Introduzione al mercato elettrico - Università degli … elettrica per il mercato libero Principi...
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43 Indice III. La determinazione del prezzo dell’energia elettrica Il prezzo dell’energia elettrica Normativa di riferimento Il ruolo della tariffa Tariffa elettrica per il mercato libero Principi di regolazione tariffaria
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Indice
III La determinazione del prezzo dellrsquoenergia elettrica
Il prezzo dellrsquoenergia elettrica
Normativa di riferimento
Il ruolo della tariffa
Tariffa elettrica per il mercato libero
Principi di regolazione tariffaria
44
Il prezzo dellrsquoenergia elettrica
bull Tasse e oneri costi fiscali e di sistema (ricerca smantellamento del nucleare etc) bull Vendita costo di vendita dellrsquoenergia elettrica a clienti idonei e vincolati bull Meetering costo di misurazione dellrsquoenergia distribuita bull Distribuzione costo per il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione in media (1kV lt MT 35 kV) e bassa tensione (BT 1kV) bull Trasmissione costo per lattivitagrave di trasporto e trasformazione dellenergia elettrica sulla rete interconnessa ad altissima( AT1gt 150 kV) e alta tensione (AT2 gt35 kV) bull Dispacciamento costo per lutilizzazione e lesercizio coordinato degli impianti di produzione della rete di trasmissione nazionale e delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento affidata in via esclusiva a terna bull Trading costo per la gestione della compravendita di energia sul mercato allrsquoingrosso bull Hedging costo per le coperture dal rischio degli attori coinvolti nelle transazioni fisiche o finanziarie bull Produzione Energia costo per la generazione di energia elettrica
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15
15
25
25 144
22
10
194
Struttura del prezzo Elementi
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Il ruolo della tariffa
Il sistema tariffario vigente fino al 1999 (in regime di monopolio) prevedeva prezzi fissati in via amministrativa dal Governo con finalitagrave prevalentemente politico-sociali
Nel nuovo ordinamento elettrico le tariffe sono sottoposte a vincoli di costo fissati dallrsquoAEEG per le singole fasi del processotrasmissione distribuzione acquisto vendita misura
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Normativa di riferimento
Testo integrato (Delibera 18 ottobre 2001 n 22801)
Sostituisce le delibere n 1399 n 20499 e n 20599 definendo un sistema tariffario
unico per i clienti liberi e i clienti vincolati relativamente al trasporto dellrsquoenergia elettrica
Definisce i meccanismi tariffari relativi alla vendita dellrsquoenergia elettrica ai clienti vincolati
Delibera 30 gennaio 2004 n 504 e relativo Allegato A (Testo integrato)
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2004-2007
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Disposizioni per la cessione di energia elettrica destinata al mercato vincolato
dallrsquoAcquirente Unico ai distributori
Delibera n 34807 e 15607
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2008-2011
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Servizio di vendita per i clienti di maggior tutela e di salvaguardia
Primo periodo regolatorio (2000 - 2003)
Secondo periodo regolatorio (2004 - 2007)
Terzo periodo regolatorio (2008 - 2011)
47
La tariffa per il mercato vincolatodomestico (2004 - 2007)
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio misura
Commerc vendita
Servizio di trasporto
composto da
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di distribuzione
composto da
Servizio di acquisto e vendita
Commerc vendita
Servizio di acquisto e vendita
48
La tariffa per il mercato libero
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Commerc vendita
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Servizio di trasporto
composto da
Servizio di distribuzione
composto da
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La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
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La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
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a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
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La componente TRAS
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b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
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b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
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c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
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Corrispettivo per il servizio di misura
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d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
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PCV
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Fasce orarie 2009
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e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
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Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
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Il prezzo dellrsquoenergia elettrica
bull Tasse e oneri costi fiscali e di sistema (ricerca smantellamento del nucleare etc) bull Vendita costo di vendita dellrsquoenergia elettrica a clienti idonei e vincolati bull Meetering costo di misurazione dellrsquoenergia distribuita bull Distribuzione costo per il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione in media (1kV lt MT 35 kV) e bassa tensione (BT 1kV) bull Trasmissione costo per lattivitagrave di trasporto e trasformazione dellenergia elettrica sulla rete interconnessa ad altissima( AT1gt 150 kV) e alta tensione (AT2 gt35 kV) bull Dispacciamento costo per lutilizzazione e lesercizio coordinato degli impianti di produzione della rete di trasmissione nazionale e delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento affidata in via esclusiva a terna bull Trading costo per la gestione della compravendita di energia sul mercato allrsquoingrosso bull Hedging costo per le coperture dal rischio degli attori coinvolti nelle transazioni fisiche o finanziarie bull Produzione Energia costo per la generazione di energia elettrica
547
15
15
25
25 144
22
10
194
