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Regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche - ppt scaricare
PubblicatoAgapito Villani Modificato 4 anni fa
Presentazione sul tema: "Regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche"— Transcript della presentazione:
1 Regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche
Emma Putzu Direzione Tariffe Unità analisi patrimoniali ed economiche Seminario Università di Pavia - Pavia, 4 giugno 2009 Autorità per l’energia elettrica e il gas
2 Indice I riferimenti normativi
La determinazione delle tariffe: i criteri generali La regolazione tariffaria del settore elettrico
3 Indice I riferimenti normativi
4 Riferimenti normativi (1/5) Legge n. 481/95 – Articolo 1
Mandato dell’Autorità “garantire la promozione della concorrenza e dell’efficienza nei servizi di pubblica utilità (…), nonché adeguati livelli di qualità nei servizi medesimi in condizioni di economicità e di redditività, assicurandone la fruibilità e la diffusione in modo omogeneo sull’intero territorio nazionale definendo un sistema tariffario certo, trasparente (…) promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori il sistema tariffario deve altresì armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse”
5 Riferimenti normativi (2/5) Legge n
Riferimenti normativi (2/5) Legge n. 481/95 – Articolo 2, comma 12- comma 18 Competenza in materia di regolamentazione tariffaria L’Autorità per l’energia elettrica e il gas: stabilisce e aggiorna (…), la tariffa base, i parametri e gli altri elementi di riferimento per determinare le tariffe (…) nonché le modalità di recupero dei costi eventualmente sostenuti nell’interesse generale (lettera e) aggiorna la tariffa base (…) con il metodo del price cap definisce le condizioni tecnico economiche di accesso e di interconnessione alle reti (…) (lettera d)
6 Riferimenti normativi (3/5) Legge 14 novembre 1995, n
Riferimenti normativi (3/5) Legge 14 novembre 1995, n. 481 articolo 2, comma 17 Definizione di tariffa Si intendono per tariffe i prezzi massimi unitari dei servizi al netto delle imposte
7 Riferimenti normativi (4/5) Legge n. 481/95 – Articolo 2, comma 18
I criteri per la determinazione della tariffa l’Autorità determina la tariffa con il metodo del price cap, utilizzando i seguenti parametri: Tasso di variazione medio annuo riferito ai dodici mesi precedenti dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall’ISTAT Obiettivo di variazione del tasso annuale di produttività, prefissato per un periodo almeno triennale
8 Riferimenti normativi (5/5) Legge n
Riferimenti normativi (5/5) Legge n. 481/95 – Articolo 2, comma 12- comma 18 I criteri per la determinazione della tariffa l’Autorità deve determinare la tariffa in modo da: garantire il recupero della qualità del servizio riconoscere i costi derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo o dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale riconoscere i costi derivanti dall’adozione di interventi volti al controllo e alla gestione della domanda attraverso l’uso efficiente delle risorse
9 Quali tariffe in un mercato libero DPCM 31 ottobre 2002
Pone criteri generali integrativi ai criteri stabiliti dall’articolo 3, commi 2 e 5, della legge 14 novembre 1995, n. 481 per la definizione delle tariffe dell’elettricità e del gas L’Autorità: definisce, calcola e aggiorna le tariffe anche dopo l’apertura dei mercati ai clienti idonei al fine di consentire un ordinato e graduale passaggio al mercato liberalizzato per gli utenti finali che si trovavano nella condizione di cliente vincolato definisce metodologie di aggiornamento delle tariffe che ne minimizzano l’impatto inflazionistico minimizza l’impatto degli oneri derivanti da misure a contenuto sociale
10 Indice I riferimenti normativi
11 La regolamentazione tariffaria dell’energia La filiera gas
