STUDI E ANALISI FINANZIARIA STUDI DI SETTORE

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1 STUDI E ANALISI FINANZIARIA STUDI DI SETTORE

2 Indice Introduzione... 2 Capitolo 1 - La vecchia struttura tariffaria La definizione del costo standard La struttura della tariffa...6 Capitolo 2 - Forma e componenti della nuova struttura tariffaria... 8 Capitolo 3 - I costi di approvvigionamento I criteri utilizzati dall AEEG per identificare la parte variabile della tariffa La definizione dell indice...12 Capitolo 4 - La tariffa di trasporto e di rigassificazione La determinazione dei costi riconosciuti e il tetto ai ricavi (RT e RL) Il meccanismo di indicizzazione per le tariffe di trasporto Forma delle tariffe di trasporto Calcolo delle tariffe di trasporto Le tariffe di rigassificazione...25 Capitolo 5 - la tariffa di stoccaggio I ricavi riconosciuti Forma della tariffa di stoccaggio...28 Capitolo 6 - la tariffa di distribuzione e vendita Le modalità di riconoscimento dei costi di distribuzione Il meccanismo di indicizzazione della tariffa di distribuzione La componente legata alla tariffa di vendita Forma e vincoli della tariffa di distribuzione...36 Studi e Ricerche 1

3 Introduzione L obiettivo di questa nota è di fornire una sintesi della nuova struttura tariffaria per il settore del gas prevista dall Autorità per l Energia Elettrica e per il Gas (AEEG). Si tratta di una sintesi di numerosi interventi normativi diffusi a partire dal 1999 che hanno profondamente innovato la tariffa. Per le singole parti della filiera, la regolamentazione dell AEEG definisce infatti le modalità di determinazione dei costi, il livello massimo di ricavo ammesso, il meccanismo di indicizzazione, i vincoli e/o la forma ammessa delle tariffe da proporre ai consumatori. Il processo di ristrutturazione tariffaria è dunque stato portato a conclusione: i clienti idonei possono quindi richiedere la fornitura del servizio agli operatori delle diverse fasi della filiera sulla base delle proprie tariffe, mentre per i clienti vincolati vige ancora una tariffa integrata, seppure profondamente modificata. Nei capitoli seguenti vengono analizzati i provvedimenti tariffari relativi alle singole fasi della filiera. In particolare: Nel capitolo 1 viene descritta la vecchia struttura tariffaria, nota con il nome di Metodo; Nel capitolo 2 è descritta la forma generale della nuova struttura tariffaria, ossia la sua divisione nelle varie fasi della filiera. Nei capitoli seguenti viene approfondita l analisi degli interventi sulle singole parti della filiera costi di approvvigionamento, di trasporto e rigassificazione, di stoccaggio e infine di distribuzione e vendita. In particolare: nel capitolo 3 viene definita la nuova metodologia di indicizzazione della parte variabile della tariffa in modo da chiarirne non solo gli effetti per la tariffa pagata dagli utenti finali, ma anche evidenziare le caratteristiche di quello che, ad oggi, è l indice di riferimento del prezzo del gas in Italia; nel capitolo 4 viene descritta la tariffa di trasporto e di rigassificazione, di particolare interesse soprattutto dal punto di vista degli utenti idonei allacciati alla rete di alta pressione o alla rete regionale; nel capitolo 5 viene invece descritta la tariffa di stoccaggio anch essa di interesse per i clienti idonei; la tariffa di distribuzione e vendita e le differenze locali che vanno ad impattare sui clienti finali domestici sono invece descritte nel capitolo 6. Studi e Ricerche 2

4 Capitolo 1 - La vecchia struttura tariffaria La struttura tariffaria vigente fino all 1 luglio del 2001, in seguito innovata dalla Delibera 237/00, è stata definita nel provvedimento CIP 16/93. Tale normativa (chiamata comunemente Metodo) definiva: - i criteri per il calcolo dei costi che i distributori erano ammessi a traslare in tariffa (Costo Standard C st ); - la forma delle tariffe. La conoscenza del Metodo è importante, in quanto parte della struttura tariffaria attuale poggia ancora sul vecchio sistema tariffario, soprattutto per quanto riguarda la forma dei meccanismi di indicizzazione della quota materie prime. Inoltre, tramite il confronto tra il vecchio meccanismo tariffario e l attuale è possibile apprezzare la portata innovativa dell intervento dell AEEG La definizione del costo standard Come premessa fondamentale per la comprensione del Metodo, è utile ricordare che tutte le componenti del costo standard erano calcolate in funzione di un coefficiente k che definisce il grado di sviluppo raggiunto da ciascun esercizio di distribuzione (cosiddetto ambito tariffario). K è pari al rapporto tra il gas venduto, in calorie, e il numero degli utenti. K era inserito in maniera diversa nella componenti tariffarie, ed aveva effetti differenti sulla tariffa che descriveremo nel seguito. Gli ambiti tariffari erano stati definiti in una delibera CIPE precedente; essendo questi più di 1.100, ognuno con proprio parametro K di riferimento e un proprio livello tariffario, si era creata una vera e propria giungla tariffaria cui l AEEG ha cercato di porre rimedio con la riforma. Le componenti del costo standard definite nel Metodo sono la componente materia prima e la componente di costo di distribuzione La componente materia prima (Qm) La componente materia prima (Qm) è dato dalla seguente formula cm + iqf ' c' m Q m = w * + w * 9.2 * cnc * r pcm * cnc * r La prima componente cm + iqf 9.2 * cnc indica il prezzo del gas metano. In particolare cm è la quota proporzionale del prezzo di cessione, iqf è la quota fissa, 9.2 indica il Potere Calorifico Superiore del gas tipicamente trasportato da SNAM e cnc è un parametro Studi e Ricerche 3

