Metodo tariffario transitorio - servizi idrici
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Autorità per l’energia elettrica e il gas1
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Uff. Speciale Tariffe e Qualità dei Servizi Idrici
Milano, novembre 2012
Il Metodo Tariffario Transitorio- assunzioni post simulazioni-
Autorità per l’energia elettrica e il gas2
Processo di consultazione
�La consultazione ha rappresentato un periodo diintensa interazione con i soggetti interessati:
� focus group;�documenti di consultazione;� incontri specifici;
�seminari illustrativi.
�Il risultato conclusivo è la sintesi:�delle proposte iniziali dell’Autorità;�delle diverse osservazioni/istanze pervenute (spesso con
natura reciprocamente inconciliabile);�delle simulazioni effettuate sulla base delle indicazioni fornite
nei seminari del 18 e 19 settembre 2012.
Autorità per l’energia elettrica e il gas3
Ambito di applicazione
�La metodologia tariffaria illustrata, è riferita a tuttele gestioni, escluse le gestioni con sistematariffario CIPE.
�Le successive indicazioni vanno intese al netto deicosti passanti: energia elettrica, conguagli tariffari,servizi idrici all’ingrosso e canoni/mutui degli entilocali.
�A fronte di variazioni tariffarie anomale, l’Autoritàsi riserva di verificare le informazioni fornite, incollaborazione con l’AATO di riferimento.
Autorità per l’energia elettrica e il gas4
Assunzioni per lo “stress test”
.
.
�X-factor e profit sharing basati sul confronto con costi standard espressi daequazioni morfologicamente analoghe a quelle del MTN ma ribasate sui dati diun campione di imprese.
�Vite utili regolatorie allineate alla vita tecnica.
�Costo storico rivalutato dei cespiti sulla base del deflatore degli investimentifissi lordi.
�Oneri finanziari e fiscali standard.
�Circolante basato su un ritardo pagamenti fatture di 60 giorni.
�Inglobamento dei costi e dei margini degli altri servizi idrici nel vincolo ai ricaviriconosciuti.
�50% del margine delle attività non idriche a copertura del vincolo ai ricavi.
�Gradualità come da documento di consultazione solo per le tariffe in aumento.
�Costi operativi riconosciuti al netto di: accantonamenti in eccesso rispetto allenorme tributarie, rettifiche, attività finanziarie, oneri straordinari, perdite sucrediti ecc…
Autorità per l’energia elettrica e il gas5
Assunzioni modificate
�Gradualità simmetrica con assorbimento del meccanismo di efficientamentonei meccanismi di gradualità.
�Non applicazione del meccanismo del profit sharing per gli anni 2012-2013.
�Nel caso di vincoli ai ricavi in diminuzione:
• copertura di eventuali maggiori costi del debito;
• margine nella disponibilità delle AATO da destinare a nuovi investimenti (obbligo didestinazione).
�Per la copertura del vincolo ai ricavi sono:
• esclusi i margini delle altre attività non idriche;
• ripartiti i margini delle altre attività idriche .
�Circolante valutato con un ritardo pagamenti fatture maggiorato.
�Riconoscimento, nei costi operativi, anche di una quota degli accantonamential fondo rischi eccedenti quelli previsti dalle norme tributarie.
Autorità per l’energia elettrica e il gas6
Metodo transitorio Metodo definitivo
� Mantenimento dei criteri di riconoscimento dei costi.
� Non riconoscimento degli accantonamenti in eccesso.
� Previsione per una regolazione della morosità.
� Continuità del trattamento dei margini e dei costi delle altreattività idriche fino all’applicazione delle nuove regole diunbundling.
� Inserimento di meccanismi incentivanti/disincentivanti al ricorsoalle anticipazioni sugli investimenti.
� Applicazione dei meccanismi X-factor e profit sharing sulla base dinuovi riferimenti standard.
� Introduzione di alcuni riferimenti standard come il costodell’energia elerttrica o i costi per gli immobili non industriali.
� Valutazione degli oneri finanziari sulla base del time-lag, per gliinvestimenti a partire dal 2012.
Autorità per l’energia elettrica e il gas7
Gradualità (1)Obiettivi
� Rendere graduale l’applicazione del metodo tariffario transitorio.
� Prevede percorsi di efficientamento per i costi operativi maggioridi quelli previsti nei piani d’ambito aggiornati, con convergenzaai valori indicati dai piani medesimi.
