b) Il riconoscimento della differenza VIR-RAB relativa ai cespiti non diproprietà pone il soggetto proprietario in condizione di svantaggio in sede digara

Nell’ipotesi a), a fronte di uno scostamento VIR-RAB pari al +5%, si stima unimpatto pari a circa +2,5% sul livello dei costi riconosciuti e pari a circa +0,3%-0,4% sulla spesa annua del cliente tipo

Le distorsioni in sede di gara potrebbero essere risolte assumendo il VIRquale valore delle immobilizzazioni di località ai fini regolatori; tale ipotesiconsentirebbe inoltre di diluire eventuali differenze tra VIR e RAB su unperiodo più lungo, riducendo quindi l’impatto sulle tariffe


Attuazione disposizioni decreto ministeriale 19 gennaio 2011 – uscita anticipata dai contratti

• Misure per l’uscita anticipata dai contratti di concessione in essere con scadenza posteriore a quella delle gare

In tema di misure per l’uscita anticipata dai contratti in essere (decretoministeriale 19 gennaio 2011), l’Autorità intende prevedere che il gestore entranteinteressato possa presentare un’apposita istanza corredata da un business plancon un’analisi costi-beneficiL’Autorità intende limitare i riconoscimenti ai casi in cui risulti una completaeliminazione delle enclave presenti nei singoli ambiti di concessione e prevederetetti massimi ai riconoscimenti stessi


Attuazione disposizioni decreto ministeriale 19 gennaio 2011 - accorpamento ambiti

• Deliberazione 407/2012

In caso di accorpamento di ambiti di dimensione inferiore a100.000 pdr il corrispettivo di gara è calcolato con riferimentoagli ambiti considerati separatamente


Accorpamento ambiti - 2

• Deliberazione 30 maggio 2013, 230/2013/R/gas

nei casi di accorpamento di ambiti di dimensione superiore a 100.000 pdr, il corrispettivo una tantum da riconoscere è pari alla somma dei seguenti elementi: a) ammontare CG, calcolato con riferimento all’aggregato degli ambiti in applicazione della formula riportata nel punto 1 della deliberazione 407/2012/R/gas e applicando il tetto massimo previsto al punto 2 della medesima deliberazione; b) una quota pari al 50% della differenza tra la somma dei corrispettivi calcolati in riferimento ai singoli ambiti considerati separatamente, in coerenza con le modalità disciplinate dal punto 2 della medesima deliberazione 407/2012/R/gas, e l’ammontare di cui alla precedente lettera a);


DCO 56/2013: criteri di determinazione deicosti riconosciuti

Nel DCO 56/2013 sono stati analizzati i seguenti aspetti:

durata del periodo regolatorio

criteri per il riconoscimento dei costi operativi

criteri per la definizione del livello delle immobilizzazioni nettericonosciute

fissazione del tasso di remunerazione del capitale investito

trattamento dei contributi pubblici e privati

riconoscimento dello scostamento tra valore di rimborso (VIR) evalore degli asset ai fini regolatori (RAB)

misure per l’uscita anticipata dai contratti di concessione in esserecon scadenza posteriore a quella delle gare e altre disposizioni inmateria di accorpamento di ambiti


Durata del periodo regolatorio

Proposta di estendere da quattro a sei anni la durata degliattuali periodi di regolazione

Nell’ottica di contenimento del rischio regolatorio e, diconseguenza, del costo per gli utenti del servizio, si proponedi introdurre specifiche revisioni infra-periodo:

- una revisione triennale degli obiettivi di variazione deltasso annuale di produttività

- una revisione biennale di alcuni parametri utilizzati per ladeterminazione del WACC (tasso di rendimento delleattività prive di rischio - RF, tasso d’inflazione - rpi,aliquota teorica di incidenza delle imposte - T e scudofiscale - tc)

Tali meccanismi di aggiustamento infra-periodo sisovrappongono ai consueti strumenti di aggiornamentoannuale delle tariffe


Costi operativi: livelli iniziali (I)