La regolamentazione tariffaria dell’energia La filiera gas La filiera elettrica Trasmissione Misura Dispacciamento Distribuzione Stoccaggio Trasporto Produzione Importazione Borsa Cliente libero Cliente tutelato Utenza Residenziale e Commerciale Utenza industriale Centrali Termo- elettriche Shippers Acquirente Unico Grossisti GNL Venditori Settori regolati Settori liberi
12 La regolamentazione dell’energia Perché regolare le tariffe dei servizi essenziali
L’incidenza sul prezzo finale della parte derivante da tariffe regolate è inferiore a un quinto del totale Gas Elettricità Energia 37,1% Commercializ. all'ingrosso 4,9% Vendita al dettaglio 3,9% Totale imposte 37,8% Stoccaggio 1,4% Trasporto 4,8% Distribuzione 10,1% Costi infrastrutture 16,4% Costi di approvvigionamento 63,8% Totale imposte 14,0% Oneri generali di sistema 7,3% Costi di rete 14,8% Fonte: AEEG, dati aggiornati al secondo trimestre 2009 È tuttavia necessario regolare le tariffe dei servizi in monopolio per: evitare comportamenti anticoncorrenziali nei servizi liberalizzati a valle e a monte garantire l’accesso a condizioni eque e non discriminatorie alle infrastrutture essenziali proteggere le fasce deboli
13 Quale ruolo per l’Autorità in un mercato libero
L’Autorità fissa le tariffe per i servizi svolti in regime di monopolio (trasmissione/trasporto, distribuzione, misura, stoccaggio e rigassificazione) costituiscono il prezzo massimo che il monopolista può praticare le imprese regolate determinano i corrispettivi tariffari nel rispetto dei criteri definiti dall’Autorità L’Autorità non regola i prezzi delle attività in concorrenza (produzione, importazione e vendita) salvo: Condizioni economiche (Deliberazione n.156/07) sono relative a servizi liberamente svolti (vendita, produzione e importazione) sono definite dall’Autorità sulla base di criteri di mercato e dei costi del servizio costituiscono una garanzia per i piccoli clienti I regimi di tutela per gli utenti disagiati
14 Le scelte dell’Autorità Obiettivi del sistema tariffario
Minimizzare i costi del servizio costi “riconosciuti” e price cap Garantire un adeguata redditività alle imprese regolate Ridurre il trade-off tra riduzione dei costi/investimenti/qualità del servizio Tutelare i clienti di piccole dimensioni, domestici, in condizioni di disagio economico/fisico Garantire l’uso efficiente delle risorse nella fornitura del servizio/tutela dell’ambiente
15 Le scelte dell’Autorità Caratteristiche generali del sistema tariffario (1/2)
Garantisce l’efficienza e corretto trasferimento del segnale di prezzo tramite tariffe rispondenti ai costi del servizio Garantisce l’eliminazione di sussidi incrociati tra diverse tipologie d’utenza e diverse attività caratteristica indispensabile se l’operatore di sistema è di proprietà di un impresa verticalmente integrata Garantisce la coerenza dei criteri di regolazione adottati in ambito nazionale con gli indirizzi sviluppati in ambito europeo (esempio adozione della tariffa entry exit nel trasporto gas) caratteristica indispensabile per favorire la creazione di un mercato europeo dell’energia, differenze nella struttura tariffaria possono comportare vincoli agli scambi tra i sistemi di trasporto dei diversi paesi membri Garantisce il rispetto delle specificità tecniche (settoriali/infrastrutturali) favorendo la convergenza tra i settori dell’energia elettrica e del gas per quanto riguarda i criteri generali di riconoscimento dei costi e della regolazione tariffaria i meccanismi di incentivazione dello sviluppo efficace delle infrastrutture
16 La determinazione delle tariffe
DAI COSTI RICONOSCIUTI … COSTI OPERATIVI Profit sharing Price cap + AMMORTAMENTI Vita utile standard + Remunerazione del capitale investito RAB/CIR/CIN … ALLA TARIFFA: prezzo massimo unitario del servizio
17 Identificazione dei costi del servizio (1)
Nozione contabile di costo costo sostenuto, rilevato e documentabile Costi del personale Costi per materiali di consumo Costi per servizi da terzi Aggiornati annualmente con il price cap COSTI OPERATIVI
18 Il meccanismo del price cap Attivazione della regolazione con price cap
