Tariffe per il servizio di trasporto

L’anno 2012 rappresenta il primo anno in cui trova applicazione la nuova struttura tariffaria definita dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) per il periodo di regolazione 2012-2015. Le disposizioni normative sono articolate in tre testi integrati: Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT)”, Allegato A alla deliberazione ARG/elt/199/11, “ Il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME)”, Allegato B alla deliberazione ARG/elt/199/11, e il “ Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione ARG/elt/199/11 pubblicata il 29 Dicembre 2011.

L’AEEG ha confermato, per il servizio di distribuzione, il disaccoppiamento della tariffa applicata ai clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (c.d. tariffa di riferimento).

La principale novità introdotta rispetto al precedente periodo di regolazione (2008-2011), è rappresentata dall’introduzione della tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione per impresa, che sostituisce il precedente meccanismo di determinazione dei ricavi ammessi basato sulla tariffa media nazionale integrata dalle perequazioni generali sulla distribuzione in AT, AT/MT e BT e dalla perequazione specifica aziendale.

La nuova tariffa, per il primo anno del IV periodo regolatorio, riconosce per impresa:

  • il capitale investito netto della filiera di media e bassa tensione ricostruito al 2007 con un criterio parametrico, e quello effettivo a partire dal 2008;
  • il capitale investito netto effettivo al 2010 sulla filiera di alta tensione e di trasformazione dalla alta alla media tensione.

Il tasso di remunerazione del capitale investito netto (wacc) è previsto pari al 7,6% per il servizio di distribuzione sugli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2011, e all’ 8,6% sugli investimenti realizzati negli anni successivi. L’incremento dell’ 1% è legato all’obiettivo dell’AEEG di compensare il lag temporale esistente tra la realizzazione dell’investimento e la copertura tariffaria del costo (cd. lag regolatorio). In relazione alla straordinaria congiuntura economico finanziaria, l’AEEG ha introdotto un meccanismo di revisione del wacc a metà del periodo regolatorio, basato sull’aggiornamento del parametro relativo al tasso delle attività prive di rischio. Sul fronte dei costi operativi, la nuova tariffa per impresa copre i costi specifici attraverso un coefficiente di modulazione dei costi medi nazionali, che è determinato dall’AEEG in funzione dei costi effettivi dell’impresa, come risultanti dai conti annuali separati e riconosciuti nella perequazione specifica aziendale nel 2010, e delle variabili di scala all’anno 2010. Ulteriore novità introdotta a partire dal IV ciclo regolatorio riguarda l’articolazione della tariffa in base ai punti di prelievo (a eccezione della tipologia relativa all’illuminazione pubblica), a differenza del precedente ciclo in cui la tariffa di riferimento di distribuzione era differenziata oltre che sui punti di prelievo, sul consumo e la potenza. La scelta è motivata dall’esigenza di stabilizzare i ricavi di distribuzione utilizzando una variabile meno soggetta alle fluttuazioni della domanda di energia.

L’AEEG con la delibera 157/2012 del 26 aprile ha approvato la tariffa di riferimento di Acea Distribuzione, la quale pur tuttavia riveste ancora carattere di provvisorietà: infatti la definitiva approvazione è legata alla chiusura del processo di certificazione dei cespiti che prevede l’invio da parte degli uffici AEEG delle stratificazioni puntuali delle infrastrutture entrate in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007 utilizzate per il calcolo delle tariffe di riferimento, ai fini della verifica da parte delle imprese distributrici della coerenza con le informazioni contabili. La delibera prevede che le eventuali rideterminazioni della tariffa debbano avvenire in tempo utile per il calcolo degli importi di perequazione 2012 e comunque entro la scadenza prevista dal TIT per la fissazione delle tariffe di riferimento per l’anno 2013 (marzo 2013).

A luglio 2012, l’AEEG ha comunicato la stratificazione degli incrementi patrimoniali relativi a terreni, linee di distribuzione di alta tensione, stazioni di trasformazione alta/media tensione entrate in esercizio fino al 31 dicembre 2007 utilizzate per il calcolo delle tariffe di riferimento 2012. Acea Distribuzione ha riscontrato alcune incongruenze e, come previsto dalla delibera 157/2012, ha presentato apposita istanza ai fini della rettifica/integrazione dei dati.

