La distribuzione del gas naturale nel nuovo assetto normativo: i comuni verso gli ATEM I principali...

La distribuzione del gas naturale nel nuovo assetto normativo: i comuni verso gli ATEM

I principali fattori di cambiamento:gli elementi economici

Ing. Silvio BosettiDirettore Generale Fondazione EnergyLab - Milano

Milano - 12 Novembre 2012

EnergyLab Foundation

Contenuti

1. I numeri in gioco

2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici:

- La proprietà degli impianti- Il riscatto della rete e il rimborso al gestore uscente- Oneri da riconoscere all’Ente locale concedente e ai proprietari di impianti- La copertura dei costi di gara- Raccolta dei dati economici per bandire la gara

3.Gare gas: sintesi generale dei principali fattori di cambiamento nella nuova normativa

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Prezzi del gas domestico

Composizione percentuale del prezzo del gas naturale per un consumatore domestico tipo Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 m 3

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Prezzo Gas Consumo Domestico

Andamento del prezzo del gas naturale per un consumatore domestico tipo Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 m3 ridefinito in base ai nuovi ambiti tariffari c€/m3 a valori correnti

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• Circa 7.000 comuni metanizzati e da metanizzare • Circa 250.000 Km di reti

• Circa 230 imprese di distribuzione

• Circa 22 milioni di clienti

• 177 ATEM

• Alla fine delle gare si stima che le imprese di distribuzione saranno circa 50

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• I movimenti finanziari attesi durante le gare superano i 5 MLD di euro

• Il 42% delle quote di partecipazione nel capitale sociale delle società di distribuzione è detenuto da Enti pubblici

• La proprietà delle reti è ripartita tra privato per il 75% e pubblico (Comuni) per il 5%; la restante quota non è chiaramente identificata (partecipazione anche di persone fisiche)

• 100 imprese hanno solo un impianto in concessione

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1. I numeri in gioco Numero operatori per segmenti di clientela

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2006 2007 2008 2009 2010

Numero 287 257 272 250 237

> 1.000.000 clienti 3 3 3 4 4

500.000 - 1.000.000 clienti 4 5 5 5 5

100.000 - 500.000 clienti 22 23 27 25 23

50.000 - 100.000 clienti 31 29 27 22 23

20.000 - 50.000 clienti 45 37 39 35 35

10.000 - 20.000 clienti 37 36 42 41 39

5.000 - 10.000 clienti 51 47 42 43 40

1 - 5.000 clienti 94 77 87 75 68

I dati si riferiscono agli operatori che hanno risposto alle varie edizioni dell'Indagine Annuale dell’AEEG

La classificazione è basata sul numero di gruppi di misura allacciati (attivi e non attivi) al 31 dicembre.

I dati riferiti al 2010 sono provvisori.

Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.


1. I numeri in giocoGli Ambiti Territoriali Minimi (ATEM) nel DM 19/01/2011 e DM 28/10/2011__________________________________________________________________________________

Le dimensioni degli ambiti individuati dal decreto sono in realtà fortemente eterogenee, a causa dei vincoli imposti dal rispetto dei criteri di omogeneità territoriale e amministrativa.

Numero di ambiti 177

Popolazione ca. 90.000 (Isernia ) ÷ ca. 3.000.000 (Roma 1)

n. clienti 17.802 ( Valle d’Aosta) ÷ 1.311.604 (Roma 1)

Mmc gas/anno 23 (Siracusa) ÷ 1.334 (Roma 1)

n. comuni(circa 44/Atem)

1 (Palermo 1) ÷ 147 (Reggio Calabria-Vibo Valentia)

% comuni serviti 32% (V. d’Aosta) ÷ 100%( Milano e molti altri)

km rete 360 (V. d’Aosta) ÷ ca. 5.500 (Roma 1)

• In 104 ATEM è presente il capoluogo: la stazione appaltante è individuata • In 73 ATEM i Comuni devono scegliere il capofila

N.B. rielaborazione su dati MSE.