All’inizio di ciascun periodo regolatorio occorre: definire la base dei costi sottoposti a price cap valutare il livello di questi costi in un anno di riferimento, di solito l’ultimo di cui si hanno dati consolidati da bilancio (anno n-1) In base ai costi dell’anno n, si definisce la tariffa per l’anno n+1 e per gli anni successivi del periodo regolatorio, tenendo conto dell’inflazione (RPI) e del fattore X di efficientamento Anno n Costi Costin Pn = Quantitàn Pn+1 = Pn (1 + RPIn - X) Quantità Pn+2 = Pn+1 (1 + RPIn+1 - X) Incentivo L’eventuale recupero di efficienza ulteriore rispetto al valore di X fissato rimane all’azienda regolata per l’intero periodo regolatorio Pn+3 = Pn+2 (1 + RPIn+2 - X) Pn+4 = Pn+3 (1 + RPIn+3 - X)
19 Il meccanismo del price cap Rinnovo della regolazione con price cap
Alla fine di ciascun periodo regolatorio si verificano: i costi effettivi sostenuti dall’azienda la quantità erogata nell’ultimo anno consolidato Il rapporto tra queste due quantità è il costo effettivo per unità di prodotto. Questo viene confrontato con la tariffa stabilita per l’ultimo anno del periodo regolatorio All’eventuale quota di efficientamento in eccesso rispetto al livello previsto si applica il profit sharing eventualmente Anno n+3 Profit sharing solo parte della differenza tra tariffa regolata finale e costo unitario effettivo rimane all’impresa regolata. Sarà recuperata all’interno del fattore X, durante il successivo periodo regolatorio. Pn+4 = Pn+3 (1 + RPIn+3 - X) Anno n+4 Costi Peffn+4 = Costin+4 Quantitàn+4  = Pn+4 - Peffn+4 Quantità
20 Identificazione dei costi del servizio (2)
Capitale investito regolatorio = + immobilizzazioni nette + capitale circolante netto - fondi oneri e rischi - fondo TFR Costo storico rivalutato Tasso di remunerazione WACC REMUNERAZIONE CAPITALE INVESTITO
21 La remunerazione del capitale investito (WACC)1/2
Tasso di rendimento congruo Capitale di rischio: CAPM Indebitamento: Attuali condizioni di costo del debito per le imprese del settore WACC Il tasso di remunerazione del capitale investito è determinato come media ponderata del tasso di rendimento del capitale di rischio e di quello sul debito Weighted Average Cost of Capital (WACC)
22 La remunerazione del capitale investito 2/2
Tasso di rendimento del capitale investito Weighted Average Cost of Capital (WACC): media ponderata del tasso di rendimento del capitale di rischio e di quello di debito WACC WACC = (E/E+D) ri + (D/E+D) rD (1-t) Capitale di rischio Capitale di debito Capitale di rischio Rendimento atteso dall’investimento in una attività i: ri= rf + ßi pr rf = tasso di rendimento attività prive di rischio ßi = misura del rischio sistematico dell’attività pr = premio per il rischio di mercato Capitale di debito Attuali condizioni di costo del debito per le imprese del settore: rD
23 Servizio di trasmissione
I parametri e i tassi usati per fissare il WACC Parametro Descrizione rf Tasso nominale delle attività prive di rischio 3,14 4,25% 4,45% ß levered Rischio sistemico attività 0,43 0,55 0,575 Pr Premio di mercato 4% Kd Rendimento cap debito 4,5% 4,66% 4,90% T Aliquota fiscale 46% 40% Tc Scudo fiscale 37% 33% Rpi Inflazione 1,4% 1,7% 1,7 D/E Indebitamento/Capitale di rischio 4/10 7/10 8/10 WACC Rendimento del capitale investito 5,6% 6,7% 6,9%
24 Servizio di distribuzione
I parametri e i tassi usati per fissare il WACC Parametro Descrizione rf Tasso nominale delle attività prive di rischio 3,14 4,25% 4,45% ß levered Rischio sistemico attività 0,43 0,6 Pr Premio di mercato 4% Kd Rendimento cap debito 4,5% 4,66% 4,90% T Aliquota fiscale 46% 40% Tc Scudo fiscale 37% 33% Rpi Inflazione 1,4% 1,7% 1,7 D/E Indebitamento/Capitale di rischio 4/10 7/10 8/10 WACC Rendimento del capitale investito 5,6% 6,8% 7,0%
25 Servizio di misura e vendita
I parametri e i tassi usati per fissare il WACC Parametro Descrizione solo misura rf Tasso nominale delle attività prive di rischio n.c. 4,25% 4,45% ß levered Rischio sistemico attività 1,00 0,67 Pr Premio di mercato 4% Kd Rendimento cap debito 4,66% 4,90% T Aliquota fiscale 40% Tc Scudo fiscale 33% Rpi Inflazione 1,7% 1,7 D/E Indebitamento/Capitale di rischio 7/10 8/10 WACC Rendimento del capitale investito 8,4% 7,2%