� Fornire incentivi all’aggiornamento dei piani d’ambito obsoleti, alfine di individuare gli obiettivi di efficientamento di cui alprecedente alinea. (Verranno esclusi gli aggiornamenti cheamplifichino la differenza tra costi di piano e costi rilevati dabilancio).
� Prevedere vincoli di destinazione, ove vengano attivatimeccanismi di anticipazione degli investimenti come previsti daipiani d’ambito.
� Coprire comunque i costi del debito già contrattoprecedentemente alla nuova regolazione tariffaria (31/12/2012).
Autorità per l’energia elettrica e il gas8
Gradualità (2)Meccanismi
Gradualità
allineamento ai costi in 4 anni
Efficientamento dei costi
se opex aziendali > opex piano, allineamento agli opex piano in 4 anni (gradualità a scendere)
Incentivo aggiornamento piani d’ambito
se opex piano < opex aziendali convergenza agli opex aziendali in 4 anni (gradualità a salire)
Vincoli di destinazione
se la differenza tra Vincolo di piano e Vincolo transitorio risulta positivo, il relativo riconoscimento in tariffaè lasciato alle decisioni dell’AATO, ma è comunque equiparato ad un finanziamento a fondo perduto, senzariconoscimento dei relativi capex
Copertura costi
riconoscimento dei maggiori costi del debito rispetto ai capex del metodo transitorio, se generati dacontratti precedenti al 2013.
Autorità per l’energia elettrica e il gas9
Gradualità (3)Algoritmi (1)
2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013VRP<VRT Opex= Op
+(Ott-Op)/4Opex= Op
+(Ott-Op)/2Opex= (3*(VRP-Capex)+Ott)/4
Opex= ((VRP-Capex)+Ott)/2
Opex=Ott Opex=Ott
PdAold
VRP<VRT Opex= Ott -(Ott-Op)/4
Opex= Ott -(Ott-Op)/2
Opex= ((VRP-Capex)+3*Ott)/4
Opex= ((VRP-Capex)+Ott)/2
Opex=Ott Opex=Ott
PdAnew
VRP>VRT Opex=Min(Ott;(VRP_Capex))
Opex=Min(Ott;(VRP_Capex))
Opex= min((Ott+3*Op)/4;(Ott+3*(VRP-Capex))/4)
Opex=Min((Ott+Op)/4;(Ott+(VRP-
Capex))/2)
Opex= (3*(VRP-Capex)+Ott)/4
Opex=((VRP-Capex)+Ott)/2
PdAold/new Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=Ctt Capex=Ctt
NIFoP=max(0;(VRP-Opex-Capex))
NIFoP=max(0;(VRP20
13-Opex-Capex))
NIFoP=max(0;(VRP-Opex-Capex))
NIFoP=max(0;(VRP20
13-Opex-Capex))
NIFoP=max(0;(VRP-Opex-Capex))
NIFoP=max(0;(VRP
2013-Opex-Capex))
Capex=3/4*(Cp +(Op-
Ott))+1/4*Ctt
Capex=1/2*(Cp +(Op-Ott))+1/2*Ctt
Capex=Cp+(Ctt-Cp)/4
Capex=Cp+(Ctt-Cp)/2
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=3/4*(Cp +(Op-
Ott))+1/4*Ctt
Capex=1/2*(Cp +(Op-Ott))+1/2*Ctt
Capex=Cp+(Ctt-Cp)/4
Capex=Cp+(Ctt-Cp)/2
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Capex=Min(Cp;(Ctt+max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt)))
Op>Ott2012
Cp<Ctt2012 Cp>Ctt2012 Cp>Ctt2012 Cp<Ctt2012
Cluster Op<Ott2012 Op<Ott2012 Op>Ott2012
Autorità per l’energia elettrica e il gas10
Gradualità (3)Algoritmi (2)
Legenda
VRT Vincolo ai ricavi riconosciuto dal metodo transitorio al netto dei costi passanti
VRP Vincolo ai ricavi riconosciuto dal piano d’ambito al netto dei costi passanti
PdA
old/new
Piano d’ambito rispettivamente con aggiornamento antecedente al 2008 o successivo al 2007
Op/Cp Opex/capex da piano d’ambito (al netto dei costi passanti come l’energia elettrica)
Ott/Ctt Opex/capex da metodo tariffario transitorio (al netto dei costi passanti come l’energia elettrica)
CdD Costo totale del debito
NIFoP Quota aggiuntiva di costo destinata a nuovi investimenti