regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche autorità per lenergia elettrica e il gas...

Regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche

Autorità per l’energia elettrica e il gas

Emma PutzuDirezione Tariffe

Unità analisi patrimoniali ed economiche

Seminario

Università di Pavia - Pavia, 4 giugno 2009

2Autorità per l’energia elettrica e il gas

Indice

I riferimenti normativi

La determinazione delle tariffe: i criteri generali

La regolazione tariffaria del settore elettrico





Indice


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”


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)


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


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


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


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





Indice


La regolamentazione tariffaria dell’energia La filiera gas La filiera elettrica

AcquirenteUnico

Venditori

Grossisti

Shippers

GNL

Trasmissione

Misura

Dispacciamento

Distribuzione

Misura

Stoccaggio

Distribuzione

Trasporto

ProduzioneImportazione

Borsa

Cliente libero

Clientetutelato

ProduzioneImportazione

Utenza Residenziale

e Commercial

e

Utenza industriale

Centrali Termo-

elettriche

Settori liberi

Settori regolati


La regolamentazione dell’energiaPerché regolare le tariffe dei servizi essenziali

Elettricità

Costi di approvvigionamento63,8%

Totale imposte14,0% Oneri

generali disistema

7,3%

Costi di rete14,8%

Energia37,1%

Commercializ. all'ingrosso4,9%

Vendita al dettaglio3,9%

Totale imposte 37,8%

Stoccaggio 1,4%

Trasporto4,8%

Distribuzione10,1%

Costi infrastrutture16,4%

L’incidenza sul prezzo finale della parte derivante da tariffe regolate è inferiore a un quinto del totale

Gas

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

Fonte: AEEG, dati aggiornati al secondo trimestre 2009


Quale ruolo per l’Autorità in un mercato liberoL’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


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

Le scelte dell’AutoritàObiettivi del sistema tariffario


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

Le scelte dell’AutoritàCaratteristiche generali del sistema tariffario (1/2)


La determinazione delle tariffe

DAI COSTI RICONOSCIUTI …

… ALLA TARIFFA: prezzo massimo unitario del servizio

AMMORTAMENTI Vita utile standard

Remunerazione del capitale

investitoRAB/CIR/CIN

COSTI OPERATIVI

Profit sharing

Price cap

+

+


Identificazione dei costi del servizio (1)

Nozione contabile di costo

costo sostenuto, rilevato e documentabile

COSTI OPERATIVI

Costi del personale

Costi per materiali di consumo

Costi per servizi da terzi

Aggiornati annualmente con il price cap


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

CostiAnno n

Pn+1 = Pn (1 + RPIn - X)

Pn+2 = Pn+1 (1 + RPIn+1 - X)

Quantità

CostinPn =

Quantitàn

Pn+3 = Pn+2 (1 + RPIn+2 - X)

Pn+4 = Pn+3 (1 + RPIn+3 - X)

IncentivoL’eventuale recupero di efficienza ulteriore rispetto al valore di X fissato rimane all’azienda regolata per l’intero periodo regolatorio


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

CostiAnno n+4

= Pn+4 - Peffn+4

Pn+4 = Pn+3 (1 + RPIn+3 - X)

Quantità

Peffn+4 =

Costin+4

Quantitàn+

4

Anno n+3Profit sharingsolo 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.


Identificazione dei costi del servizio (2)

Capitale investito regolatorio =

+ immobilizzazioni nette

+ capitale circolante netto

- fondi oneri e rischi

- fondo TFR

REMUNERAZIONE CAPITALE INVESTITO

Tasso di remunerazione

Costo storico rivalutato

WACC


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)

La remunerazione del capitale investito (WACC)1/2


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

Capitale di

rischio

Capitale di

debito

WACC

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

WACC = (E/E+D) ri + (D/E+D) rD

(1-t)