5 per tenere conto anche del gas non contabilizzato (ossia delle perdite lungo la rete di trasporto), pari a Infine, r è il coefficiente di trasformazione da calorie a metri cubi. Il livello di cm e iqf era definito dall accordo tra SNAM e le associazioni di categoria dei distributori. Inoltre cm era differenziato per scaglioni di K. All aumentare del rapporto, il valore di cm cresce. La quota proporzionale veniva indicizzata sulla base dell andamento del prezzo del gasolio nazionale; iqf, fissato nel 1993 pari a 50.2 lire/cm, veniva poi aggiustato sulla base dell andamento dell inflazione. La seconda componente invece è relativa al GPL e alle altre materie prime di origine gassosa. Dato il loro basso peso (il valore di w era fissato a 0.1), l impatto sul prezzo complessivo è poco significativo. La componente materia prima includeva non solo il costo di approvvigionamento alla frontiera 1, ma anche, implicitamente, i costi di trasporto sulla rete nazionale in alta pressione, quelli di stoccaggio e di utilizzo dei terminali GNL. Prezzi più elevati per gli ambiti tariffari con grado di sviluppo K meno elevati erano stati pensati come strumenti atti a favorire l opera di metanizzazione del paese. Tuttavia, di fatto si sono trasformati a lungo in uno strumento di extra-profitti per i distributori. Inoltre, il legame della componente materia prima rispetto a quello che era considerato allora l unico combustibile alternativo al gas naturale per il riscaldamento, cioè il gasolio per uso residenziale prodotto a livello nazionale, ha determinato una spirale del tutto anomala nell andamento dei prezzi. Infatti, l utilizzo del gasolio per riscaldamento è rapidamente decaduto nel corso degli anni 90: l effetto scarsità ne ha innalzato i prezzi, (in controtendenza al gasolio internazionale i cui prezzi scendevano), che a sua volta ha trainato il prezzo del gas. Al fine di interrompere questa spirale sui prezzi, nel 1998 l AEEG con la Delibera 40/98 ha modificato una prima volta il meccanismo di indicizzazione, legandolo al migliore andamento tra i prezzi del gasolio internazionale rispetto a quello del gasolio domestico. In secondo luogo, ha innovato una seconda volta e in maniera maggiormente incisiva il meccanismo di indicizzazione, eliminando il riferimento al grado di sviluppo, attraverso la Delibera 52/99 (Vedi capitolo 3). La delibera 195/02 ha poi ulteriormente modificato il meccanismo di indicizzazione, senza però intaccare la struttura del paniere di riferimento. Di seguito il regolatore ha provveduto a definire le tariffe di trasporto e di stoccaggio (Vedi capitoli 4 e 5). Una componente tariffaria unitaria come Q m potrebbe quindi essere abolita, essendo state esplicitate le tariffe relative alle singole fasi della filiera. Per i clienti vincolati la distinzione tra i diversi elementi di costo non è stata ancora compiuta, in modo da agevolare il regime transitorio. Per ora, le singole tariffe sono ancora aggregate nella componente tariffaria CPM (vedi capitolo 2). Per i clienti idonei, invece, l ormai completata ristrutturazione tariffaria permette agli operatori di sostenere unicamente i costi relativi al servizio richiesto. 1 Dal punto di vista industriale, i costi di approvvigionamento alla frontiera includono i costi di esplorazione e sviluppo e quelli di trasporto dai siti di produzione a quelli di consumo. Nel caso del gas liquefatto, bisogna includervi anche i costi di liquefazione. Studi e Ricerche 4

6 1.1.2 La componente del costo di distribuzione La componente del costo di distribuzione era composta da una quota gestione (Qg) e da una quota investimenti (Qi). Queste componenti sono state abolite e totalmente rinnovate dalla riforma delle tariffe di distribuzione imposte dalla Delibera 237/00 (vedi capitoli 2 e 4) La quota gestione (Qg) La formula tariffaria precedentemente prevista per il recupero dei costi di gestione degli impianti di distribuzione agiva attraverso un loro riconoscimento a piè di lista. Infatti la formula è: Q g = Q gprec * (1 + ( I cp)) Dove Q gprec stava ad indicare l insieme dei costi di personale, di esercizio e generali indicati dall esercente nel corso della revisione tariffaria tenuta nel Tale componente era inoltre indicizzata all andamento dell inflazione, al netto di un recupero di produttività cp che era indicato annualmente dal Comitato Interministeriale Prezzi (CIP). Il meccanismo di recupero dei costi a piè di lista non incentiva all efficienza gestionale; ciò forniva agli operatori l opportunità di inserire tra i costi riconosciuti spese poco afferenti all attività di distribuzione. Mancava inoltre qualsiasi accenno alla distinzione tra attività di distribuzione e di vendita, che all epoca non si riteneva potessero essere separate, con l attività di vendita resa concorrenziale La quota investimenti La componente a recupero dei costi di investimenti è la componente principale della tariffa di distribuzione. La formula prevista nella delibera 16/93 è la seguente: i * IS * A Q i = K Dove: - i è il coefficiente che tiene conto sia dell equa remunerazione del capitale, sia degli ammortamenti dello stesso, ed era fissato pari al 9% reale pre-tasse, (all 8.6% qualora il rapporto mezzi propri/totale attivo fosse inferiore al 45%, in modo da scoraggiare un eccessivo ricorso al debito); - IS è il costo di investimento standard, definito a due livelli diversi in funzione del coefficiente K. Qualora il coefficiente avesse avuto valore minore di 9000 cm/utente/anno, il valore di IS sarebbe stato pari a L/utente; se superiore, sarebbe stato pari a lire/utente; - A invece è un ulteriore componente che modula il valore di IS in funzione degli investimenti compiuti nel triennio precedente la riforma, ed è tanto maggiore tanto più questi sono elevati. Studi e Ricerche 5