Applicazione al termine del terzo periodo regolatorio del c.d.profit sharing di fine periodo tra imprese distributrici e clientifinali, in coerenza con quanto previsto nel settore elettrico

Confronto tra il livello del costo riconosciuto a copertura deicosti operativi (COR) nell’anno di riferimento e il livello dei costioperativi effettivi (COE) relativi al medesimo anno:

- per cluster omogenei di imprese: gestione delleinfrastrutture di rete del servizio di distribuzione

- a livello aggregato nazionale: commercializzazione delservizio di distribuzione e servizio di misura

In particolare, il COR14 è calcolato come media aritmetica tra ivalori di COR11 e COE11, corretta per l’inflazione e i recuperi diproduttività attesi


Costi operativi: livelli iniziali (II) Il COE11 è definito sulla base dei dati riportati nei rendiconti

separati relativi al 2011 resi disponibili dalle imprese distributriciall’Autorità

Riconoscimento dei costi per lo svolgimento delle gare (decreton. 226/11):

- corrispettivo una tantum a copertura degli oneri di gara(deliberazione 407/2012), come quota annua diammortamento dell’onere sostenuto

- corrispettivo annuale alla stazione appaltante (1% dellasomma della remunerazione del capitale di località e dellarelativa quota di ammortamento annuale)

L’Autorità è orientata a prendere in considerazione l’impatto deicosti emergenti per effetto delle gare in fase di definizionedegli obiettivi di recupero di produttività


Criteri di riconoscimento degli investimenti

Elementi legati alla capacità

Elementi legati alla lunghezza

Elementi legati alla numerosità Altri elementi

Investimenti di estensione

- Standard- Per unità di

capacità aggiuntiva


lunghezza aggiuntiva

- Standard- Per

elemento aggiuntivo

- A consuntivo

Investimenti di potenziamento


capacità aggiuntiva

- A consuntivo - A consuntivo - A consuntivo

Investimenti di sostituzione - A consuntivo - A consuntivo - A consuntivo - A consuntivo


Tasso di remunerazione del capitale investito

Nel DCO si annuncia la volontà dell’Autorità di avviare uno specificoprocedimento volto a unificare per tutti i servizi regolati modalità etempistiche di determinazione dei parametri del WACC non specifici disettore

In attesa di tale riforma, si prospetta l’applicazione di criterisostanzialmente analoghi a quelli impiegati nei precedenti periodiregolatori

Proposta di unificare il coefficiente β di distribuzione e misura

Definizione del valore del β unlevered sulla base di un’analisi dibenchmarking con riferimento ad un campione di imprese attive nelsettore della distribuzione del gas a livello europeo e ad campionecostituito dalle principale imprese energetiche a livello nazionale

Definizione di un rapporto D/E allineato con i livelli che rappresentanole strutture finanziarie proprie degli altri sistemi regolati a rete


Documento di consultazione in fase di preparazione

Nel DCO in preparazione saranno affrontati i seguenti temi:

Struttura tariffe di riferimento

Articolazione e struttura tariffe obbligatorie

Meccanismi di perequazione

Criteri per la riforma dei contributi di connessione


Rilevanza delle attività ricognitive pre-gara - 1

Stato di consistenza fisica delle reti

Analisi assetto reteValutazione interventi estensionee potenziamentoValutazione interventi per mantenimento in efficienza della rete- Innovazione tecnologica

Predisposizione Offerta:

Piano sviluppo impianti(art. 15 dm 226/11)




Predisposizione Offerta:

Piano sviluppo impianti(art. 15 dm 226/11)

Corretta valutazione Vetustà impianto

Identificazione condizioni minime sviluppo Linee guida programmatiche d’ambito

Vita residua media ponderata impiantoAssessment

Obblighi sostituzione




Valutazione esigenze di manutenzioneordinaria Predisposizione Offerta:

Condizioni economiche(art. 13 dm 226/11)Assessment dei rischi

su costi operativi

Tariffe pagatedai clienti




Valutazione economica dellereti (VIR)

Tariffe pagatedai clienti

Delta VIR-RAB

Valore ai fini regolatori (RAB)


Grazie per l’attenzione

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