26 Le scelte dell’Autorità La remunerazione dei nuovi investimenti (1/2)
Settore gas Forti carenze infrastrutturali l’Autorità ha previsto la garanzia di un’extra remunerazione per periodi fino a anni per gli investimenti indispensabili per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti permettere all’Italia di svolgere un ruolo chiave come hub incrementare l’offerta, in particolare del gas proveniente da paesi oltre frontiera Attualmente la remunerazione per i nuovi investimenti è, in media, superiore al 10%, in termini reali prima delle tasse Settore gas WACC Incentivo max Distribuzione gas 7,6 % Trasporto gas via tubo 6,7 % +3 % Stoccaggio gas 7,1 % +3,5 % Rigassificazione gas
27 Le scelte dell’Autorità La remunerazione dei nuovi investimenti (2/2)
Settore elettrico Minori criticità rispetto al settore gas: incentivi rilevanti ma più contenuti l’Autorità ha previsto la garanzia di un’extra remunerazione per periodi fino a 8-12 anni per gli investimenti finalizzati a ridurre le congestioni nelle reti di trasmissione favorire l’ammodernamento delle reti di distribuzione Attualmente la remunerazione per i nuovi investimenti è compressa tra il 9%-10%, in termini reali prima delle tasse Settore Elettrico WACC Incentivo max Distribuzione 7 % +2% Trasmissione 6,9 % +3% Misura 7,2 %
28 Stabilità di principi e criteri della regolazione tariffaria
Garantire la certezza sulle modalità di riconoscimento dei costi alle imprese regolate e sulle logiche di aggiornamento dei medesimi non solo all’interno del periodo di regolazione ma anche tra un periodo e l’altro, riduce il cosiddetto rischio regolatorio Effetti positivi Per le imprese Per gli utenti Riduce il costo del capitale Incrementa la propensione ad investire delle imprese Garantisce certezza e stabilità dei ricavi Il minor costo del capitale “dovrebbe tradursi” in tariffe più basse
29 Indice I riferimenti normativi
30 La regolazione tariffaria del settore elettrico: riferimenti normativi
Legge 14 novembre 1995, n. 481 articolo 3, comma 2 Tariffa unica nazionale Per le tariffe relative ai servizi di fornitura dell’energia elettrica i prezzi unitari da applicare per tipologia di utenza sono identici sull’intero territorio nazionale
31 Disciplina in vigore fino al 1 gennaio 1997
Tariffe fissate in via amministrativa Tariffe uniche riferite all’utenza finale: il quadro normativo era quello risalente ai provvedimenti di unificazione emanati dal Comitato interministeriale prezzi (CIP). La determinazione delle tariffe era effettuata con l’obiettivo di coprire i costi sostenuti per i servizi forniti senza adeguati incentivi al contenimento dei costi e con il solo vincolo del contenimento dell’inflazione. Le tariffe in molti casi non riflettevano adeguatamente i costi della fornitura per le singole tipologie di utenza (52 tipologie d’utenza). Le tariffe erano fissate in termini complessivi senza distinzione per le fasi che compongono il servizio stesso (generazione, trasmissione, distribuzione). Obiettivi del Legislatore in Monopolio Servizio pubblico Indirizzi pubblici di politica industriale Elettrificazione del paese/politica delle fonti/sussidi a clienti industriali Garantire l’occupazione, Enel come stabilizzatore sociale
32 Il sistema tariffario prima della riforma introdotta dall’Autorità
Struttura tariffaria in vigore fino al giugno 1997 Tariffa Tariffa binomia (lire/KW; lire KWh) a copertura dei costi fissi e variabili del servizio elettrico (distribuzione, generazione e trasmissione) Sovraprezzi Sovraprezzo termico; recupero imposta fabbricazione su oli combustibili; ripianamento conto onere termico; nucleare, rinnovabili; Oneri Fiscali Sovraprezzo termico incremento della taiffa riconosciuto ai produttori per far fronte agli incrementi dei costi dovuti a shock nei prezzi delle materie prime (reintrodotto dal CIP nel 1974).