7 La formula tariffaria prevista era pertanto particolarmente incentivante, in modo da favorire gli investimenti e favorire la metanizzazione, per mezzo di capitali privati, del paese. Gli investimenti nelle reti di distribuzione e il consumo di gas erano ampiamente incentivati grazie alla presenza di un elevato Rate of Return (RoR), dato dalla componente i della tariffa e del premio agli investimenti garantito dalla componente A. Tuttavia, particolarmente indicativo dell incentivo alla metanizzazione del paese è l inserimento di K al denominatore della funzione. In questo modo, tanto più il rapporto volume erogato/utente è basso, tanto più il premio riconosciuto sull investimento standard viene elevato. Ciò determinava un incentivo ai distributori ad aumentare il numero di utenti attraverso l ampliamento della rete distributiva. Il Metodo ha certamente raggiunto l obiettivo di incentivare la rapida metanizzazione del paese. Alcuni sprechi tuttavia sono stati permessi dalla formula di riconoscimento a piè di lista dei costi di gestione, così come erano indubbiamente generosi i RoR garantiti e il livello degli investimenti standard, il che ha permesso a molti distributori, anche a metanizzazione e investimenti compiuti, elevate rendite di posizione La struttura della tariffa Una volta definiti i costi riconosciuti alle imprese, la delibera 16/93 del CIP ha provveduto a definire la struttura tariffaria per gli utenti serviti dai distributori attraverso i seguenti criteri: 1. la tariffa era definita per destinazione - o uso; 2. i livelli tariffari quote fisse e variabili erano in parte decisi dalle autorità vigenti (Ministero e CIP), in parte ed entro certi limiti lasciati agli operatori, il che ha determinato alcune distorsioni. Quattro erano le tariffe previste: - Tariffa T1, per gli utenti che utilizzano il gas esclusivamente per uso cucina e per l acqua calda (la cui dotazione domestica è cioè limitata al cosiddetto boiler) e non per il riscaldamento domestico. Per tali tariffe, i livelli sia della quota fissa che della quota variabile erano definiti dal CIP. I livelli erano estremamente bassi, non sufficienti a coprire i costi di distribuzione e vendita. La tariffa T1 di fatto era intesa come una tariffa sociale. - Tariffa T2, per gli utenti che utilizzano il gas per riscaldamento domestico. In questo caso, solo la quota fissa era fissata dal CIP, mentre la quota a copertura dal costo variabile era scelta liberamente dai distributori e doveva avere valore decrescente a volumi progressivi di consumo. - Tariffa T3, applicata inizialmente a tutti gli altri usi, in seguito modificata ai soli altri usi con livelli di consumo inferiore ai mc/anno, i cui livelli erano definiti con la stessa modalità previsti per la T2; Studi e Ricerche 6

8 - Tariffa T4, per altri usi con livelli di consumo superiori, per la quale erano definiti dal Ministero sia la quota fissa che quella variabile, anche in questo caso a livelli tali da non recuperare del tutto i costi del servizio 2. Tale struttura tariffaria determinava una distorsione molto grave sui prezzi in quanto, avendo i distributori libertà di fissare di fatto unicamente le aliquote variabili per le tariffe T2 e T3, che d altra parte erano relative alla maggior parte dell utenza, tendenzialmente vi hanno applicato valori estremamente elevati, con ciò recuperando anche i costi non recuperati a causa dei livelli eccessivamente bassi definiti dal CIP per le tariffe T1 e T4. L insieme dato da: un meccanismo di indicizzazione della componente materia prima, non legato all andamento dei combustibili effettivamente determinanti il costo del gas; la mancata distinzione all interno della componente materia prima delle componenti di trasporto e stoccaggio e il conseguente markup su un attività di monopolio tecnico; un riconoscimento dei costi generoso, in particolare per quanto riguarda i costi di gestione; ha certamente favorito il completamento della metanizzazione del paese. Tuttavia, una volta (quasi) esaurito tale compito, era necessaria una revisione tariffaria che: permettesse di separare le componenti di costo, distinguendo tra attività in monopolio tecnico da sottoporre a regolamentazione da attività liberalizzabili, da lasciare alla concorrenza; eliminasse le distorsioni tariffarie lato distribuzione e la penalizzazione riservata dalla precedente struttura tariffaria a gran parte dell utenza; fornisse incentivi alla razionalizzazione della struttura distributiva del paese, eccessivamente frammentata. L AEEG ha quindi avviato una profonda revisione tariffaria con la serie di interventi che trattiamo nei capitoli seguenti. 2 La suddivisione della tariffa per altri usi tra T3 e T4 fu causata dalle pressioni della Confartigianato e delle piccole imprese di Confindustria, che ottennero in questo modo prezzi del gas almeno in parte calmierati. Studi e Ricerche 7

9 Capitolo 2 - Forma e componenti della nuova struttura tariffaria L obiettivo principale della riforma tariffaria è di dare separata evidenza alle componenti di costo relative a ciascuna fase della filiera, in modo da: 1. evitare sussidi incrociati, impedendo che imprese integrate impongano alti ricarichi sulle attività naturalmente o strutturalmente in monopolio (trasporto, distribuzione, stoccaggio), il che permette loro di ridurre i prezzi nelle attività in competizione (dumping), praticando così una forma di concorrenza sleale; 2. permettere agli operatori di utilizzare ciascuna fase della filiera come servizio a sé stante, pagandone un prezzo, e facilitando così l accesso della domanda al mercato del gas. Le distorsioni evidenziate nel primo capitolo possono in gran parte essere sanate provvedendo alla separazione delle componenti di costo. Per comprendere appieno la nuova struttura dei servizi dell industria del gas in Italia, quindi, verrà analizzata la forma della tariffa per gli utenti vincolati o domestici, presentata dall AEEG nella Delibera 237/00. Essa fornisce un quadro di riferimento per analizzare nel proseguimento i provvedimenti sulle singole fasi della filiera. Nella delibera 237/00 l AEEG definisce la forma e le componenti della tariffa per gli utenti vincolati che è entrata in vigore a partire dal luglio La tariffa è composta da due parti: 1. Una componente fissa, pari alla quota fissa della tariffa per la distribuzione, determinata da ciascun distributore sulla base dei criteri definiti nella Delibera 237/00 (vedi capitolo 6); 2. Una componente variabile TV definita come: TV = QE + QVI + QT + QS + QL + TD + QVD dove QE è la quota a copertura dei costi di approvvigionamento; il livello e il paniere a cui sono indicizzati tali costi è definito dalla delibera 52/99 dell AEEG poi innovata dalla delibera 195/02 (vedi paragrafo 3); QVI è la quota a copertura dei costi di commercializzazione all ingrosso per la vendita ai clienti al mercato vincolato; QT è la quota a copertura dei costi di trasporto e dispacciamento; il 30 maggio 2001 con la delibera 120/01 l AEEG ha provveduto a definire la forma della tariffa di trasporto (vedi capitolo 4) QS è la quota a copertura dei costi di stoccaggio; la tariffa è stata fissata con la delibera 26/02 (vedi capitolo 5); Studi e Ricerche 8