Struttura del prezzo Elementi
45
Il ruolo della tariffa
Il sistema tariffario vigente fino al 1999 (in regime di monopolio) prevedeva prezzi fissati in via amministrativa dal Governo con finalitagrave prevalentemente politico-sociali
Nel nuovo ordinamento elettrico le tariffe sono sottoposte a vincoli di costo fissati dallrsquoAEEG per le singole fasi del processotrasmissione distribuzione acquisto vendita misura
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Normativa di riferimento
Testo integrato (Delibera 18 ottobre 2001 n 22801)
Sostituisce le delibere n 1399 n 20499 e n 20599 definendo un sistema tariffario
unico per i clienti liberi e i clienti vincolati relativamente al trasporto dellrsquoenergia elettrica
Definisce i meccanismi tariffari relativi alla vendita dellrsquoenergia elettrica ai clienti vincolati
Delibera 30 gennaio 2004 n 504 e relativo Allegato A (Testo integrato)
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2004-2007
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Disposizioni per la cessione di energia elettrica destinata al mercato vincolato
dallrsquoAcquirente Unico ai distributori
Delibera n 34807 e 15607
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2008-2011
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Servizio di vendita per i clienti di maggior tutela e di salvaguardia
Primo periodo regolatorio (2000 - 2003)
Secondo periodo regolatorio (2004 - 2007)
Terzo periodo regolatorio (2008 - 2011)
47
La tariffa per il mercato vincolatodomestico (2004 - 2007)
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio misura
Commerc vendita
Servizio di trasporto
composto da
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di distribuzione
composto da
Servizio di acquisto e vendita
Commerc vendita
Servizio di acquisto e vendita
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La tariffa per il mercato libero
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Commerc vendita
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Servizio di trasporto
composto da
Servizio di distribuzione
composto da
49
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
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Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
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Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
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La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
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La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
45
Il ruolo della tariffa
Il sistema tariffario vigente fino al 1999 (in regime di monopolio) prevedeva prezzi fissati in via amministrativa dal Governo con finalitagrave prevalentemente politico-sociali
Nel nuovo ordinamento elettrico le tariffe sono sottoposte a vincoli di costo fissati dallrsquoAEEG per le singole fasi del processotrasmissione distribuzione acquisto vendita misura
46
Normativa di riferimento
Testo integrato (Delibera 18 ottobre 2001 n 22801)
Sostituisce le delibere n 1399 n 20499 e n 20599 definendo un sistema tariffario
unico per i clienti liberi e i clienti vincolati relativamente al trasporto dellrsquoenergia elettrica
Definisce i meccanismi tariffari relativi alla vendita dellrsquoenergia elettrica ai clienti vincolati
Delibera 30 gennaio 2004 n 504 e relativo Allegato A (Testo integrato)
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2004-2007
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Disposizioni per la cessione di energia elettrica destinata al mercato vincolato
dallrsquoAcquirente Unico ai distributori
Delibera n 34807 e 15607
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2008-2011
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Servizio di vendita per i clienti di maggior tutela e di salvaguardia
Primo periodo regolatorio (2000 - 2003)
Secondo periodo regolatorio (2004 - 2007)
Terzo periodo regolatorio (2008 - 2011)
47
La tariffa per il mercato vincolatodomestico (2004 - 2007)
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio misura
Commerc vendita
Servizio di trasporto
composto da
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di distribuzione
composto da
Servizio di acquisto e vendita
Commerc vendita
Servizio di acquisto e vendita
48
La tariffa per il mercato libero
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Commerc vendita
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Servizio di trasporto
composto da
Servizio di distribuzione
composto da
49
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
46
Normativa di riferimento
Testo integrato (Delibera 18 ottobre 2001 n 22801)
Sostituisce le delibere n 1399 n 20499 e n 20599 definendo un sistema tariffario
unico per i clienti liberi e i clienti vincolati relativamente al trasporto dellrsquoenergia elettrica
Definisce i meccanismi tariffari relativi alla vendita dellrsquoenergia elettrica ai clienti vincolati
Delibera 30 gennaio 2004 n 504 e relativo Allegato A (Testo integrato)
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2004-2007
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Disposizioni per la cessione di energia elettrica destinata al mercato vincolato
dallrsquoAcquirente Unico ai distributori
Delibera n 34807 e 15607
- Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2008-2011
(trasmissione distribuzione vendita e misura dellrsquoenergia elettrica)
- Servizio di vendita per i clienti di maggior tutela e di salvaguardia
Primo periodo regolatorio (2000 - 2003)
Secondo periodo regolatorio (2004 - 2007)
Terzo periodo regolatorio (2008 - 2011)
47
La tariffa per il mercato vincolatodomestico (2004 - 2007)
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio misura
Commerc vendita
Servizio di trasporto
composto da
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di distribuzione
composto da
Servizio di acquisto e vendita
Commerc vendita
Servizio di acquisto e vendita
48
La tariffa per il mercato libero
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Commerc vendita
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Servizio di trasporto
composto da
Servizio di distribuzione
composto da
49
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
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La tariffa per il mercato vincolatodomestico (2004 - 2007)