L’aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione per gli anni successivi al primo avverrà individualmente in base agli incrementi patrimoniali comunicati dalle imprese nell’ambito delle raccolte dati sulla RAB. Il criterio di aggiornamento prevede che:

  • la quota della tariffa a copertura dei costi operativi sia aggiornata mediante il meccanismo del price-cap (con un obiettivo di recupero di produttività del 2,8%);
  • la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, gli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio e differenziati per livello di tensione e il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati;
  • la parte a copertura degli ammortamenti sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni e fine vita utile e il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi entrati in esercizio.

L’introduzione della tariffa per impresa semplifica il sistema perequativo dal momento che la nuova tariffa ingloba parte delle perequazioni generali e la perequazione specifica aziendale.

L’AEEG conferma il meccanismo, già introdotto nel terzo ciclo regolatorio, di maggiore remunerazione di alcune categorie di investimenti, ampliandone la casistica e prevedendo, oltre ai progetti smart grids, la maggiore remunerazione per interventi di rinnovo e potenziamento delle reti in media tensione nei centri storici.

La tariffa a copertura dei costi di commercializzazione è basata sui costi standard nazionali, differenziati in funzione dell’erogazione del servizio di vendita per la maggior tutela in forma “integrata” o funzionalmente separata dal servizio di distribuzione. L’AEEG ha eliminato la perequazione per l’attività di commercializzazione e ha previsto l’azzeramento del recupero di produttività sui costi di commercializzazione. La copertura degli investimenti sostenuti è garantita in maniera diretta attraverso la perequazione della commercializzazione fino al 2011, in maniera indiretta e con il lag temporale di due anni a partire dagli investimenti realizzati dal 2012.

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l’AEEG ha previsto l’introduzione di una tariffa binomia (potenza e consumo) per i clienti in alta tensione, e la modifica della struttura della tariffa di costo per il servizio di trasmissione verso Terna (CTR) introducendo un corrispettivo anch’esso binomio. La revisione delle due tariffe ha comportato l’introduzione di un nuovo meccanismo di perequazione.

I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione per il nuovo ciclo regolatorio si articolano in:

  • perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;
  • perequazione dei ricavi per la fornitura dell’energia elettrica ai clienti domestici;
  • perequazione dei costi di trasmissione;
  • perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard;

La perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione ha l’obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto tra i ricavi fatturati all’utenza attraverso la tariffa obbligatoria e i ricavi ammessi del distributore, calcolati attraverso la tariffa di riferimento dell’impresa.

La perequazione dei ricavi per la fornitura dell’energia elettrica ai clienti domestici ha l’obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto delle tariffe obbligatorie fatturate all’utenza domestica e i ricavi valorizzati nella tariffa di riferimento.

La perequazione dei costi di trasmissione ha l’obiettivo di rendere passante per il distributore il costo riconosciuto a Terna per il servizio di trasmissione (CTR) con quanto versato dai clienti finali attraverso la tariffa obbligatoria di trasmissione (TRAS).

La perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard, disciplinata nel Testo Integrato della Vendita (TIV), delibera 156/07, consente di perequare la differenza tra le perdite effettive conseguite sulla rete di distribuzione rispetto alle perdite standard definite dall’AEEG.

In proposito l’AEEG, con deliberazione 196/11, ha previsto l’abbassamento delle perdite standard sulle reti di alta e altissima tensione e la revisione temporanea delle perdite standard MT/BT conseguenti al cambio di quelle di alta tensione, con l’obiettivo di effettuare ulteriori approfondimenti nel corso del 2012, per definire nuove modalità di valorizzazione della perequazione che tengano conto della diversificazione territoriale degli operatori. Con la delibera 175/2012/r/eel ha allungato i tempi del processo di consultazione rimandando a successivi provvedimenti da emanarsi entro il 30 settembre 2013 l’ulteriore revisione dei fattori di perdita standard da applicare all’energia elettrica prelevata dalle reti in media e bassa tensione.