I parametri e i tassi usati per fissare il WACC

Servizio di trasmissione

Parametro Descrizione 2000-2003 2004-2007

2008-2011

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% 4% 4%

Kd Rendimento cap debito 4,5% 4,66% 4,90%

T Aliquota fiscale 46% 40% 40%

Tc Scudo fiscale 37% 33% 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%



Servizio di distribuzione


2008-2011


3,14 4,25% 4,45%

ß levered Rischio sistemico attività 0,43 0,6 0,6

Pr Premio di mercato 4% 4% 4%

Kd Rendimento cap debito 4,5% 4,66% 4,90%

T Aliquota fiscale 46% 40% 40%

Tc Scudo fiscale 37% 33% 33%

Rpi Inflazione 1,4% 1,7% 1,7


4/10 7/10 8/10


5,6% 6,8% 7,0%



Servizio di misura e vendita


2008-2011

solo misura


n.c. 4,25% 4,45%

ß levered Rischio sistemico attività n.c. 1,00 0,67

Pr Premio di mercato n.c. 4% 4%

Kd Rendimento cap debito n.c. 4,66% 4,90%

T Aliquota fiscale n.c. 40% 40%

Tc Scudo fiscale n.c. 33% 33%

Rpi Inflazione n.c. 1,7% 1,7


n.c. 7/10 8/10


n.c. 8,4% 7,2%


Le scelte dell’AutoritàLa remunerazione dei nuovi investimenti (1/2) Settore gasForti carenze infrastrutturali

l’Autorità ha previsto la garanzia di un’extra remunerazione per periodi fino a 15-16 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 WACCIncentivo

max

Distribuzione gas 7,6 %

Trasporto gas via tubo 6,7 % +3 %

Stoccaggio gas 7,1 % +3,5 %

Rigassificazione gas 7,6 % +3 %


Le scelte dell’AutoritàLa remunerazione dei nuovi investimenti (2/2)Settore elettricoMinori 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 WACCIncentivo

max

Distribuzione 7 % +2%

Trasmissione 6,9 % +3%

Misura 7,2 %


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

Stabilità di principi e criteri della regolazione tariffaria

Per le imprese Riduce il costo del capitale Incrementa la propensione ad

investire delle imprese Garantisce certezza e stabilità dei

ricavi

Per gli utenti Il minor costo del capitale

“dovrebbe tradursi” in tariffe più basse

Effetti positivi





Indice


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


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).

Disciplina in vigore fino al 1 gennaio 1997


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

Il sistema tariffario prima della riforma introdotta dall’Autorità


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.

Primi interventi di razionalizzazione da parte dell’AEEG: Delibera n.70/ 1997 (1)


Primi interventi di razionalizzazione da parte dell’AEEG: Delibera n.70/ 1997 (2)

IMPOSTE

SOVRAPREZZI

TARIFFA Parte variabile

Quota fissa o corrispettivo di potenza

TARIFFA

IMPOSTE

Quota fissa o corrispettivo di potenza

Parte A

(copre costi variabili)

Parte B

(copre i costi fissi)


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”


Evoluzione del sistema tariffario

elettrico1997 – Prima riforma tariffaria (del. 70/97)

2000 – 2003:

Primo periodo regolatorio

2004 – 2007: del. n.5/04

Secondo periodo regolatorio

2008 – 2011: del n. 348/07

Terzo periodo regolatorio

Avvio della borsaElettrica (1/4/2004)

Completa aperturasegmento vendita

(1/7/2007)

Primo Testo Integrato

Trasporto (2001)

Regime di protezione sociale

(2008-2009)


Prezzi e tariffe dell’energia elettrica dal 7/07

Tutelati

GenerazioneGenerazione

Costi di trasporto rete trasmissione

Liberi Prezzo libero Costi di generazione e dispacciamento

TrasmissioneTrasmissione Tutelati/ liberi

Tariffa di trasporto (TRAS c€/kWh)

DistribuzioneDistribuzioneTutelati/

liberi

Tariffa di distribuzioneobbligatoria

Costi di distribuzione e commercializzazione servizio di distribuzione su reti AT,MT e BT

Costi di acquisto energiaCosti di dispacciamento

Corrispettivo PED =PE + PD

Installazione,manutenzione,rilevazione e registrazione consumiMisuraMisura Tutelati /

liberiTariffa di misura

(MIS1 MIS3)

Tutelati

VenditaVenditaLiberi Prezzo libero

Corrispettivo PVCCosti di commercializzazione del servizio

vendita

Prezzo/tariffa finalePrezzo/tariffa finale CostiCosti

DispacciamentoDispacciamento


Le tariffe di trasmissione e distribuzionedelibera n. 348/07Tariffa 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


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.


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


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


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


Il sistema tariffario per clienti domesticiD1 – D2 – D3 delibera n. 348/07

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 2008-2011 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


Il sistema tariffario per clienti domesticiPerché 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).


Il sistema tariffario per clienti domestici Tariffe D2 e D3Ciascuna 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).