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio misura
Commerc vendita
Servizio di trasporto
composto da
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di distribuzione
composto da
Servizio di acquisto e vendita
Commerc vendita
Servizio di acquisto e vendita
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La tariffa per il mercato libero
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Commerc vendita
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Servizio di trasporto
composto da
Servizio di distribuzione
composto da
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La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
48
La tariffa per il mercato libero
Trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Commerc vendita
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di trasmissione
Distribuzione
Commerc distribuzione
Servizio di misura
Oneri generali
2003 2004-2007
Servizio di trasporto
composto da
Servizio di distribuzione
composto da
49
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
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Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
49
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 egrave scattata la completa liberalizzazione della domanda di
energia Le disposizioni del DL n73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei
Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare lrsquoelettricitagrave Lrsquoimpresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore
LrsquoAutoritagrave con la Delibera 15607 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero tali clienti sono appunto definiti ldquoclienti di maggior tutelardquo Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero o se rimangono senza fornitore (ad esempio per fallimento del venditore) possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono giagrave passati al mercato libero rispettando i termini e le modalitagrave di recesso dal contratto con il proprio fornitore Le condizioni economiche del servizio monorarie o biorarie sono aggiornate ogni tre mesi dallrsquoAutoritagrave
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
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Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
50
Per gli altri clienti egrave invece previsto che se non hanno un venditore sul mercato libero la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dallimpresa distributrice o dalla societagrave di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributricesocietagrave di vendita purchegrave previamente resi pubblici e non discriminatori Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verragrave selezionato attraverso procedure concorsuali definite anche per ambiti territoriali
La liberalizzazione per i clienti
domestici (2008-2012)
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
51
Tariffa elettrica clienti maggior tutela
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Tariffa per il servizio di vendita
+
e) Componenti tariffarie A
+
f) Componenti tariffarie UC1 UC3 UC4 UC5 UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
Il prezzo finale prevede le seguenti componenti
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
52
La tariffa per il mercato libero
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
+
b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione
+
c)Tariffa per il servizio di misura
+
d) Costo dellrsquoenergia (da negoziare)
+
e) Costo per il servizio di dispacciamento
+
f) Componenti tariffarie A
+
g) Componenti tariffarie UC3 UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
53
a) Tariffa per il servizio di trasmissione
Tale tariffa denominata TRAS copre i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulla rete
di trasmissione nazionale
Lentitagrave della tariffa egrave fissata dallAutoritagrave entro il 31 luglio dellanno precedente a quello di
efficacia
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato A partire dallrsquoanno 2007 il
corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata
nelle diverse fasce orarie
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
54
La componente TRAS
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Fino alla fine dellanno 2007 i costi per il trasporto dellenergia elettrica sulle reti di
distribuzione e le relative attivitagrave commerciali (fatturazione gestione contratti etc) sono
coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun
distributore mediante la proposta allAutoritagrave di apposite opzioni tariffarie base
bull Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dallAutoritagrave il primo (V1) pone un tetto ai
ricavi totali del distributore per tipologia di utenza il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che
puograve essere richiesto al singolo cliente Ciascun distributore ha inoltre la facoltagrave di proporre in
aggiunta alle opzioni tariffarie base opzioni tariffarie speciali che possono differenziarsi dalle
opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualitagrave del servizio associato ed i cui prezzi
non sono assoggettati al vincolo V2
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
56
b) Tariffa per il servizio di distribuzione
bull Larticolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilitagrave per le imprese di minore
dimensione (meno di 5000 clienti) di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato Le
imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni
tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima
consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva
bull Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltagrave previa approvazione da
parte dellAutoritagrave di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie definite
ulteriori oltre alle tariffe obbligatorie fissate dallAutoritagrave
bull Dall1 luglio 2007 contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato egrave stata
eliminata la possibilitagrave di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
57
c) Tariffa per il servizio di misura
Tale tariffa denominata MIS egrave destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione
del misuratore (contatore) noncheacute i costi di rilevazione e registrazione delle misure
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente
dallAutoritagrave
La tariffa egrave espressa in centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione