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Gli Atem in Lombardia

• 36 Atem • di cui con scadenza di costituzione

• 7 entro il 2012

• 16 entro il 2013

• 9 entro il 2014

• 4 entro il 2015

• 1542 Comuni interessati

• Circa 4,5 Ml di PdR

• Più di 45000 km di rete

• Oltre 9 Mmc distribuiti

• 65 società di gestione

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2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici

La proprietà degli impianti

Le concessioni pre-liberalizzazione prevedevano diverse casistiche: tra le altre, il rientro delle reti di proprietà del Gestore uscente nella proprietà dell’Ente locale, con riscatto totale o parziale degli impianti, o (raro) a titolo gratuito.

Il DM “Criteri” prevede e norma diversi assetti proprietari possibili.In relazione a quanto previsto dalla convenzione e tenendo conto della cessazione del servizio rispetto alla scadenza naturale, si danno due casi:

1. L’impianto ritorna nella proprietà dell’Ente locale, o gratuitamente ( coincidenza termine affidamento/scadenza naturale) o previo pagamento del valore di rimborso al Gestore uscente per le parti di proprietà di quest’ultimo (scadenza naturale oltre termine dell’affidamento)2. L’impianto di proprietà totale o parziale del gestore uscente è riscattato dal Gestore entrante, che diventa il nuovo proprietario, ferma restando la disponibilità in capo all’Ente locale.

L’attuazione di queste diverse opzioni ha ricadute specifiche sugli aspetti economici della gestione: riscatto e “canone”.

IERI

OGGI

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Le modalità di quantificazione e versamento del riscatto delle reti di proprietà del Gestore uscente erano di norma contenute nella concessione.

Il metodo più utilizzato: valore industriale residuo ex R.D. n. 2578/1925 (già richiamato dal Decreto Letta, art. 15.5).

Nei casi in cui non è indicato con precisione un metodo di valorizzazione, si aprivano forti margini per contestazioni e ricorsi.

Non è del tutto chiaro come trattare i contributi pubblici e privati percepiti dal Gestore.

A fronte di queste incertezze, non era infrequente il caso di:

Valori di stima sensibilmente diversi tra perizie di Gestore e Comune (anche ±100%)Accordi su valori forfetari concordati in sede negoziale e/o arbitrale

IERI


Il riscatto della rete e il rimborso al Gestore uscente

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Il tema del riscatto è trattato agli artt. 5 e 6 del DM “Criteri”:

Nel primo periodo (art. 5):

- ex metodo e valori da convenzione, ove previsti- ex Regio Decreto 14 ottobre 1925 n. 2578, ove la convenzione non preveda il caso o non indichi il metodo di calcolo con sufficiente dettaglio

Le indicazioni dell’art. 5 risolvono alcune incertezze legate alla quantificazione del rimborso “vecchio tipo”.

A regime (art. 6):Come previsto nell'articolo 14, comma 8, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 e sue modificazioni:“il valore di rimborso al gestore uscente è pari al valore delle immobilizzazioni nette di località del servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti la cui proprietà viene trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente e sulla base della consistenza degli impianti al momento del trasferimento della proprietà”.

OGGI

Il riscatto della rete e il rimborso al Gestore uscente

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La determinazione del valore industriale residuo si basa sul costo di ricostruzione a nuovo dell’impianto, considerando i prezzi di mercato, deprezzato in relazione alla vetustà dell’impianto e delle somme corrisposte dal Comune a titolo di contributo per la costruzione dello stesso.

Costo di ricostruzione a nuovo dell’impianto -

Deprezzamento -Contributi pubblici =

Valore industriale residuo

Il deprezzamento del valore di ricostruzione a nuovo si basa sulla definizione degli anni di posa delle reti e degli impianti. In particolare, la definizione della vita tecnica utile è stabilita dall’Autorità dell’energia elettrica e del gas.

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2


La valorizzazione del rimborso al gestore uscente: determinazione del valore industriale residuo (R.D. n. 2578 1925)

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Oneri da riconoscere all’Ente locale concedente e ai proprietari di impianti

Le concessioni prevedevano il versamento di un canone annuo in favore dell’Ente locale, a fronte della concessione degli impianti e/o del servizio sul proprio territorio.

La quantificazione del canone non era normata.

Il canone:era generalmente espresso come percentuale sul vincolo dei ricavi (VRD),

era posto tra i criteri di aggiudicazione a partire da un valore minimo,generalmente era tra i criteri di gara che determinano la quota di punteggio più alta.