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 4440 kWh/anno


3,83,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,1 3,1 2,6 2,6 2,4 2,4 2,4 2,4 2,5 2,5

5,56,3 6,4 6,5 6,6 6,8 7,2 7,7 7,6

8,3 8,8 8,9 8,6 8,5 9,0 9,4 10,211,0

11,7 11,9 11,0 10,7

1,0 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 0,70,7 1,1

1,11,4 1,5 1,7 1,7 1,6

1,61,6

1,41,4 1,3

1,2 1,2

1,9 1,9 1,9 2,0 2,0 2,0 2,02,0 2,1

2,12,2 2,2 2,2 2,2 2,2

2,32,3

2,42,5 2,5

2,42,4

12,3 12,2 12,3 12,4 12,6 12,8 12,813,4

13,714,5

15,4 15,6 15,6 15,5 15,515,9

16,517,2

17,9 18,1

17,116,8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

I trim2004

II trim III trim IV trim I trim2005





II trim

c€

/kW

h

costi di rete energia e approvvigionamento oneri generali di sistema imposte

Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700 kWh di consumo annuo in c€/kWh

L ‘andamento del prezzo dell'energia elettrica per un consumatore domestico tipo


Tariffa/Condizioni economiche per il cliente domestico tipo e andamento del prezzo del petrolio in euro (Brent) Numeri Indici : III bim 1997 = 100

050

100150

200250

300350

400450

III b

im 9

7

VI b

im 9

7

III b

im 9

8

VI b

im 9

8

III b

im 9

9

VI b

im 9

9

III b

im 0

0

VI b

im 0

0

IIII b

im 0

1

VI b

im 0

1

III b

im 0

2

VI b

im 0

2

III tr

im 0

3

II tr

im 0

4

I trim

05

IV tr

im 0

5

III tr

im 0

6

II tr

im 0

7

I trim

08

Prezzo Brent (€/b) Tariffa domestico tipo (c€/kWh)

Prezzi finali dell’energia elettricaper il consumatore domestico - 1

Fonte: Eurostat, e AEEG

cent€/kWhAl lordo delle imposte Al netto delle imposte

DB: 1000-2500 kWh/a luglio-dicembre 2007 luglio-dicembre 2007Francia 14.15 10.81Germania 23.40 14.74Italia 13.32 10.67Regno Unito 16.30 15.52Portogallo 15.46 14.73UE (25 paesi) 16.92 12.9

DC: 2500-5000 kWh/a luglio-dicembre 2007 luglio-dicembre 2007Francia 12.13 9.14Germania 21.05 12.79Italia 23.77 16.74Regno Unito 14.81 14.11Portogallo 15.59 14.86UE (25 paesi) 16.36 11.98

2700 kWh/a luglio-dicembre 2007 luglio-dicembre 2007Italia 15.72 13.47

Include le componenti A e UC

Non include le componenti A e UC

Prezzi finali dell’energia elettricaper 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.

• 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.

Fonte: elaborazione AEEG su dati forniti dai distributori

40%

27%

19%

14%

0-1800 kWh/a

1801-2640 kWh/a

2641-3540 kWh/a

>= 3541 kWh/a


A2

A3

A4

A5

A6

MCT

UC3

UC4

UC5

UC6

UC7

UC1

Maggiorazione tariffe distribuzione

Rapporto diretto CCSE-autoproduttori

Oneri generali componenti A

Ulteriori componenti UC



Maggiorazione tariffe vendita

Componenti tariffarie: altri oneri


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…


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

A3Promozione produzione da fonti rinnovabili e assimilate (Cip 6)

Decreto legislativo n. 79/99


A4Oneri derivanti dall’applicazione delle condizioni tariffarie speciali


Tutti i clienti, 0,206

A5Ricerca e sviluppo di interesse generale



A6

Costi non recuperabili in seguito al processo di liberalizzazione (stranded cost)



AsOneri 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


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

UC3Perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione

tutti i clienti

UC4Integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori

Oggi tutti i clienti

UC5Compensazione degli oneri a carico di TERNA per la differenza tra perdite effettive e perdite standard

tutti i clienti

UC6Oneri per recuperi di continuità del servizio

tutti i clienti

UC7

oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali di en. el.

tutti i clienti


Gli utenti disagiatiI 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. 28.12.07, 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)


Domande


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

Bibliografia


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

Principali delibere dell’Autorità in materia di tariffe elettriche


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 2004-2007) 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)

La nuova regolazione tariffaria: la normativa


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

Principali delibere dell’Autorità in materia di tariffe elettriche

regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche autorità per lenergia elettrica e il gas...

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