pubblica (componente MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per gli
usi diversi dallilluminazione pubblica (componente MIS1)
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
58
Corrispettivo per il servizio di misura
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
59
d) Tariffa per il servizio di vendita
Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento
dellrsquoenergia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD mentre i costi di
commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV
I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri
oneri PE e PD sono fissati dallAutoritagrave ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di
approvvigionamento dellAcquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli
altri oneri il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita
PCV egrave invece aggiornato dallAutoritagrave annualmente
Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kWh consumato il PCV egrave espresso in
centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello
relative allrsquoilluminazione pubblica
Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela
Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
60
PCV
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
61
Fasce orarie 2009
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
62
e) f) g) Le parti A UC e MCT
Le componenti A
Le componenti tariffarie definite parti A sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti
al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari incentivi alle fonti rinnovabili ricerca e
sviluppo finalizzata allrsquointeresse generale del sistema elettrico)
Le componenti UC
Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico a copertura
degli squilibri sui costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla
differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
La componente MCT
La componente MCT recentemente istituita dallrsquoAutoritagrave e attiva dal 1deg gennaio 2005 copre gli
oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano
centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art 4 legge 24 dicembre 2003
n 368) Ersquo pagata da tutti i clienti finali
Le componenti tariffarie A MCT UC3 UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali
La componente tariffaria UC1 egrave pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
63
Le parti A e UC (dettaglio)
Le componenti A In particolare
A2 onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi
A3 onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate
A4 onere a copertura dei regimi tariffari speciali disposti per legge Riguardano le riduzioni del costo
dellrsquoenergia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi
A5 onere a copertura dei costi dellrsquoattivitagrave di ricerca e sviluppo del sistema elettrico
A6 onere a copertura dei cosiddetti stranded cost o costi incagliati Consente alle imprese elettriche che
nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la
copertura del fabbisogno elettrico nazionale di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato
Le componenti UC In particolare
UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dellrsquoenergia elettrica destinata al
mercato vincolato
UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dellrsquoenergia elettrica sulle reti di trasmissione e
di distribuzione noncheacute dei meccanismi di integrazione
UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori di cui al Capitolo VII comma 3 lettera a)
del provvedimento CIP n 3474 e successivi aggiornamenti
UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi allrsquoapprovvigionamento dellrsquoenergia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualitagrave del servizio
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
64
Le componenti A UC e MCT
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
65
Il costo per lrsquoenergia sul mercato libero egrave determinato attraverso contratti
commerciali tra venditore e acquirente
Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti
Trattandosi di contratti commerciali possono contenere clausole secondo le
quali gli oneri per il bilanciamento riserva e scambio (e perdite) sono comprese
nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura
Possono contenere sconti per regolaritagrave dei pagamenti per anzianitagrave
contrattuale ed altro
d) Il costo dellrsquoenergia
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
66
Scheda di valutazione delle offerte
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
67
e) Il costo per il servizio di dispacciamento
Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo
devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nellrsquoattivitagrave di
dispacciamento compresi i costi per lrsquoapprovvigionamento delle risorse per i
servizi di riserva e di bilanciamento
Il servizio del dispacciamento sul mercato libero egrave regolato dalla delibera 4804
dellrsquoAEEG
Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica il corrispettivo applicato
sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e in qualche periodo
molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del
mercato vincolato stabilita trimestralmente dallrsquoAutoritagrave
In prospettiva egrave da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra
mercato libero e vincolato
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
68
Criteri generali di regolazione tariffaria (14)
Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di
regolazione tariffaria lrsquoAutoritagrave provvede a determinare separatamente per
ciascun servizio il costo riconosciuto
Il costo riconosciuto determinato dallrsquoAutoritagrave comprende
a) i costi operativi principalmente i costi delle risorse esterne tra cui il
costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali
b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni
c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale
Investito x WACC)
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
IL COSTO RICONOSCIUTO
AMMORTAMENTI COSTI OPERATIVI
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
69