33 Primi interventi di razionalizzazione da parte dell’AEEG: Delibera n
Sono stati inglobati nella tariffa tutti i sovraprezzi e contemporaneamente è stata modificata la struttura tariffaria in modo da enucleare le componenti legate all’andamento dei prezzi dei combustibili; i sovraprezzi e la preesistente componente variabile della tariffa sono stati accorpati in due parti: La parte A: prezzo dell’energia destinato ai clienti vincolati pari a PGT=Ct+FT Dove PGt è il prezzo pagato al produttore in relazione al consumo nella fascia oraria T; Ct è la componente di costo relativa al combustibile e FT componente relativa agli altri costi (remunerazione capitale, ammortamento, personale) La parte B che copre i costi di dispacciamento, trasporto e distribuzione (vettoriamento) che va sommata a PGt per ottenere la tariffa finale il nuovo sistema ha consentito di superare il precedente sistema di rimborso a piè di lista: costo riconosciuto indipendente dai combustibili utilizzati ottenuto determinando un paniere di combustibili fossili quotati sui mercati internazionali (CT); aggiornamento bimestrale del costo variabile riconosciuto.
34 Primi interventi di razionalizzazione da parte dell’AEEG: Delibera n
IMPOSTE IMPOSTE SOVRAPREZZI TARIFFA Parte B (copre i costi fissi) TARIFFA Parte variabile Parte A (copre costi variabili) Quota fissa o corrispettivo di potenza Quota fissa o corrispettivo di potenza
35 La regolazione tariffaria del settore elettrico: riferimenti normativi
Legge 27 ottobre 2003, n.290 art. 1 quinquies, comma 7 L'Autorità definisce le tariffe di remunerazione delle reti di trasporto e distribuzione, anche al fine di garantire le esigenze di sviluppo del servizio elettrico, adottando criteri che includano la rivalutazione delle infrastrutture, un valore del tasso di rendimento privo di rischio almeno in linea con quello dei titoli di Stato a lungo termine nonché una simmetrica ripartizione tra utenti e imprese delle maggiori efficienze realizzate rispetto agli obiettivi definiti con il meccanismo del price cap, applicato alle componenti tariffarie destinate alla copertura dei costi operativi e degli ammortamenti”
36 Evoluzione del sistema tariffario elettrico
1997 – Prima riforma tariffaria (del. 70/97) Primo Testo Integrato Trasporto (2001) 2000 – 2003: Primo periodo regolatorio Avvio della borsa Elettrica (1/4/2004) 2004 – 2007: del. n.5/04 Secondo periodo regolatorio Completa apertura segmento vendita (1/7/2007) 2008 – 2011: del n. 348/07 Terzo periodo regolatorio Regime di protezione sociale ( )
37 Prezzo/tariffa finale
Prezzi e tariffe dell’energia elettrica dal 7/07 Prezzo/tariffa finale Costi Generazione Corrispettivo PED =PE + PD Costi di acquisto energia Costi di dispacciamento Tutelati Dispacciamento Liberi Prezzo libero Costi di generazione e dispacciamento Trasmissione Tutelati/ liberi Tariffa di trasporto (TRAS c€/kWh) Costi di trasporto rete trasmissione Distribuzione Tariffa di distribuzione obbligatoria Costi di distribuzione e commercializzazione servizio di distribuzione su reti AT,MT e BT Tutelati/ liberi Misura Tutelati / liberi Tariffa di misura (MIS1 MIS3) Installazione,manutenzione,rilevazione e registrazione consumi Vendita Tutelati Corrispettivo PVC Costi di commercializzazione del servizio vendita Liberi Prezzo libero
38 Le tariffe di trasmissione e distribuzione delibera n. 348/07
Tariffa di trasmissione Unica sul territorio nazionale TRAS c€/kWh differenziata per tipologia d’utenza, aggiornata annualmente Tariffa di distribuzione Unica sul territorio naturale differenziata per tipologia d’utenza, dal III periodo regolatorio tariffa obbligatoria con perequazione dei ricavi al vincolo V1 aggiornata annualmente Quota fissa c€/punto di prelievo per anno Quota potenza c€/kW per anno Quota energia C€/kWh Non si applica alle utenze domestiche
39 La perequazione dei costi - delibera n. 348/07
La legge 481/95 prevede la tariffa unica a livello nazionale e l’introduzione di meccanismi di perequazione tra gli esercenti il servizio di distribuzione dell’energia elettrica. L’uniformità della tariffa sul territorio nazionale, comporta la definizione dei corrispettivi tariffari sulla base delle caratteristiche medie dell’utenza e del territorio serviti dai distributori mentre i costi del servizio sostenuti dai distributori sono influenzati dalle specifiche caratteristiche della clientela servita e da fattori ambientali fuori dal controllo dell’impresa. La perequazione garantisce l’economicità e la redditività dei distributori Il regime di perequazione generale: Si applica a tutte le imprese distributrici per la perequazione dei costi di approvvigionamento, costi di trasmissione e distribuzione Il regime di perequazione specifico aziendale: la partecipazione alla perequazione specifica aziendale è riservata alle imprese ammesse al regime di PSA nel periodo regolatorio precedente 04-08 opera limitatamente ai costi di distribuzione e tende a bilanciare differenze nei costi di distribuzione effettivi rispetto ai ricavi ammessi dai vincoli tariffari, non catturabili mediante analisi statistiche ed econometriche (e quindi non perequate tramite il regime generale) e comunque legate a variabili fuori dal controllo dell’impresa.