La prassi ha evidenziato i casi prevalenti di affidamenti con canoni molto elevati (mediamente attorno al 50% del VRD). Questo:

da un lato configurava maggiori entrate per l’Ente,dall’altro lato erodeva la copertura dei costi del Gestore, con conseguenti ricadute sulla qualità

del servizio e sulla sua capacità di onorare gli impegni assunti

Inoltre, la riforma del sistema tariffario (2009) ha diversamente articolato il riferimento al VRD.

IERI

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Con la nuova disciplina l’istituto del canone è ricondotto al nuovo modello tariffario e sostituito da più voci. L’art. 8 del DM “Criteri” indica gli emolumenti che il Gestore riconosce all’Ente concedente, alla stazione appaltante e al proprietario delle reti:

OGGI

AI SINGOLI ENTI LOCALI

- Nel caso in cui siano proprietari dell’impianto (in tutto o in parte), la remunerazione del relativo capitale investito netto, calcolato con le modalità del Testo Unico della regolazione tariffaria emanato dall’Autorità

- anche se non proprietari degli impianti, una quota parte della remunerazione del capitale di località di distribuzione e misura e della relativa quota di ammortamento (fino al 5%)

- Tassa e/o canone di occupazione del suolo e sottosuolo (COSAP/TOSAP, ……)

- il valore dei titoli di efficienza energetica ottenuti tramite gli interventi previsti dall’esito della gara

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OGGI

- un corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri della gara, ivi inclusi gli oneri di funzionamento della commissione di gara di cui una quota destinata agli EE.LL.

ALLA STAZIONE APPALTANTE

- un corrispettivo annuale pari all’1% della somma della remunerazione del capitale di località relativi ai servizi di distribuzione e misura e della relativa quota di ammortamento annuale, a titolo di rimborso forfettario degli oneri per lo svolgimento delle attività di controllo e vigilanza

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I TEE

L’art. 8, comma 6 del Decreto Criteri prevede che l’offerta economica comprenda anche investimenti in efficienza energetica addizionali a quelli obbligatori.

Il gestore dovrà proporre investimenti nell’Atem a beneficio dei clienti finali gas.

In pratica il gestore anticipa agli EE.LL. l’importo pari al valore dei TEE con eventuale conguaglio, solo se positivo, l’anno successivo a quello di erogazione.

L’AEEG ha espresso i “Primi orientamenti inerenti modalità operative per la valorizzazione degli investimenti in efficienza energetica nell’ambito delle gare per l’attuazione del servizio di distribuzione del gas naturale “ DCO 433/201/R/EFR.

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Le entrate per gli EE.LL. concedenti

IN SINTESI, PER IL COMUNE:

Remunerazione del capitale investito netto relativo alle eventuali quote di impianto di proprietà

Fino al 5% della quota parte della remunerazione del capitale di località di distribuzione e misura e della relativa quota di ammortamento (soggetto a gara)

COSAP/TOSAP/…………………….

Eventuale valore dei Titoli di Efficienza Energetica (soggetto a gara)

Entrate da ricavi da concessione

quota di copertura oneri gara (una tantum) da Stazione Appaltante

Altre entrate

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La copertura dei costi della gara

Come previsto dall’art 8.1 del decreto “Criteri”, l’AEEG con delibera 407/2012/R/gas ha sancito «I criteri per la definizione del corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri di gara per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale».

In sintesi:

- Numero dei PdR con criterio regressivo- Numero dei comuni con criterio progressivo

Ripartizione del corrispettivo in due quote:

30% a copertura delle funzioni centralizzate d’ambito (QA)70% a copertura delle funzioni locali in capo ai singoli comuni (QC)

Tetto massimo: € 600.000. Se applicando la formula dell’AEEG il tetto è superato: € 120.000 alle funzioni centrali e € 480.000 ai singoli enti locali.