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dellrsquoaggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva) lrsquoAutoritagrave utilizza il meccanismo del price-cap secondo quanto stabilito dalla legge n 48195 Il ldquoprice-caprdquo egrave uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi per un periodo prefissato legandolo alla variazione dellrsquoindice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dellrsquoimpresa (X) Lrsquoanno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base 1 Recentemente la disposizione della legge n 48195 egrave stata integrata dallrsquoarticolo 1 quinquies comma 7 della legge n 29003 il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito
Criteri generali di regolazione tariffaria (24)
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
70
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione
Criteri generali di regolazione tariffaria (34)
La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito esclusa dallapplicazione del price cap viene aggiornata di solito secondo la seguente modalitagrave
(1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per linflazione applicando una variazione media annua rilevata dallISTAT
Il costo medio ponderato del capitale o WACC (Weighted Average Cost of Capital) egrave inteso come il costo che lazienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito con pesi rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attivitagrave dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito suddiviso in due parti (1) attivitagrave correnti (o capitale circolante) e (2) attivitagrave fisse (o capitale fisso)
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
71
Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006
Criteri generali di regolazione tariffaria (44)
Nel 2005 la componente TRAS egrave rimasta stabile rispetto ai valori nellanno precedente per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3 per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e in media del 7 per la tariffa multioraria Secondo quanto riferito da Terna stessa il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione Le motivazioni di tale revisione che potrebbe essere anche retroattiva non sono state rese pubbliche ma ldquoconcordaterdquo con lrsquoimpresa di rete stessa In palese contraddizione con quanto imposto dalla 48195 dove allrsquoAutoritagrave si richiede certezza e trasparenza
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
72
Una maggior trasparenza
LrsquoAutoritagrave nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale tra i quali stabilitagrave regolatoria convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualitagrave dei servizi semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva
Inoltre lrsquoAutoritagrave ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato giagrave a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione
In particolare egrave stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacitagrave di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3 per 12 anni
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
73
Aggiornamento delle componenti tariffarie A UC MCT
Le componenti A (oneri di sistema) UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto) UC1 UC4
UC5 (maggiorazioni sul costo dellrsquoenergia) e MCT (componente per le compensazioni
territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito
Criteri generali di regolazione tariffaria
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
74
I prezzi in Europa
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
75
Benchmark dei prezzi dellrsquoenergia elettrica in Europa domestici al 2012
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
76
Prezzo dellrsquoenergia elettrica in Italia utenti domestici
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
77
I prezzi in Europa
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
78
Prezzi finali per usi industriali al 2012
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
79
Qualitagrave del servizio distribuzione
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
80
Conclusioni
La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualitagrave servizio e prezzo ciograve non avviene
Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni
- Alti costi di generazione (mix di combustibile elevata concentrazione mercato unico e zonale scarsitagrave dellrsquoofferta)
- Lrsquoanalisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dellrsquoenergia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
81
Conclusioni
In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente ad esempio lrsquoattribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente
Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili Tale costo rientra sia negli oneri impropri attraverso la tariffa A3 sia nel prezzo dellrsquoenergia elettrica allrsquoingrosso che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per lrsquoacquisto dei certificati verdi Lrsquointento di incentivare la produzione ad emissioni nulle egrave senzrsquoaltro condivisibile ma a creare le distorsioni sono due elementi
1048633 il costo della A3 egrave dovuto ai cosiddetti impianti CIP6 tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76) tale modalitagrave di incentivazione egrave stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo egrave da considerarsi come una ereditagrave del passato La componente A3 rappresenta il 70 circa degli oneri impropri (componenti A che a sua volta rappresentano il 9 circa del costo totale dellrsquoenergia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare egrave al momento in costante aumento
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
82
Conclusioni
La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che egrave stato messo in atto I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
83
Conclusioni
Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera
Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacitagrave di generazione
Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili si va verso la generazione distribuita
Incentivi antitetici allo sviluppo della rete
Criticitagrave nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni scarsa informazione)
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
84
In positivo
Il mercato dellrsquoenergia si egrave gradualmente aperto
alla concorrenza con benefici per i consumatori
in termini di contenimento dei costi di maggiore
efficienza del sistema di libertagrave di scelta per i
consumatori fra diversi venditori