40 La tariffa di misura - delibera n. 348/07
Servizio di misura dell’energia elettrica Installazione e manutenzione dei misuratori; Raccolta delle misure dell’energia elettrica; Validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica Tariffa di misura Unica sul territorio nazionale, aggiornata annualmente MIS1 quota potenza c€/punto di prelievo per anno MIS3 c€/kWh
41 Il meccanismo di aggiornamento tariffario applicato dall’AEEG
I corrispettivi tariffari sono fissati all’inizio del periodo regolatorio di durata solitamente quadriennale e aggiornati annualmente I corrispettivi a copertura dei costi di capitale (non sono soggetti a price cap) vengono aggiornati tenendo conto: del tasso di variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi, del tasso di variazione atteso dei volumi del servizio, tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione dei nuovi investimenti I corrispettivi a copertura dei costi operativi vengono aggiornati con il meccanismo del price cap applicando: Il tasso di variazione medio annuo dei prezzi al consumo per famiglie di operai ed impiegati Il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti (X factor recupero di produttività) Il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale
42 Il sistema tariffario per clienti domestici
La definizione di utenze domestiche I contratti riguardanti l’energia elettrica utilizzata per: alimentare le applicazioni in locali adibiti ad abitazioni a carattere familiare o collettivo con esclusione di alberghi, scuole… le applicazioni in locali annessi o pertinenti all’abitazione ed adibiti a studi, uffici … purchè l’utilizzo sia effettuato con un unico punto di prelievo e la potenza disponibile non superi i 15 kW Le tariffe applicate ai clienti domestici sono differenti
43 Il sistema tariffario per clienti domestici D1 – D2 – D3 delibera n
Per i clienti domestici sono previste specifiche tariffe di fornitura (trasmissione+distribuzione+ misura+vendita). Regime di maggior tutela La tariffa D1 è la tariffa di riferimento per la remunerazione dei servizi di trasmissione distribuzione e misura di energia elettrica non viene effettivamente applicata a nessun cliente (utilizzata per il calcolo del vincolo sui ricavi V1) Come per i periodi regolatori precedenti, anche per il il sistema tariffario per i clienti domestici prevede due tariffe D2 e D3 fissate dall’Autorità e obbligatoriamente offerte ai propri clienti da ogni distributore Le tariffe D2 e D3 e sono determinate in funzione della tariffa D1
44 Il sistema tariffario per clienti domestici Perché la D2 e la D3?
Le tariffe D2 e D3 sono state introdotte per garantire gradualità nella transizione dal sistema tariffario precedente alla tariffa D1 rispondente ai costi del servizio, ed in attesa della definizione del regime di maggior tutela per i clienti in stato di disagio economico (fascia sociale).
45 Il sistema tariffario per clienti domestici Tariffe D2 e D3
Ciascuna impresa distributrice applica alle utenze domestiche le tariffe D2 e D3 La tariffa D2 è offerta obbligatoriamente ai clienti residenti con potenza impegnata fino a 3 kW (80% circa dei clienti). La tariffa D3 è applicata ai clienti residenti con potenza impegnata oltre 3 kW e ai clienti non residenti (20% circa dei clienti).