10 QL è la quota a copertura dei costi di utilizzo dei terminali di GNL; la forma della tariffa è stata presentata nella delibera 120/01 (vedi capitolo 4); TD è la quota variabile della tariffa per la distribuzione; è stato regolata dalla delibera 237/00 (vedi capitolo 6); QVD è la quota rappresentativa dei costi di vendita al dettaglio; è stata regolata dalla delibera 237/00 (vedi capitolo 6). Il processo di determinazione tariffaria è dunque stato portato a conclusione: per ogni fase della filiera, sono quindi noti i criteri di fissazione dei costi, i ricavi ammessi per le società che operano in quella porzione della filiera, i vincoli e i criteri di formazione della tariffa. I clienti già oggi idonei possono quindi richiedere la fornitura del servizio agli operatori delle diverse fasi della filiera sulla base delle proprie tariffe. Per gli utenti del mercato vincolato, la situazione è un po diversa. L AEEG non ha ancora definito i livelli delle singole componenti; fino ad allora, le componenti QE, QVI, QT, QS, QL sono aggregate in un unica componente (CPM), la cui forma e il cui meccanismo di indicizzazione sono state definite dalla delibera 52/99; CPM è molto simile alla componente Qm definita nel provvedimento CIP 16/93 di cui al capitolo 1, ed è la componente tariffaria che viene aggiornata bimestralmente, mentre le parti rimanenti della tariffa sono aggiornate su base annuale. Attualmente si tratta quindi in tutto e per tutto di una componente aggregata. Il mantenimento di una componente aggregata per gli utenti finali non idonei non implica che per quest ultimi non vi siano stati mutamenti rispetto al Metodo, che sono stati almeno due; 1. l abolizione della differenziazione tariffaria per destinazione d uso, sostituite da tariffe articolate per livelli di consumo; 2. l abolizione degli ambiti tariffari. Entrambi questi fattori hanno fortemente semplificato la struttura tariffaria per i clienti domestici; tuttavia, la tariffa non è identica per tutti i clienti finali. Infatti: due componenti della tariffa, la TD e la QVD, sono afferenti alle società di distribuzione e di vendita, e sono calcolate sulla base dei costi di ciascun esercente, più di settecento ad oggi 3 ; vi è una grande differenza nell imposizione fiscale (addizionale IRPEF regionale e imposta di consumo), che incide in maniera fortemente differenziata sugli utenti allacciati alla rete di distribuzione; 3 In considerazione della modifica degli ambiti tariffari e quindi degli aggravi di costo che venivano a determinarsi in alcune situazioni, l AEEG con le delibere 5/01, 25/01 e 134/01 ha provveduto a definire un regime transitorio il quale: - definisce un CMP medio che viene riconosciuto a tutti i distributori, pari alle media dei CMP calcolati per singolo ambito e pesati sui volumi erogati da ciascun ambito; - istituisce un fondo di compensazione tra ambiti ad alto costo, in cui gli investimenti per il completamento della metanizzazione sono cominciati più tardi oppure che sono disagiati dal punto di vista geografico, e ambiti a minor costo. Nelle intenzioni dell AEEG il regime di compensazione tra ambiti è destinato a ridursi progressivamente, fino alla sua abolizione presumibilmente a partire dal prossimo periodo regolatorio (2005) Studi e Ricerche 9

11 l applicazione della riforma tariffaria è stata sospesa in alcune zone a causa del ricorso, poi vinto, condotto da alcuni esercenti, tra cui Italgas, contro la delibera 237/00. Ciò ha determinato tra il 2001 e oggi un doppio regime tariffario uno basato sul Metodo ed un altro basato sulla delibera 237/00. L accettazione del ricorso da parte del TAR della Lombardia tuttavia non implica il ritorno al Metodo, in quanto le materie del contendere impattano sulle modalità di calcolo dei costi da riconoscere, non sulla ristrutturazione tariffaria prevista dall AEEG. Studi e Ricerche 10

