Indice III. La determinazione del prezzo dell energia elettrica Il prezzo dell energia elettrica Normativa di riferimento Il ruolo della tariffa Tariffa elettrica per il mercato libero Principi di regolazione tariffaria 43
Il prezzo dell energia elettrica Struttura del prezzo Elementi 1,5% 1,5% 54,7% 2,5% 2,5% 19,4% 2,2% 1,0% 14,4% Tasse e oneri: costi fiscali e di sistema (ricerca, smantellamento del nucleare etc) Vendita: costo di vendita dell energia elettrica a clienti idonei e vincolati Meetering: costo di misurazione dell energia distribuita Distribuzione: costo per il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione in media (1kV < MT 35 kv) e bassa tensione (BT 1kV). Trasmissione: costo per l'attività di trasporto e trasformazione dell'energia elettrica sulla rete interconnessa ad altissima( AT1> 150 kv) e alta tensione (AT2 >35 kv) Dispacciamento: costo per l'utilizzazione e l'esercizio coordinato degli impianti di produzione, della rete di trasmissione nazionale e delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento, affidata in via esclusiva a terna Trading: costo per la gestione della compravendita di energia sul mercato all ingrosso Hedging: costo per le coperture dal rischio degli attori coinvolti nelle transazioni fisiche o finanziarie Produzione Energia: costo per la generazione di energia elettrica 44
Il ruolo della tariffa Il sistema tariffario vigente fino al 1999 (in regime di monopolio) prevedeva prezzi fissati in via amministrativa dal Governo, con finalità prevalentemente politico-sociali. Nel nuovo ordinamento elettrico le tariffe sono sottoposte a vincoli di costo fissati dall AEEG per le singole fasi del processo:trasmissione, distribuzione, acquisto, vendita, misura. 45
Normativa di riferimento Primo periodo regolatorio (2000-2003) Testo integrato (Delibera 18 ottobre 2001, n. 228/01) Sostituisce le delibere n. 13/99, n. 204/99 e n. 205/99 definendo un sistema tariffario unico per i clienti liberi e i clienti vincolati relativamente al trasporto dell energia elettrica. Definisce i meccanismi tariffari relativi alla vendita dell energia elettrica ai clienti vincolati. Secondo periodo regolatorio (2004-2007) Delibera 30 gennaio 2004, n. 5/04 e relativo Allegato A (Testo integrato) - Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2004-2007 (trasmissione, distribuzione, vendita e misura dell energia elettrica) - Disposizioni per la cessione di energia elettrica destinata al mercato vincolato dall Acquirente Unico ai distributori. Terzo periodo regolatorio (2008-2011) Delibera n. 348/07 e 156/07 - Riforma del sistema tariffario per il nuovo periodo regolatorio 2008-2011 (trasmissione, distribuzione, vendita e misura dell energia elettrica) - Servizio di vendita per i clienti di maggior tutela e di salvaguardia 46
La tariffa per il mercato vincolato/domestico (2004-2007) 2003 2004-2007 Servizio di trasporto Servizio di trasmissione composto da: Trasmissione Servizio di distribuzione Distribuzione composto da: Commerc. distribuzione Distribuzione Servizio misura Commerc. distribuzione Commerc. vendita Servizio di misura Servizio di acquisto e vendita Oneri generali Servizio di acquisto e vendita Commerc. vendita Oneri generali 47
La tariffa per il mercato libero 2003 2004-2007 Servizio di trasporto composto da: Trasmissione Distribuzione Commerc. distribuzione Commerc. vendita Servizio misura Oneri generali Servizio di trasmissione Servizio di distribuzione composto da: Distribuzione Commerc. distribuzione Servizio di misura Oneri generali 48
La liberalizzazione per i clienti domestici (2008-2012) Dal I luglio 2007 è scattata la completa liberalizzazione della domanda di energia. Le disposizioni del DL n.73 del 2007 tutti i clienti finali sono idonei. Pertanto i clienti domestici possono scegliere liberamente da quale venditore e a quali condizioni comprare l elettricità. L impresa di distribuzione rimane la stessa anche se il cliente cambia fornitore. L Autorità con la Delibera 156/07 assicura un sistema di tutela per i clienti che non scelgono un venditore sul mercato libero; tali clienti sono appunto definiti clienti di maggior tutela. Vi rientrano i clienti domestici e le piccole imprese (aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) alimentate in bassa tensione. Questi clienti sono automaticamente forniti dal servizio di maggior tutela se non passano al mercato libero, o se rimangono senza fornitore (ad esempio, per fallimento del venditore); possono comunque scegliere di tornare a questo servizio anche se sono già passati al mercato libero, rispettando i termini e le modalità di recesso dal contratto con il proprio fornitore. Le condizioni economiche del servizio, monorarie o biorarie, sono aggiornate ogni tre mesi dall Autorità. 49