46 La tariffa D2 La tariffa D2 è così strutturata:
Corrispettivo fisso: τ1 € cent/punto di prelievo per anno; Corrispettivo di potenza: τ2 € cent/kW impegnato per anno; Corrispettivo di energia : τ3 € cent/kWh, differenziati per scaglioni di consumo Gli scaglioni della tariffa D2: Fino a 900 kWh/anno Oltre 900 a 1800 kWh/anno Oltre 1800 a 2640 kWh/anno Oltre 2640 a 3540 kWh/anno Oltre 3540 a 4440 kWh/anno Oltre 4440 kWh/anno
48 L ‘andamento del prezzo dell'energia elettrica per un consumatore domestico tipo
Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e kWh di consumo annuo in c€/kWh
49 Tariffa/Condizioni economiche per il cliente domestico tipo e andamento del prezzo del petrolio in euro (Brent) Numeri Indici : III bim 1997 = 100
50 Prezzi finali dell’energia elettrica per il consumatore domestico - 1
Non include le componenti A e UC Fonte: Eurostat, e AEEG Include le componenti A e UC
51 Prezzi finali dell’energia elettrica per il consumatore domestico - 2
I consumatori standard di Eurostat per l’Italia sono scarsamente rappresentativi; su un totale di circa 21 milioni di consumatori domestici residenti, circa 10 milioni hanno consumi compresi tra 1800 e 3500 kWh/a. Fonte: elaborazione AEEG su dati forniti dai distributori Il basso livello del prezzo italiano pubblicato da Eurostat in corrispondenza di consumi pari a 1200 kWh/a e l’elevato livello in corrispondenza di consumi pari a 3500 kWh/a, rispetto ai prezzi dei principali paesi europei, riflette la struttura delle tariffe domestiche italiane: per consumi maggiori di 3000 kWh/a le tariffe D2 e D3 sussidiano la tariffa D2 relativa a consumi inferiori a 3000 kWh/a.
52 Componenti tariffarie: altri oneri
MCT UC3 UC4 UC5 UC6 UC7 UC1 Oneri generali componenti A Maggiorazione tariffe distribuzione Maggiorazione tariffe distribuzione Rapporto diretto CCSE-autoproduttori Ulteriori componenti UC Maggiorazione tariffe distribuzione Maggiorazione tariffe vendita
53 Gli oneri generali e le componenti tariffarie ulteriori
Oneri generali afferenti al sistema elettrico individuati su proposta dell’Autorità dal Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato, di concerto con il Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica, art. 3, comma 11 dlgs n. 79/99 Copertura garantita attraverso componenti tariffarie A definite come maggiorazioni al corrispettivi del servizio di distribuzione Ulteriori componenti UC garantiscono il recupero degli oneri derivanti dalla perequazione, dall’applicazione dei regimi tariffari speciali, dai recuperi di qualità del servizio…
54 Le componenti A ed MCT Descrizione Rif. normativi Dovuta da
Aliquota media A2 Oneri nucleari (smantellamento centrali; chiusura ciclo combustibile) Articolo 3, comma 11, dlgs n. 79/99 Tutti i clienti 0,164 A3 Promozione produzione da fonti rinnovabili e assimilate (Cip 6) Decreto legislativo n. 79/99 1,017 A4 Oneri derivanti dall’applicazione delle condizioni tariffarie speciali Tutti i clienti, 0,206 A5 Ricerca e sviluppo di interesse generale 0,020 A6 Costi non recuperabili in seguito al processo di liberalizzazione (stranded cost) 0,000 As Oneri derivanti dalle misure di tutela sociale Decreto MSE 28 dicembre 2007 Tutti i clienti eccetto i beneficiari 0,169 MCT Misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitano centrali nucleari Articolo 4, legge n. 368/03 Applicata a tutti i kWh consumati 0,017
55 Le componenti UC Componente Descrizione Dovuta da UC1
Perequazione costi di acquisto dell’energia elettrica destinata al mercato vincolato i soli clienti in regime di maggior tutela UC3 Perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione tutti i clienti UC4 Integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori Oggi tutti i clienti UC5 Compensazione degli oneri a carico di TERNA per la differenza tra perdite effettive e perdite standard UC6 Oneri per recuperi di continuità del servizio UC7 oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali di en. el.