12 Capitolo 3 - I costi di approvvigionamento Nella terminologia della precedente formulazione tariffaria, i costi di approvvigionamento erano chiamati Quota materia prima (Qm) divisi in una quota fissa IQF ed una quota proporzionale QP, secondo la formula di cui al paragrafo 1. L AEEG ha modificato il precedente regime con la delibera 52/99, poi innovata in certi parametri con la delibera 134/01 e parzialmente nella struttura dalla Delibera 195/02, intervenendo su due aspetti: 1. identificazione delle componenti di Qm il cui andamento dipende effettivamente da quello delle quotazioni internazionali dei combustibili (parte variabile della tariffa); 2. ridefinizione del criterio e del paniere dei combustibili che forma l indice della componente variabile della tariffa I criteri utilizzati dall AEEG per identificare la parte variabile della tariffa All interno di Qm l AEEG ha mantenuto la componente fissa IQF, in quanto si tratta della quota forfettaria a copertura dei costi di trasporto nazionale e di stoccaggio, in attesa di provvedere alla separazione tariffaria anche per gli utenti non idonei. 4 Per quanto riguarda la quota proporzionale della componente variabile della tariffa (QP), non tutta può essere legata al corso dei combustibili internazionali. Infatti all interno del costo di acquisto del gas dall estero sono inseriti e recuperati anche i costi di trasporto, che devono recuperare i costi fissi di investimento, operativi e di manutenzione dei metanodotti internazionali che conducono il gas dai luoghi di produzione in Italia. L AEEG ha ritenuto che solo il 36% (q 0 ) 5 della componente variabile della tariffa andasse indicizzato, il che è fortemente indicativo di quanto i costi fissi di trasporto incidano sul costo di fornitura del gas. A seguito di tali considerazioni, l AEEG ha portato alla definizione della seguente formula di variazione bimestrale della tariffa: T ( I I ) q0 * PM 0 * t t 1 * PCS = Dove PM 0 è il valore del costo medio di acquisto del gas nel mese base di riferimento (gennaio 1999), pari a lire/cm, I t è l indice di cui nel paragrafo 3.2, PCS è il valore calorifero superiore del gas acquistato, che 4 In particolare, all 1 luglio di ogni anno, la componente IQF viene aggiornata per una quota pari al 90% dell indice nazionale dei prezzi al consumo. Al gennaio 2001, IQF è stata fissata a 58.5 lire/mj. 5 L analisi è stata condotta sulla base di dati forniti da SNAM. Il valore di q comprende anche le perdite medie di trasporto in alta pressione. Studi e Ricerche 11

13 mediamente è pari a 9200 kcal/mc, ma che in certe condizioni (atmosferiche, di trasporto) può variare La definizione dell indice La seconda parte della 52/99 è rivolta alla costruzione dell indice per l aggiornamento tariffario, attraverso l identificazione di un paniere di combustibili sostituti al gas naturale che siano quotati sui mercati internazionali e pesati attraverso coefficienti che riflettano la struttura dei consumi di tali combustibili in Italia. La struttura di questo indice è di fondamentale importanza, in quanto è l unico indice pubblico che possa essere impiegato come benchmark per la stima del prezzo di approvvigionamento del gas in Italia. Si tratta infatti del prezzo di approvvigionamento pagato dai distributori a Snam (ora Eni Gas&Power). Qualunque soggetto (trader, ma anche distributori per conto dei loro clienti idonei) riesca ad ottenere gas a prezzi inferiori (anche contrattando con la stessa SNAM), ottiene un margine sulla vendita superiore a quello garantito dalla regolazione tariffaria. Oltre a ciò, l indice I t è (relativamente) facile da replicare, può essere previsto per un periodo relativamente lungo di tempo (tre bimestri) e infine può essere impiegato per trovare delle coperture sui mercati dei derivati sulle commodities. La formula dell indice I t è la seguente: I t =α *( Gasoilt / Gasoil0 ) + b *( LSHOt / LSHO0 ) + c *( Crudet / Crude0 ) dove i coefficienti hanno i valori riportati nella seguente tabella A 0.49 B 0.38 C 0.13 I prezzi dei combustibili sono aggiornati trimestralmente attraverso una media mobile dei prezzi medi mensili relativi ai nove mesi precedenti il mese di indicizzazione, come stabilito dalla delibera 195/02. I prezzi utilizzati sono quelli pubblicati dal Platt s Oilgram Report, per i seguenti combustibili: 6 Tale fattore correttivo in realtà si applica solo se il rapporto tra PCS e il suo valore standard comporta variazioni superiore al 5% di 9200 kcal/mc. Studi e Ricerche 12

14 Fuel Fuels used in the Basket Gasoil CIF Med basis gasoil 0.2 LSHO Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) Crude (FOB breakeven prices) CIF Med basis LSHO Arab Light Iranian Light Kirkuk* Kuwait Murban* Saharan Blend* Zuetina* Brass Blend* * dal bimestre marzo-aprile 2002, questi greggi, non più quotati dal Platt s, vengono sostituiti da una media dei valori quotati di Arab Light, Iranian Light e Kuwait Viene ovviamente mantenuta l indicizzazione legata anche al consumo di GPL e di materie diverse, com era già previsto nella vecchia formulazione tariffaria, anche se, esattamente come prima, il peso relativo a questi combustibili è minimo. In base a ciò il valore medio unitario della parte variabile è pari alla formula: CMP = ( V Qm + V Qm V Qm ) 3 / E v Dove Qm e V sono i volumi e i prezzi rispettivamente di gas naturale, GPL e materie prime diverse, mentre E V è il totale dei volumi delle tre materie prime. La componente CPM viene aggiornata quando la variazione di I t è superiore al 5% rispetto al trimestre precedente. Fig. 1 - ANDAMENTO DELLA COMPONENTE IT DA 1999 A OGGI euro/cm Jan-99 Mar-99 May-99 Jul-99 Sep-99 Nov-99 Jan-00 Mar-00 May-00 Jul-00 Sep-00 Nov-00 Jan-01 Mar-01 May-01 Jul-01 Sep-01 Nov-01 Jan-02 Mar-02 May-02 Jul-02 Fonte: AEEG Studi e Ricerche 13