La liberalizzazione per i clienti domestici (2008-2012) Per gli altri clienti è invece previsto che, se non hanno un venditore sul mercato libero, la fornitura continua per un periodo transitorio a essere garantita dall'impresa distributrice o dalla società di vendita collegata attraverso il servizio di salvaguardia. Le condizioni e i prezzi nel servizio di salvaguardia sono stabiliti dalla medesima impresa distributrice/società di vendita purchè previamente resi pubblici e non discriminatori. Successivamente al periodo transitorio il soggetto che eroga il servizio di salvaguardia verrà selezionato attraverso procedure concorsuali, definite anche per ambiti territoriali 50
Tariffa elettrica: clienti maggior tutela Il prezzo finale prevede le seguenti componenti: a) Tariffa per il servizio di trasmissione + b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione + c)tariffa per il servizio di misura + d) Tariffa per il servizio di vendita + e) Componenti tariffarie A + f) Componenti tariffarie UC 1, UC 3, UC 4, UC 5, UC 6 + g) Componente tariffaria MCT + h) Costo per imposte erariali e addizionali 51
La tariffa per il mercato libero La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti: a) Tariffa per il servizio di trasmissione + b) Corrispettivo per il servizio di distribuzione + c)tariffa per il servizio di misura + d) Costo dell energia (da negoziare) + e) Costo per il servizio di dispacciamento + f) Componenti tariffarie A + g) Componenti tariffarie UC 3, UC 6 UC 4 + h) Componente tariffaria MCT + i) Costo per imposte erariali e addizionali 52
a) Tariffa per il servizio di trasmissione Tale tariffa, denominata TRAS, copre i costi per il trasporto dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale. L'entità della tariffa è fissata dall'autorità entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia. La tariffa è espressa in centesimi di euro per kwh consumato. A partire dall anno 2007, il corrispettivo previsto della tariffa di trasmissione viene applicato in maniera indifferenziata nelle diverse fasce orarie Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della tariffa per il servizio di trasmissione 53
La componente TRAS 54
b) Tariffa per il servizio di distribuzione Fino alla fine dell'anno 2007 i costi per il trasporto dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione e le relative attività commerciali (fatturazione, gestione contratti, etc.) sono coperti da un corrispettivo pagato da tutti i clienti finali non domestici fissato da ciascun distributore mediante la proposta all'autorità di apposite opzioni tariffarie base. Queste devono rispettare i vincoli tariffari fissati dall'autorità: il primo (V1) pone un tetto ai ricavi totali del distributore per tipologia di utenza; il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che può essere richiesto al singolo cliente. Ciascun distributore ha inoltre la facoltà di proporre, in aggiunta alle opzioni tariffarie base, opzioni tariffarie speciali, che possono differenziarsi dalle opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualità del servizio associato, ed i cui prezzi non sono assoggettati al vincolo V2. 55
b) Tariffa per il servizio di distribuzione L'articolo 13 del Testo integrato prevede inoltre la possibilità, per le imprese di minore dimensione (meno di 5000 clienti), di adottare il cosiddetto regime tariffario semplificato. Le imprese distributrici ammesse a tale regime semplificato non presentano proprie opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione ma applicano direttamente la tariffa massima consentita TV2 ed eventualmente corrispettivi per i prelievi di energia reattiva. Fino al 30 giugno 2007 le imprese distributrici avevano la facoltà, previa approvazione da parte dell'autorità, di offrire ai propri clienti domestici una gamma di opzioni tariffarie, definite "ulteriori", oltre alle tariffe obbligatorie fissate dall'autorità Dall'1 luglio 2007, contestualmente alla completa liberalizzazione del mercato, è stata eliminata la possibilità di offrire ai clienti domestici opzioni ulteriori domestiche 56
c) Tariffa per il servizio di misura Tale tariffa, denominata MIS, è destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione del misuratore (contatore), nonché i costi di rilevazione e registrazione delle misure. I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di misura sono aggiornati annualmente dall'autorità. La tariffa è espressa in centesimi di euro per kwh consumato per gli usi di illuminazione pubblica (componente MIS 3 ) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, per gli usi diversi dall'illuminazione pubblica (componente MIS 1 ). Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura. 57
