Il servizio di distribuzione e la vendita al

Il servizio di distribuzione e la
vendita al dettaglio
di energia elettrica: regolazione e concorrenza
Parte 2
Bari – Ottobre 2011
Clara Poletti
IEFE - Bocconi University
IEFE - UNIVERSITÀ COMMERCIALE
LUIGI BOCCONI
Outline
1) Introduzione
2) La regolazione del servizio di distribuzione
dell’energia elettrica
3) Le smart grid: aspetti regolatori
4) La vendita al dettaglio di energia elettrica
5) Il data management: una nuova attività nei
mercati liberalizzati?
2
Parte 2
2) La regolazione del servizio di distribuzione
dell’energia elettrica
– La liberalizzazione del servizio e la costituzione
dell’Autorità di regolazione
– Qualche dato
– La transizione verso la nuova regolazione tariffaria
– Il quadro regolatorio vigente
– Le tariffe per i clienti domestici
3
LA LIBERALIZZAZIONE DEL SERVIZIO E LA
COSTITUZIONE DELL’AUTORITÀ DI REGOLAZIONE
La liberalizzazione/privatizzazione delle public utilities in
Europa ha inizio all’incirca 20 anni fa. In Italia agli inizi degli
anni ‘90
Prima: monopoli verticalmente integrati di proprietà
pubblica
1992: Enel diventa una società ad azionariato diffuso di
proprietà del Governo (D.L. n. 333)
1995: si costituisce un’autorità indipendente di regolazione
(Autorità per l’energia elettrica e il gas) (L. 481/95)
1996: prima Direttiva Europea emanante regole comuni per
il mercato interno dell’energia elettrica (EU 96/92/CE)
5
101027_CERRE_SlidesCPfinal
1999: ha inizio la liberalizzazione del settore elettrico (DL
79/99 – c.d. Decreto Bersani)
1999: inizia il processo di privatizzazione di Enel: vendita
della prima tranche
2003: seconda Direttiva Europea emanante regole comuni
per il mercato interno dell’energia elettrica (EU 2003/54/CE)
2004: lancio dell’IPEX
Luglio 2007: tutti i consumatori possono scegliere se
ricorrere alla maggior tutela o al libero mercato
Giugno 2009: Terzo pacchetto energia (ownership
unbundling)
6
101027_CERRE_SlidesCPfinal
• Mandato dell’
’Autorità (Legge 481/95, art.1 )
– “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
7
efficiente delle risorse”
• Competenza in materia di regolamentazione
tariffaria (L. 481/95 art.2, comma 18)
– L’AEEG:
• 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)
8
Obiettivi della regolazione
– 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
9
Importanza della stabilità e
credibilità della regolazione
• Garantire la certezza sulle modalità di riconoscimento dei costi alle
imprese regolate e sulle logiche di aggiornamento dei medesimi
non solo all’interno del periodo di regolazione ma anche tra un
periodo e l’altro, riduce il cosiddetto rischio regolatorio
Effetti positivi
Per le imprese
Riduce il costo del capitale
Incrementa la propensione ad
investire delle imprese
Garantisce certezza e stabilità dei
ricavi
10
Per gli utenti
Il minor costo del capitale
“dovrebbe tradursi” in tariffe più
basse
QUALCHE DATO
KM RETI DI DISTRIBUZIONE FINE 2010
12
13
LA TRANSIZIONE VERSO LA NUOVA
REGOLAZIONE TARIFFARIA
Step necessari per la
transizione
– Scomporre la tariffa omnicomprensiva
coerentemente con la struttura del servizio
– Rivedere la struttura della tariffa (componente
per cliente, per potenza e per energia)
– Identificare classi di consumatori secondo il
criterio di aderenza ai costi
– Imporre ai Distributori un unbundling dei costi
coerente con la nuova regolazione
– Modificare le modalità di determinazione dei
ricavi riconosciuti ai distributori
15
1997 – Prima riforma tariffaria
(del. 70/97)
2000 – 2003:
Primo periodo regolatorio
2004 – 2007: del. n.5/04
Primo Testo Integrato
Trasporto (2001)
Avvio della borsa
Elettrica (1/4/2004)
Secondo periodo regolatorio
Completa apertura
segmento vendita
(1/7/2007)
2008 – 2011: del n. 348/07
Terzo periodo regolatorio
Regime di protezione
sociale (2008-2009)
16
IL SISTEMA TARIFFARIO DELL’ENERGIA ELETTRICA PRIMA
DELLA RIFORMA
Struttura tariffaria in vigore fino al 30 giugno 1997
Tariffa
Tariffa binomia (lire/kW; lire kWh) a copertura dei costi fissi del servizio
elettrico (distribuzione, trasmissione e generazione)
Sovrapprezzi
Sovrapprezzo termico; recupero imposta fabbricazione su oli combustibili;
ripianamento conto onere termico; nucleare; rinnovabili; legge 9/91
Oneri fiscali
IL SISTEMA TARIFFARIO PER
CLIENTI NON DOMESTICI DEL
MERCATO VINCOLATO
2003
2004
Corrispettivo per il servizio
di trasporto a copertura di:
Tariffa di trasmissione
Servizio trasmissione
Corrispettivo per il servizio
di distribuzione a copertura
di:
Servizio distribuzione
Commerc. distribuzione
Commerc. vendita
Servizio distribuzione
Commerc. distribuzione
Servizio misura
Tariffa per il servizio vendita
(CCA)
Tariffa per il servizio
vendita (CCA o op. ulteriori)
Commerc. Vendita (COV)
Tariffa misura
Componenti A e UC
Componenti A e UC
CLASSI TARIFFARIE PRIMA DELLA RIFORMA
19
Usi irrigui per utilizzazione ridotta potenza impegnata fino a 30 kW
Usi irrigui per utilizzazione normale
Usi di azienda agricola/periodo invernale
Usi di azienda agricola/periodo estivo
Usi di azienda agricola/lavorazioni stagionali con potenza fino a 30 kW
Usi per consorzi di bonifica - forniture annuali
Usi per consorzi di bonifica - forniture annuali notturne
Usi per consorzi di bonifica - forniture stagionali/notturne
Altri usi- bassa utilizzazione/ media utilizzazione/ alta utilizzazione
Illuminazione pubblica
Usi irrigui per utilizzazione ridotta
Usi irrigui per utilizzazione normale
Usi di azienda agricola/periodo invernale
Usi di azienda agricola/periodo estivo
Usi di azienda agricola/lavorazioni stagionali con potenza fino a 30 kW
Usi per consorzi di bonifica - forniture annuali
Usi per consorzi di bonifica - forniture annuali notturne
Usi per consorzi di bonifica - forniture stagionali/notturne
CLASSI TARIFFARIE DOPO LA RIFORMA
– utenze domestiche in BT
– utenze in bassa tensione di illuminazione
pubblica
– utenze in bassa tensione diverse
– utenze in media tensione di illuminazione
pubblica
– utenze in media tensione diverse
– utenze in alta tensione e altissima tensione con
una tensione nominale tra le fasi fino a 220 kV;
– utenze in altissima tensione con una tensione
nominale tra le fasi superiore a 220 kV.