Con la delibera 559/2012, l’AEEG ha adottato un meccanismo di perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard tra le imprese di distribuzione, da applicare transitoriamente all’anno 2012 e la revisione del fattore di perdita standard sulla filiera MT a partire dal 2013.

Solo per l’anno 2012, in attesa di una successiva revisione della modalità di copertura dei costi connessi all’utilizzo dell’energia elettrica per gli usi propri, continua a essere disciplinata la perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione. La disciplina del load profiling prevede che l’energia elettrica destinata al mercato di maggior tutela sia determinata residualmente e includa anche l’energia elettrica corrispondente ai consumi propri di distribuzione e di trasmissione. L’Autorità ha confermato senza modifiche la modalità di calcolo della perequazione del costo di acquisto dell’energia elettrica a carico delle imprese distributrici e assorbita dagli usi propri della trasmissione e della distribuzione, secondo quanto stabilito nel TIV.

Nel nuovo Testo Integrato del Trasporto, l’Autorità ha previsto un meccanismo di riconoscimento in acconto, con cadenza bimestrale, dei saldi di perequazione relativi alla perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e dei costi di trasmissione. Con la delibera 157/2012 ha posticipato dal 30 aprile 2012 al 30 aprile 2013 i tempi a disposizione dell’AEEG per disciplinare le modalità operative di gestione dei meccanismi di perequazione con la CCSE.

A fine 2012 è stato ceduto all’Unicredit Factoring parte del credito vantato nei confronti di CCSE relativo alla perequazione dei ricavi di distribuzione dell’anno 2012.

Il Testo Integrato di Misura (TIME) disciplina le tariffe per il servizio di misura articolate nelle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, raccolta, validazione e registrazione delle misure. Il testo integrato prevede il passaggio a Terna del servizio di raccolta, registrazione e validazione delle misure relative ai punti di interconnessione tra le reti delle imprese di distribuzione e la RTN; tale modifica sarà resa operativa con successivi provvedimenti, per cui al momento rimane in capo all’ impresa di distribuzione lo svolgimento dell’intero servizio di misura.

La struttura dei corrispettivi risulta invariata rispetto al precedente ciclo a eccezione dell’introduzione di una componente tariffaria a copertura del valore residuo non ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti prima della conclusione della loro vita utile con misuratori elettronici, c.d. MIS (RES), da fatturare ai clienti finali in BT. Il Testo Integrato di misura prevede la possibilità di anticipare in un'unica soluzione il gettito derivante da questa integrazione tariffaria.

Acea Distribuzione ha richiesto e ottenuto alla fine del mese di maggio l’anticipo in unica soluzione del gettito derivante dall’integrazione tariffaria MIS (RES) .

L’AEEG ha confermato il criterio di determinazione delle tariffe del servizio di misura sulla base di costi nazionali, pertanto ha mantenuto anche per il IV ciclo regolatorio la perequazione di misura. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a garantire che la remunerazione degli investimenti in misuratori e sistemi elettronici di raccolta delle misure sia attribuita alle imprese distributrici che li hanno effettivamente realizzati, secondo le tempistiche previste per la sostituzione del parco contatori. Con delibera 565/2012 è stata corretta la quota parte dei parametri relativi alla perequazione dei ricavi per il servizio di misura relativa all’anno 2012.

Le tariffe a copertura del servizio di misura si aggiornano, come per il servizio di distribuzione, con il meccanismo del price-cap per la quota a copertura dei costi operativi (con un obiettivo di recupero di produttività del 7,1%) e con il deflatore, la variazione del capitale investito e il tasso di variazione dei volumi per la parte a copertura del capitale investito e degli ammortamenti. Il tasso di remunerazione del capitale di misura è equivalente a quello del servizio di distribuzione.

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione ARG/elt/199/11, disciplina le condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione e di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da utente, volture, subentri, disattivazione ecc …) delle utenze passive, in sostanziale continuità rispetto al precedente periodo regolatorio.