Corrispettivo per il servizio di misura 58
d) Tariffa per il servizio di vendita Dal I luglio 2007 per i clienti in regime di maggior tutela i costi di acquisto e dispacciamento dell energia elettrica sono coperti dalle componenti PE e PD, mentre i costi di commercializzazione legati al servizio di vendita sono coperti dalla componente PCV. I corrispettivi a copertura dei costi per il servizio di acquisto e dispacciamento e degli altri oneri PE e PD, sono fissati dall'autorità ed aggiornati trimestralmente sulla base dei costi di approvvigionamento dell'acquirente Unico e delle esigenze di gettito per la copertura degli altri oneri; il corrispettivo a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di vendita PCV è, invece, aggiornato dall'autorità annualmente. Il PE e PD sono espressi in centesimi di euro per kwh consumato, il PCV è espresso in centesimi di euro per punto di prelievo per anno per tutte le tipologie di utenza tranne quello relative all illuminazione pubblica. Tali corrispettivi sono pagati dai clienti in regime di maggior tutela Introduzione della tariffa bioraria dal I luglio 2010 59
PCV 60
Fasce orarie 2009 61
e), f), g) Le parti A, UC e MCT Le componenti A Le componenti tariffarie, definite parti A, sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico (costi di smantellamento centrali nucleari, incentivi alle fonti rinnovabili, ricerca e sviluppo finalizzata all interesse generale del sistema elettrico). Le componenti UC Le componenti tariffarie UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico, a copertura degli squilibri sui costi di trasporto dell energia elettrica e sui costi a carico di TERNA dovuti alla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti. La componente MCT La componente MCT, recentemente istituita dall Autorità e attiva dal 1 gennaio 2005, copre gli oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitavano centrali nucleari ed impianti del ciclo del combustibile del nucleare (art. 4 legge 24 dicembre 2003, n. 368). E pagata da tutti i clienti finali. Le componenti tariffarie A, MCT, UC3, UC4 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali. La componente tariffaria UC1 è pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela. 62
Le parti A e UC (dettaglio) Le componenti A. In particolare: A2: onere a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari e sistemazione dei rifiuti radioattivi; A3: onere a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate; A4: onere a copertura dei "regimi tariffari speciali" disposti per legge. Riguardano le riduzioni del costo dell energia elettrica consumata dalle Ferrovie dello Stato e da alcuni settori produttivi; A5: onere a copertura dei costi dell attività di ricerca e sviluppo del sistema elettrico; A6: onere a copertura dei cosiddetti "stranded cost" o "costi incagliati". Consente alle imprese elettriche, che nella precedente fase di monopolio hanno sostenuto costi di investimento o contrattuali per assicurare la copertura del fabbisogno elettrico nazionale, di coprire tali costi nella fase di avvio del libero mercato. Le componenti UC. In particolare: UC1 copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell energia elettrica destinata al mercato vincolato; UC3 copre gli squilibri di perequazione dei costi di trasporto dell energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, nonché dei meccanismi di integrazione; UC4 copre le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori, di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a) del provvedimento CIP n. 34/74 e successivi aggiornamenti; UC5 copre i costi a carico del Gestore della rete connessi all approvvigionamento dell energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti. UC6 copre i costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio. 63
Le componenti A, UC e MCT 64
d) Il costo dell energia Il costo per l energia sul mercato libero è determinato attraverso contratti commerciali tra venditore e acquirente. Possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti. Trattandosi di contratti commerciali, possono contenere clausole secondo le quali gli oneri per il bilanciamento, riserva e scambio (e perdite) sono comprese nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente nelle fatture di fornitura; Possono contenere sconti per regolarità dei pagamenti, per anzianità contrattuale ed altro. 65
Scheda di valutazione delle offerte 66