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Raccolta dei dati economici per bandire la gara

- Fornire la documentazione necessaria per la gara alla SA entro 6 mesi - Chiedere dati al gestore uscente (che deve fornirli entro 60 gg.):

• Stato di consistenza• Informazioni su obbligazioni finanziarie in essere• Relazione sullo stato dell’impianto• Numero dei PdR• Costo riconosciuto di località e tariffa di riferimento AEEG• Informazioni su personale addetto gestione locale• ecc.

- Fornire elementi programmatici di sviluppo del proprio territorio alla SA per il Documento Guida - Verificare lo stato di consistenza - Determinare il Valore di Ricostruzione a Nuovo e il Valore Industriale Residuo.

Il Comune deve:

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Raccolta dei dati economici per bandire la gara

sulla base dei dati pervenuti dai Singoli Comuni dell’ATEM, elaborare, oltre ai documenti tecnici, i dati economici da inserire nel bando e relativi allegati:

•Importo contrattuale•Valore annuo del servizio•Garanzie contrattuali•Oneri di gara •Riscatto delle reti per i gestori uscenti•Corrispettivo a SA per attività di monitoraggio e controllo•Le quote parte dei VRT ai Comuni •La polizza assicurativa

Nel Disciplinare:

I criteri di aggiudicazione per offerta economica, criteri di qualità e sicurezza, Piano di sviluppo degli impianti

La Stazione Appaltante deve:

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3. Gare gas: Sintesi dei principali fattori del cambiamento

• Scadenza e durata delle concessioni Il Gestore vincitore della gara d'ambito subentra progressivamente nell'affidamento del servizio dei vari impianti di distribuzione gas dell’ATEM alla scadenza delle singole concessioni presenti nell'ambito; La concessione dell’ATEM dura 12 anni a decorrere “dalla data dell'affidamento al Gestore vincitore della gara del primo impianto appartenente all'ambito”.

• Natura del concessionario Gli Enti locali di ciascun ATEM affidano il servizio di distribuzione gas in forma associata, tramite gara unica e delegano alla Stazione Appaltante (SA) la gestione della gara ed il rapporto con il Gestore .

• Proprietà della reteL’impianto ritorna nella proprietà dell’Ente locale, o gratuitamente o previo pagamento del valore di rimborso al Gestore uscente per le parti di proprietà di quest’ultimo. L’impianto di proprietà totale o parziale del gestore uscente è riscattato dal Gestore entrante, che diventa il nuovo proprietario, ferma restando la disponibilità in capo all’Ente locale.

• Riscatto della rete e rimborso al valore uscenteEx metodo e valori da convenzione, ove previsti; ex Regio Decreto 14 ottobre 1925 n. 2578, ove la convenzione non preveda il caso o non indichi il metodo di calcolo con sufficiente dettaglio.

• Benefici economici per gli EELLIl canone è sostituito da: coperture di costi (una tantum), quote tariffarie (remunerazione del capitale), valore dei titoli di efficienza energetica ottenuti tramite gli interventi previsti dall’esito della gara.

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3. Gare gas: Sintesi dei principali fattori del cambiamento

• Criteri di aggiudicazioneLa nuova disciplina premia decisamente i contenuti tecnici dell’offerta: per le condizioni economiche (sconti, riconoscimenti, certificati) il punteggio oscilla tra 28-33 punti; per i criteri di sicurezza e di qualità del servizio tra 22-27; per i Piani di sviluppo dell’impianto (mtz e potenziamento) tra 35-40. La parte economica pesa per meno di un terzo).

• La gestione della gara Sono predefiniti e delineati negli aspetti salienti:- Bando di gara e Disciplinare di gara - I requisiti tecnico-economici per i soggetti che intendono partecipare alla gara - I criteri di costituzione della Commissione di gara- I criteri di aggiudicazione delle offerte- Trattamento delle offerte anomaleInoltre è definito il Contratto di servizio “tipo” per la regolazione dei rapporti con il Gestore post affidamento-( v DCO- chiusa-382/2012/R/gas)

• Benefici gestionali - Conoscenza puntuale degli asset e del loro valore- Riduzione delle spese di gara - Riduzione del contenzioso- Maggiori certezze dalla normativa e dalla regolazione

• Benefici per gli utenti finali - Sconti tariffari - Interventi di Efficienza energetica - Standard più elevati su sicurezza, qualità e rete