15 Capitolo 4 - La tariffa di trasporto e di rigassificazione La delibera 120/01 non solo innova profondamente la tariffazione dei servizi di trasporto in Italia, ma è anche uno dei primi casi in Europa di tariffa regolata e non negoziata. Infatti solo in Gran Bretagna è prevista una tariffa regolata da un Autorità di settore, mentre in altri paesi dove è in vigore il TPA (come Olanda e Germania) vigono tariffe negoziate tra le parti. In Italia il trasporto conto terzi già esisteva (circa il 10% del metano trasportato sulle linee di alta pressione di SNAM era vettoriato per altri), ed era regolato da un contratto stipulato tra SNAM da una parte, Unione Petrolifera e Assomineraria dall altra, che è rimasto valido fino all ottobre La forma tariffaria prevista dallo SNAM-Assomineraria/UP prevedeva una componente fissa ed una componente variabile direttamente proporzionale alla distanza, con livelli distinti per quattro classi di utilizzo dipendenti dal diametro dei gasdotti e in funzione della pressione di esercizio. Essendo un contratto bilaterale tra controparti private, non era esercitato alcun controllo sui prezzi applicati da Snam. L AEEG ha deciso di innovare profondamente tale formula tariffaria, in quanto non riflettente correttamente i costi (del resto, tale tariffa rifletteva tutt altra impostazione e ambiente regolatorio). Per comprendere la nuova formulazione tariffaria tuttavia è necessario premettere alcuni aspetti. 1. Per quanto ENI sia largamente il proprietario e operatore dominante nella filiera di trasporto vi sono altri due proprietari di reti in alta pressione, Edison e TPGM. Nelle premesse alla delibera 120/01, l AEEG riconosce che le infrastrutture relative al trasporto difficilmente possono essere ricondotte a modelli standard (anche per i tempi profondamente diversi in cui gli investimenti sono stati realizzati). Per questi motivi la delibera definisce unicamente i criteri di identificazione dei costi e di calcolo della tariffa, lasciando la determinazione dei livelli dei corrispettivi ai tre proprietari della rete; 2. La rete di trasporto italiana in alta pressione è fortemente magliata (struttura ad anello) con diversi livelli di pressione e quindi con livelli di investimenti diversi. In alcuni casi, il trasporto e/o il dispacciamento si esauriscono all interno di un ambito regionale. Per questi motivi vengono distinte una rete nazionale e una rete regionale di gasdotti, cui afferiscono costi e quindi livelli tariffari differenti; 3. Tutti gli operatori sono concordi nello stimare una sostenuta crescita della domanda nazionale di gas, a tassi vicini al % annuo, a fronte della quale saranno fondamentali nuovi investimenti, sia nella rete sia nella costruzione di nuovi terminali di rigassificazione. Per questo motivo, la tariffa vuole essere particolarmente incentivante, soprattutto rispetto all espansione e al potenziamento della rete; 4. La regolamentazione della fase di trasporto va valutata anche all interno della stesura dei codici di rete che verranno stipulati dai trasportatori con gli utenti sulla base di direttive dell AEEG. Il codice di rete è importante soprattutto al fine di definire l ambito dei servizi di base, accessori e speciali e per i meccanismi dinamici di assegnazione della capacità. I Studi e Ricerche 14

16 criteri per la stesura dei Codici di Rete sono stati pubblicati con la delibera 137/02 e i Codici predisposti dalle diverse società dovrebbero valere a partire dall anno termico La delibera 120/01 definisce innanzitutto il tetto ai ricavi sulla base dei costi riconosciuti all azienda, le modalità di indicizzazione del cap e la forma che devono assumere le tariffe di trasporto e a copertura dell utilizzo dei terminali di rigassificazione verso gli utenti La determinazione dei costi riconosciuti e il tetto ai ricavi (RT e RL) La delibera dell AEEG, definendo le modalità di recupero dei costi, stabilisce il tetto massimo ai ricavi che le imprese possono ottenere dalle attività di trasporto (RT) e di rigassificazione del GNL (RL). In premessa è da sottolineare che: 1. non viene identificato un costo standard per gli investimenti effettuati dalle imprese (come per esempio per la distribuzione del gas, o anche per le reti del settore elettrico), ma in considerazione delle diverse tempistiche e specificità delle infrastrutture adottate dai proprietari della rete, ogni operatore dichiara i suoi costi; 2. il criterio che viene adottato è quello del costo storico delle infrastrutture a bilancio, rivalutato con opportuni deflatori; 3. infine, è previsto un meccanismo incentivante per i potenziamenti e l evoluzione di tali infrastrutture. Vale la pena sottolineare che il mancato utilizzo del criterio del costo standard rende la regolazione dei costi molto meno stringente. Per l avvio della fase di regolazione i costi delle imprese sono di fatto rimborsati a piè di lista anche se gli investimenti ammessi al recupero (RAB Regulatory Asset Based) sono dati da voci di bilancio elencati dalla medesima delibera dell AEEG. Ciò vuol dire che il vincolo è meno stringente di quanto avrebbe potuto essere se fosse stato definito attraverso il criterio del costo standard. Dal RAB così determinato, discende il ricavo massimo annualmente permesso ai singoli operatori, che viene determinato applicando ad esso un Rate of Return regolamentato e aggiungendo il costo annuale operativo di mantenimento in esercizio in condizioni di sicurezza delle reti e il deprezzamento del valore dell impianto. Pertanto, il ricavo complessivo ammesso RT e RL è dato dalla somma delle seguenti componenti di costo: RT = CO + δ * I * (1 + r) + α * I NP 7 Un analisi della normativa per l accesso alle reti verrà predisposta nello Studio di Settore di prossima uscita La regolamentazione dell accesso alla rete di trasporto in Italia Studi e Ricerche 15