e) Il costo per il servizio di dispacciamento Nel mercato libero tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo devono stipulare con Terna un contratto di dispacciamento che disciplina i corrispettivi a copertura dei costi sostenuti da Terna nell attività di dispacciamento, compresi i costi per l approvvigionamento delle risorse per i servizi di riserva e di bilanciamento. Il servizio del dispacciamento sul mercato libero è regolato dalla delibera 48/04 dell AEEG. Nel primo periodo di funzionamento della borsa elettrica, il corrispettivo applicato sul mercato libero ha assunto valori fortemente variabili e, in qualche periodo, molto superiori alla componente a copertura dei costi di dispacciamento del mercato vincolato, stabilita trimestralmente dall Autorità. In prospettiva è da attendersi un riallineamento dei costi di dispacciamento tra mercato libero e vincolato. 67
Criteri generali di regolazione tariffaria (1/4) Ai fini della fissazione dei livelli tariffari iniziali per i servizi oggetto di regolazione tariffaria l Autorità provvede a determinare, separatamente per ciascun servizio, il costo riconosciuto. Il costo riconosciuto determinato dall Autorità comprende: a) i costi operativi, principalmente i costi delle risorse esterne, tra cui il costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali; b) gli ammortamenti delle immobilizzazioni; c) una congrua remunerazione del capitale investito riconosciuto (Capitale Investito x WACC) IL COSTO RICONOSCIUTO COSTI OPERATIVI AMMORTAMENTI REMUNERAZIONE CAPITALE INVESTITO 68
Criteri generali di regolazione tariffaria (2/4) Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione Ai fini dell aggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e di distribuzione (servizi svolti in regime di esclusiva), l Autorità utilizza il meccanismo del price-cap, secondo quanto stabilito dalla legge n. 481/95. Il price-cap è uno strumento di regolazione dinamica dei prezzi, ossia considera adeguamenti temporali delle tariffe. Il regolatore pone un tetto massimo (cap) alla crescita annua dei prezzi di un paniere di servizi, per un periodo prefissato, legandolo alla variazione dell indice dei prezzi (I) e di una grandezza che tiene conto dei guadagni futuri di efficienza dell impresa (X). L anno di partenza della dinamica tariffaria viene chiamato anno base. 1. Recentemente la disposizione della legge n. 481/95 è stata integrata dall articolo 1 quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, il quale stabilisce che il meccanismo del price-cap (inteso come aggiornamento dei livelli tariffari iniziali) non sia applicato al totale dei costi riconosciuti, ma limitatamente ai costi operativi e agli ammortamenti, escludendo quindi i costi riconosciuti a remunerazione del capitale investito. 69
Criteri generali di regolazione tariffaria (3/4) Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione e distribuzione La quota parte della tariffa a copertura della remunerazione del capitale investito, esclusa dall'applicazione del price cap, viene aggiornata di solito secondo la seguente modalità: (1) rivalutazione del valore del capitale investito netto per l'inflazione applicando una variazione media annua rilevata dall'istat; Il costo medio ponderato del capitale, o WACC (Weighted Average Cost of Capital), è inteso come il costo che l'azienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori. Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito, con "pesi" rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi La somma delle attività dello stato patrimoniale rappresenta il capitale investito, suddiviso in due parti (1) attività correnti (o capitale circolante) e (2) attività fisse (o capitale fisso). 70
Criteri generali di regolazione tariffaria (4/4) Aggiornamento componenti tariffarie relative ai servizi di trasmissione 2005-2006 Nel 2005 la componente TRAS è rimasta stabile rispetto ai valori nell'anno precedente, per il 2006 si assiste invece ad un aumento del 3% per tutti i livelli di tensione per la tariffa monoraria e, in media, del 7% per la tariffa multioraria. Secondo quanto riferito da Terna stessa, il motivo sembra risiedere nella revisione a due anni di distanza dei costi operativi fissati nel 2004 quale base di partenza per la definizione delle tariffe ad inizio periodo di regolazione. Le motivazioni di tale revisione, che potrebbe essere anche retroattiva, non sono state rese pubbliche, ma concordate con l impresa di rete stessa. In palese contraddizione con quanto imposto dalla 481/95 dove all Autorità si richiede certezza e trasparenza. 71