56 Gli utenti disagiati I regimi di tutela per gli utenti disagiati
Energia Elettrica È in vigore il meccanismo di tutela per gli utenti domestici in condizioni di disagio economico e fisico (decreto interm , Delibera 117/08) Strumento: meccanismo compensativo consistente nel riconoscimento di un “bonus” annuo, differenziato in funzione della numerosità familiare Obiettivo: risparmio per l’utente tipo pari a circa il 20% della spesa elettrica Beneficiari: per disagio economico sono individuati in base all’Indicatore di Situazione Economica Equivalente (ISEE) nuclei familiari con ISEE fino a 7’500 euro famiglie numerose (almeno quattro figli a carico) con ISEE fino a 20’000 euro Tutela specifica indipendente dal reddito per i cittadini in gravi condizioni di salute (apparecchiature elettromedicali) Gas naturale è in fase di definizione l’analogo meccanismo di tutela per gli utenti domestici in condizione di disagio economico (decreto legge n. 185/08)
58 Bibliografia A. Biancardi, F. Fontini (2005), Mercati e regole nei settori dell’energia, Il Mulino G. Cervigni, M. D’Antoni, 2001 Monopolio naturale, concorrenza, regolamentazione, Liberi di scegliere? - Carocci G. Marzi, L. Prosperetti, E. Putzu, (2001) La regolazione dei servizi infrastrutturali,– Il Mulino G. Marzi, (2006) Concorrenza e regolazione nel settore elettrico, 2006 – Carocci
59 Principali delibere dell’Autorità in materia di tariffe elettriche
Delibera 26 giugno 1997, n. 70/97 Primo intervento di razionalizzazione del sistema tariffario e introduzione di un meccanismo automatico di aggiornamento della parte della tariffa destinata a coprire i costi variabili di impianti di produzione che utilizzano combustibili fossili (CT) Delibera 18 febbraio 1999, n. 13/99 Determinazione dei corrispettivi per il trasporto dell’energia elettrica destinata ai clienti liberi su reti di trasmissione e distribuzione. Delibera 29 dicembre 1999, n. 204/99 Riforma del sistema tariffario per i clienti del mercato vincolato (trasporto e vendita dell’energia elettrica) Delibera 29 dicembre 1999, n. 205/99 Definizione del prezzo dell’energia elettrica destinata al mercato vincolato e della tariffa di trasporto per i distributori. Testo integrato (Delibera 18, ottobre 2001), n. 228/01 Sostituisce le delibere 13/99, n. 204/99 e n. 205/99 definendo un sistema tariffario unico per i clienti liberi e vincolati relativamente al trasporto dell’energia elettrica. Definisce i meccanismi tariffari relativi alla vendita dell’energia elettrica ai clienti vincolati
60 La nuova regolazione tariffaria: la normativa
La legge 290/03 che ha integrato i criteri a cui l’AEEG deve attenersi nella fissazione delle tariffe di remunerazione delle reti di trasporto e distribuzione per garantire lo sviluppo del settore elettrico, prevede: la rivalutazione del valore delle infrastrutture; l’utilizzo di un tasso di rendimento delle attività prive di rischio almeno in linea con i titoli di Stato a lungo termine; la simmetrica ripartizione tra utenti e imprese delle maggiori efficienze realizzate rispetto agli obiettivi definiti con il meccanismo del price cap Con la Delibera 5/04 (testo integrato per il periodo di regolazione ) l’AEEG regola i corrispettivi per i seguenti servizi di pubblica utilità: distribuzione dell’energia elettrica trasmissione dell’energia elettrica acquisto e vendita dell’energia destinata al mercato vincolato commercializzazione del servizio di trasporto (trasmissione e distribuzione) misura dell’energia elettrica (installazione e manutenzione dei misuratori, rilevazioni e registrazioni delle misure)
61 Principali delibere dell’Autorità in materia di tariffe elettriche
Delibera 28 dicembre 2007, n. 348/07 e relativo Allegato A (Testo integrato trasporto - TIT) Sostanziale conferma per il 3° periodo regolatorio del quadro generale del quadriennio precedente Adeguamento al diverso contesto di mercato post luglio 2007 Convergenza delle metodologie tariffarie nei settori dell’energia elettrica e del gas Delibera 27 giugno 2007, n. 156/07 e relativo allegato A (Testo integrato vendita – TIV) Nuova regolazione del segmento della vendita conseguente all’apertura del mercato libero anche ai clienti domestici a partire dal 1 luglio 2007
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References: Articolo 1
 Articolo 2
 articolo 2
 Articolo 2
 Articolo 2
 articolo 3
 art. 1
 art. 3
 Articolo 3
 Articolo 4