17 Dove 8 : - CO sono i costi operativi, ossia tutte le spese attribuibili all attività di trasporto o di rigassificazione, sulla base dei dati di bilancio dell esercizio 2000; 9 - I sono gli investimenti per le infrastrutture già esistenti (sia per le reti di trasporto che per le reti regionali), calcolati da ogni impresa sulla base del criterio del costo storico rivalutato 10, scontati degli ammortamenti δ 11 e a cui è riconosciuto un rate of return reale pre-tax del 7.94% per l attività di trasporto e del 9.15% per l attività di rigassificazione. - I NP indica i nuovi investimenti entrati in operatività nel corso del periodo quadriennale di regolazione e che sono stati annualmente approvati dall AEEG. I nuovi investimenti entrano pienamente nel calcolo della base del capitale investito netto alla prossima tornata regolatoria (2005): per un periodo di sei anni, tuttavia, viene riconosciuto un ricavo aggiuntivo pari ad una quota (α) dell investimento. Tale quota, calcolata con il meccanismo classico del WACC i cui parametri sono dati nella Relazione Tecnica alla Delibera 120/01, è pari al 7.47% per i nuovi investimenti nel settore di trasporto e al 9.09% per le nuove infrastrutture di rigassificazione, sempre pre-tax. I criteri di definizione dei costi riconosciuti alle imprese di trasporto e rigassificazione sono certamente non penalizzanti. Infatti: 8 La stessa formula si applica ai costi per gli investimenti nella rigassificazione 9 In particolare si tratta di: costo del personale, costi sostenuti per acquisti di materiali di consumo, costi di compressione, spinta e perdite di rete, costi per servizi e prestazioni esterne, accantonamenti diversi dagli ammortamenti. 10 Il meccanismo di calcolo delle immobilizzazione è il seguente: 1. per ogni tipo di cespite (fabbricati, condotte, centrali di spinta, impianti di GNL e altre immobilizzazioni), l impresa individua gli incrementi annuali, ossia scompone le immobilizzazioni presenti nel bilancio 2000 secondo gli investimenti effettuati anno per anno; 2. rivaluta gli investimenti sulla base di deflatori, indicati dall AEEG ovviamente tanto più alti tanto più si va indietro nel tempo, e che per l anno 2000 sono pari a 1. In questo modo viene definito il capitale investito lordo. 3. Sottrae al capitale investito netto il fondo di ammortamento economico tecnico, calcolato applicando un coefficiente di degrado al capitale investito lordo calcolato al punto c. Il coefficiente di degrado è dato dalla seguente formula PD 2000 AIP *100 VUT = cioè dove al numeratore si trova la distanza tra l anno utilizzato per la stima dei costi e l anno in cui è stato effettuato l investimento (AIP), mentre al denominatore si ha invece la vita utile dell impianto, indicata dall AEEG. 4. Sottrae alla differenza ottenuta al punto 3 la quota di contributi a fondo perduto ricevuta dallo Stato, ottenendo in questo modo il capitale investito netto (I) 11 Anche il tasso di ammortamento non è definito in base ad un valore standard, ma ogni impresa calcola quello da applicare al proprio capitale investito lordo. Infatti, una volta calcolato il capitale investito lordo per ogni categoria di cespiti, viene calcolato l ammortamento dividendo tale valore per la vita utile dell impianto. Il tasso di ammortamento complessivo si ottiene sommando i valori così ottenuti. Studi e Ricerche 16

18 - gli investimenti già effettuati sono calcolati attraverso il valore storico rivalutato, che è una modalità meno stringente del costo standard il RoR garantito alle imprese è certamente buono, in linea con le aspettative private di redditività degli investimenti in questo settore; - i nuovi investimenti sono fortemente incentivati, in quanto la componente aggiuntiva garantisce alle imprese che non dovranno aspettare la riregolazione quadriennale per vedere riconosciuti tali investimenti ma, in aggiunta a questa, viene riconosciuto un vero e proprio premio forfettario per sei anni che ne amplifica il rendimento. Tutto ciò fa sì che per l impresa di trasporto non solo sono garantiti ricavi elevati, ma anche che sono fortemente incentivati nuovi investimenti, permettendo di elevare i rendimenti al di sopra del RoR garantito Il meccanismo di indicizzazione per le tariffe di trasporto L incentivo all efficienza è dato, all interno della struttura tariffaria prevista dall AEEG, dal meccanismo del price-cap, il quale è così strutturato: - ogni anno i ricavi relativi al trasporto sulla rete nazionale, su quella regionale e per i terminali di rigassificazione 13 sono aggiornati tramite la formula RPI-X+Y+Q+W, dove RPI è il tasso di inflazione, X è pari al 2% per le reti di trasporto, 1% per le infrastrutture di rigassificazione, Y, Q e W sono componenti di variazione dei ricavi legate a eventi straordinari, quali mutamenti del quadro normativo o eventi imprevedibili (Y), recuperi di qualità rispetto a standard prefissati (Q), eventuali nuove attività per il demand side management (W); - sulle componenti tariffarie 14, niente è previsto per quanto riguarda le componenti di capacità, mentre le quote fisse sono ridotte del 2% annuo e quelle di energia del 4.5% - la riregolazione dei costi è quadriennale, la prossima è quindi prevista nel 2005; qualora le imprese di trasporto e rigassificazione abbiano ottenuto miglioramenti di efficienza superiori a quelli minimi definiti dal cap, almeno la metà di tale migliore efficienza verrà riconosciuta all impresa stessa. 12 E abbastanza curiosa e da sottolineare la motivazione addotta dall AEEG per giustificare tale scelta, cioè la specificità e la non riconducibilità a fattori standard degli investimenti del trasporto. Forse tale motivazione era più adatta alla distribuzione, che risente moltissimo delle condizioni del territorio. Tuttavia, per quest'ultima attività i costi sono stati determinati con il criterio dei costi standard, escluse le imprese che hanno una serie storica di bilanci certificati, per i quali è applicato lo stesso criterio delle tariffe di trasporto. 13 Nella formula di determinazione dei ricavi sono inserite anche delle componenti correttive FC, calcolato applicando le tariffe sulle quantità effettivamente immesse in rete. Infatti, durante l attività di bilanciamento possono emergere scostamenti rispetto ai programmi (che la delibera, fino all entrata in vigore dei codici di rete, provvede a normare). Poiché le quantità effettive immesse in rete possono essere verificate solamente ex-post, l AEEG prevede la correzione dei ricavi complessivi, che ex-ante erano definiti applicando i corrispettivi sulle capacità programmate, tramite il fattore correttivo. 14 Vedi paragrafo 3.3 Studi e Ricerche 17