Una maggior trasparenza L Autorità, nella definizione dei criteri di regolazione tariffaria per il nuovo periodo di regolazione, ha operato perseguendo alcuni obiettivi di carattere generale, tra i quali: stabilità regolatoria; convergenza dei criteri di regolazione tariffaria tra il settore elettrico e il settore gas; coerenza tra regolazione tariffaria e regolazione in materia di qualità dei servizi; semplificazione dei meccanismi tariffari anche in prospettiva pro-competitiva. Inoltre l Autorità, ai fini di garantire uno sviluppo delle infrastrutture coerente con le esigenze del settore e nel rispetto dei criteri di efficienza ed efficacia, ha superato il sistema di incentivazione indifferenziata degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione e ha adottato, già a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione, uno schema di incentivi differenziati in relazione alla tipologia di investimento che permetta di associare a ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione. In particolare, è stato previsto che agli investimenti di sviluppo della capacità di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato e intrazonali, e agl investimenti volti a incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche sia riconosciuta una maggiore remunerazione sul capitale investito pari al 3% per 12 anni. 72
Criteri generali di regolazione tariffaria Aggiornamento delle componenti tariffarie A, UC, MCT Le componenti A (oneri di sistema), UC3 e UC6 (maggiorazioni sul trasporto), UC1, UC4, UC5 (maggiorazioni sul costo dell energia) e MCT (componente per le compensazioni territoriali) vengono aggiornate periodicamente in base alle esigenze di gettito. 73
I prezzi in Europa 74
Benchmark dei prezzi dell energia elettrica in Europa, domestici al 2012 75
Prezzo dell energia elettrica in Italia, utenti domestici 76
I prezzi in Europa 77
Prezzi finali per usi industriali al 2012 78
Qualità del servizio distribuzione 79
Conclusioni La liberalizzazione dovrebbe comportare performance positive in termini di qualità, servizio e prezzo, ciò non avviene Vi sono alcuni ostacoli e contraddizioni: - Alti costi di generazione (mix di combustibile, elevata concentrazione mercato unico e zonale, scarsità dell offerta) - L analisi dei conti economici delle imprese attive nella generazione dell energia elettrica dimostra come i miglioramenti di efficienza incentivati dal processo di liberalizzazione si siano trasformati in maggiori profitti per le imprese e tardino ad essere trasferiti ai consumatori finali. 80
Conclusioni In questo periodo si scontano inoltre i maggiori costi di riorganizzazione del sistema (riguardano costi sostenuti prima della partenza della borsa e mai recuperati, mentre incidono sul costo di generazione i costi di una borsa non ancora efficiente, ad esempio l attribuzione degli oneri di sbilanciamento non avviene ancora correttamente Merita di essere citato il costo di incentivazione alle fonti rinnovabili. Tale costo rientra sia negli oneri impropri, attraverso la tariffa A3, sia nel prezzo dell energia elettrica all ingrosso, che sconta i costi sostenuti dai produttori termoelettrici per l acquisto dei certificati verdi. L intento di incentivare la produzione ad emissioni nulle è senz altro condivisibile, ma a creare le distorsioni sono due elementi: il costo della A3 è dovuto ai cosiddetti impianti CIP6, tra cui rientrano anche gli assimilabili (circa 76%); tale modalità di incentivazione è stata stabilita prima della liberalizzazione e quindi il suo costo è da considerarsi come una eredità del passato. La componente A3 rappresenta il 70% circa degli oneri impropri (componenti A, che a sua volta rappresentano il 9% circa del costo totale dell energia) e pur essendo una componente destinata ad annullarsi nel tempo il suo ammontare è al momento in costante aumento; 81
Conclusioni La tabella A riporta una stima della contribuzione annua del consumo domestico a copertura dei costi del complesso meccanismo redistributivo che è stato messo in atto. I maggiori costi vanno a copertura degli oneri CIP6 e dei costi legati agli stranded costs e alla remunerazione dei clienti interrompibili 82
Conclusioni Unbundling parziale tra le varie fasi della filiera Sviluppo e localizzazione inefficiente della rete e della capacità di generazione Inadeguatezza delle infrastrutture per la generazione distribuita innescata dalle fonti rinnovabili: si va verso la generazione distribuita. Incentivi antitetici allo sviluppo della rete Criticità nel funzionamento della Borsa elettrica (errori di previsioni, scarsa informazione) 83
In positivo Il mercato dell energia si è gradualmente aperto alla concorrenza con benefici per i consumatori in termini di contenimento dei costi, di maggiore efficienza del sistema, di libertà di scelta per i consumatori fra diversi venditori. 84