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La Fondazione EnergyLab promuove la ricerca e l’innovazione nel settore dell’ambiente e dell’energia

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Soci della Fondazione

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ADDENDUM

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si applicano le modalità del contratto/convenzione se specificate puntualmente (anche nelle modalità operative), oppure

si procede secondo le indicazioni di cui al regio decreto 15 ottobre 1925 (anche D.lgs 164/00), specificando però che la valorizzazione debba avvenire secondo le modalità definite dall’Autorità che deve tenere conto di una serie di parametri rilevanti:

• il costo di ricostruzione a nuovo sulla base dello stato di consistenza al netto del degrado fisico e comprendendo le immobilizzazioni in corso;• la specificità tecniche dei singoli contesti (pezzi speciali o opere particolari ecc.);• eventuali premi versati dal concessionario al Comune al fine di prorogare la concessione;• eventuali contributi pubblici e sussidi vari;• l’eventuale devoluzione gratuita all’Ente locale dell’impianto o di sue parti in caso di scadenza oltre il transitorio e una durata utile convenzionale considerando la presunta vita utile della tipologia del cespite.

Valorizzazione del rimborso al gestore uscente

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La valorizzazione del rimborso al gestore uscente: determinazione del valore industriale residuo (R.D. n. 2578 1925): un esempio

Proprietà della rete del Gestore 50% (tutti i misuratori inclusi)

Numero di PdR attivi 4.000

Lunghezza rete 40 km

t(dis)capex 89 €/PdR

Ipotesi assunte:

Rimborso:

Costo di ricostruzione a nuovo dell’impianto 5.000.000 €

Deprezzamento - 2.000.000 €

Contributi pubblici - 500.000 €

Rimborso = 2.500.000 €

N.B. Il valore t(dis)capex è un indicatore indiretto del valore dell’impianto. Impianti più pregiati e meno obsoleti sono caratterizati da valori più elevati (fino a 400 €/PdR e oltre) e comportano oneri di rimborso superiori.

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Le entrate per gli EE.LL. concedenti: riferimenti tariffari

- rappresenta il ricavo complessivo del Gestore da tariffa sul territorio servito - costituisce la base di calcolo per la determinazione delle entrate degli Enti locali, della Stazione Appaltante e dei proprietari dell’impianto - è calcolato per ciascuna impresa ed è suddiviso in tre distinti ricavi (vincoli) specifici:

VRD a copertura dei costi del servizio di distribuzione (ammortamento e manutenzione reti e cabine, costi operativi ecc.)

VRM a copertura dei costi del servizio di misura(contatori, letture ecc.)

VRC a copertura dei costi del servizio di commercializzazione della distribuzione(fatturazione, vettoriamento ecc.)

VRT – VINCOLO SUI RICAVI TOTALE

+

+

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VRD – VINCOLO SUI RICAVI DI DISTRIBUZIONE

Si articola in:

Costi centralizzati

Costi di capitale t(cen) [€/PdR] a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti delle immobilizzazioni centralizzate (parametrico): immobili non industriali, altre immobilizzazioni materiali e immobilizzazioni immateriali.

Costi operativi t(dis)opex [€/PdR] a copertura dei costi operativi dell’attività di distribuzione

differenziata per densità e classe dimensionale dell’impresa (parametrico).

+

Costi di località

Costi di capitale t(dis)capex [€/PdR] a copertura della remunerazione del capitale investito e degli

ammortamenti delle immobilizzazioni di località (da bilanci): terreni, fabbricati industriali, impianti principali e secondari, condotte stradali, derivazioni.

Le entrate per gli EE.LL. concedenti: riferimenti tariffari

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Le entrate per gli EE.LL. concedenti: un esempio

Stima per un comune “tipo”

Ipotesi assunte:

Proprietà della rete 50% (misuratori esclusi)

Numero di PdR attivi 4.000

Lunghezza rete 40 km

t(dis)capex 89 €/PdR

Entrate:

Remunerazione del capitale investito netto (cin) 115.861,68 €/anno

4% della remunerazione del capitale di località 9.925,49 €/anno

TOSAP ca. 4.000 €/anno

Quota dei costi di copertura degli oneri di gara …

Eventuale Valore TEE …

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