19 4.3 - Forma delle tariffe di trasporto Una volta definiti i ricavi massimi ammessi, questi devono essere translati all interno di una struttura tariffaria. La tariffa definita dall AEEG per il trasporto è composta da una quota fissa, una quota commisurata alla capacità ed una commisurata al volume di gas trasportato: P ( K * CP ) + ( K * CP ) + ( K * CR ) + CF + E ( CV CV ) T = * + Dove e e u u r - K indica la capacità conferita dall utente rispettivamente nel punto di entrata K e in quello di uscita K u rispetto alla rete di trasporto nazionale 15 e rispetto alla rete di trasporto regionale K r ; - CP sono i relativi corrispettivi sulla rete di trasporto nazionale, calcolati unicamente da SNAM per conto di tutti e tre i proprietari della rete; - CR è la quota a copertura dei costi relativi alla rete di trasporto regionale; la tariffa è un francobollo, cioè un corrispettivo indipendente dalla distanza; - CF è la componente fissa, calcolata separatamente da ciascun operatore; - E è la componente di energia, ossia il gas immesso nella rete, in GigaJoule; - CV e CV p sono i relativi corrispettivi sull energia, (dove CV p è la componente integrativa indicante il corrispettivo aggiuntivo per nuovi investimenti), calcolati unicamente da SNAM. Il calcolo dei corrispettivi da parte degli operatori deve essere compiuto in modo da rispettare le seguenti percentuali sui ricavi complessivi: - il 3% dei ricavi ammessi per l attività di trasporto deve essere coperto dalla quota fissa (RT F ); - il 30% dei ricavi ammessi per l attività di trasporto (così come per i costi di utilizzo dei costi di utilizzo dei terminali di rigassificazione) deve essere coperto dalla quota energia (RTE); - il 67% (il 70% per le attività di rigassificazione) dei ricavi ammessi per l attività di trasporto deve essere coperto dalla quota capacità, con opportuna ripartizione compiuta dai singoli operatori tra reti di trasporto nazionale (RT N ) e regionali (RT R ): - ricavi aggiuntivi RT NP sono garantiti per i nuovi investimenti attraverso la componente CV P. Indipendentemente dalle modalità di riconoscimento dei costi, la struttura tariffaria prevista dall AEEG fornisce un interessante opportunità al trasportatore per rilassare il vincolo ed ottenere ricavi più elevati. Infatti, la r 15 Sono punti di entrata nella rete di trasporto nazionale i punti di entrata dei gasdotti di importazione, i punti di entrata dei terminale GNL, i punti di uscita dagli stoccaggi e i principali punti di immissione dalla rete nazionale. Sono punti di uscita i punti di uscita dai gasdotti di esportazione, i punti di uscita dalla rete verso gli stoccaggi, i punti di uscita verso la rete di trasporto regionale e alcuni punti di prelievo dei maggiori clienti idonei. Studi e Ricerche 18

20 componente energia fa sì che all ammontare del gas trasportato aumentino i ricavi. Ciò: - incentiva al pieno utilizzo della capacità disponibile; - incentiva fortemente nuovi investimenti nella rete; - garantisce l aumento dei ricavi del trasportatore al crescere della domanda. E da tenere presente che la componente energia è stabilita, nell ottica di una struttura tariffaria aderente ai costi, come la componente a copertura dei costi variabili. A livello internazionale si stima che i costi variabili non siano più del 10% dei costi complessivi dell attività di trasporto. E evidente che il riconoscimento di una componente correlata ai volumi che garantisce il 30% dei ricavi è favorevole al trasportatore, che dalla quota variabile ottiene ricavi superiori ai relativi costi di esercizio. Anche la tariffa inglese, del resto, garantisce una componente variabile molto superiore ai costi (il 35%). Ciò è coerente con la necessità di ripagare gli investimenti necessari a fronte del previsto aumento di domanda. La struttura tariffaria italiana tuttavia prevede anche l incentivo straordinario esennale per i nuovi investimenti. L impresa pertanto viene doppiamente incentivata. Al fine di calcolare i corrispettivi, l AEEG descrive minutamente le regole di calcolo, senza lasciare spazi di libertà a SNAM e agli altri operatori. Infatti: - SNAM deve calcolare i corrispettivi CP e e CP u assegnando i costi unitari del trasporto ai punti di entrata e usciti del sistema e poi risolvendo una minimizzazione sotto vincolo di tali costi 16, in modo da suddividere i corrispettivi pariteticamente tra punti in entrata e punti in uscita; - I corrispettivi CR r sono calcolati dai tre operatori attraverso una tariffa francobollo, tranne per i punti di riconsegna che distano meno di 15 Km dal punto di immissione, che vengono scontati di un coefficiente dato dal rapporto tra la distanza effettiva e il valore di 15 Km. - I corrispettivi CV e CV P sono calcolati dividendo il ricavo complessivamente ammesso per i costi di trasporto e per i nuovi investimenti 17 per il volume di gas immesso nei punti di entrata. Tale voce è a carico unicamente dei punti di entrata del gas. min CP i + CPj C, cioè un ottimizzazione in i, j i, j base al criterio dei minimi quadrati della matrice dei punti in entrata i e uscita j, in modo da tenere presente anche i casi in cui il gas sia immesso o prelevato da un utente in più punti, sotto il vincolo che le soluzioni siano non negative, che il prodotto del corrispettivo in entrata per la capacità in entrata sia pari alla metà dei ricavi complessivamente ricavabili dalla componente di capacità, e che lo stesso accada per il corrispettivo da assegnare per i punti in uscita. Implicitamente, la minimizzazione dei costi relativi a tutta la matrice dei punti in ingresso e in uscita permette anche una perequazione dei costi, in quanto vengono smussate le differenze tra punti a minore e a maggiore costo. 17 In particolare la componente a copertura dei nuovi investimenti viene calcolata applicando 16 In termini formali si tratta di ( ) 2 la seguente formula CV P I * E P = per quanto riguarda i nuovi investimenti Studi e Ricerche 19

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