20
LA REGOLAZIONE DEL SERVIZIO DI
DISTRIBUZIONE NEL QUADRO VIGENTE
Riferimenti
Regolazione
– Testo integrato delle disposizioni dell’AEEG per
l’erogazione dei servizi di trasmissione,
distribuzione e misura dell’energia elettrica (TIT)
Periodo di regolazione 2008-2011
Vincoli Normativi (L. 481/95)
– Price cap con qualità e DSM
– Tariffa unica nazionale
22
Riferimenti
Vincoli Normativi (L. 290/2003 art. 1 quinquies)
– L'Autorità definisce le tariffe 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”
23
Price cap – formula generale
• Periodo regolatorio
• Regola di aggiornamento
Pt = Pt-1 * (infl –x + y)
– Pt tariffa al tempo t;
– Inf inflazione;
– X tasso di recupero di efficienza;
– Y aumento dei costi dovuto da fattori esogeni;
• Fine periodo regolatorio: si verificano i costi e si
ridetermina P
Price cap – in Italia
• Periodo regolatorio 4 anni (2000-2003; 2004-2007; 2008-2011)
• TV1(0) pari ai costi medi totali
•Regola di aggiornamento solo per costi operativi
TV1(t) = TV1 (t-1) * (infl –x + y)
• Per investimenti: regolazione di tipo cost of service
• Regolazione aggiuntiva per qualità del servizio
• Profit sharing del 50%
• X= 1,9%
Price cap – in Italia
Tariffa di riferimento (TV1):
• ρ1 , composta dagli elementi ρ1 (disMT ), ρ1 (disBT ) e
ρ1 (cot ), espressa in €/cliente
• ρ3 , composta dagli elementi ρ3 (disAT ), ρ3 (disMT ),
ρ3 (disBT ) e ρ3 (cot), espressa in €/KWh
Tetto ai ricavi del distributore (V1):
Ricavi totali(t)<= ρ1(t)*N(t) + ρ3(t)*kWh(t)
DAI COSTI RICONOSCIUTI …
COSTI
OPERATIVI
Price cap
Profit
sharing
+
AMMORTAMENTI
Vita utile standard
+
Remunerazione
del capitale
investito
RAB/CIR/CIN
… ALLA TARIFFA: prezzo massimo unitario del servizio
27
Tariffa di distribuzione
Unica sul territorio naturale differenziata per tipologia d’utenza
dal III periodo regolatorio tariffa obbligatoria aggiornata
annualmente
Quota fissa c€/punto di prelievo per anno
Quota potenza c€/kW per anno
Quota energia C€/kWh
Regime diverso per le utenze domestiche
28
Nozione contabile di costo
costo sostenuto, rilevato e documentabile
Costi del personale
Costi per materiali di consumo
Costi per servizi da terzi
COSTI OPERATIVI
29
Aggiornati annualmente con il
price cap
Capitale investito regolatorio =
+ immobilizzazioni nette
Costo storico
rivalutato
+ capitale circolante netto
- fondi oneri e rischi
- fondo TFR
Tasso di remunerazione
REMUNERAZIONE CAPITALE
INVESTITO
30
WACC
La remunerazione del
capitale investito
(WACC)
Tasso di rendimento congruo
Indebitamento:
Attuali condizioni di
costo del debito per le
imprese del settore
Capitale di rischio:
CAPM
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)
31
– Tasso di rendimento del capitale investito
• Weighted Average Cost of Capital (WACC): media ponderata del tasso di
rendimento del capitale di rischio e di quello di debito
WACC
Capita
le di
rischio
WACC = (E/E+D) ri +
(D/E+D) rD (1-t)
Capita
le di
debito
Capitale di rischio
Rendimento atteso dall’investimento in una attività i: ri= rf + ßi pr
• rf = tasso di rendimento attività prive di rischio
• ßi = misura del rischio sistematico dell’attività
• pr = premio per il rischio di mercato
Capitale di debito
Attuali condizioni di costo del debito per le imprese del settore: rD
32
Servizio di distribuzione
I parametri e i tassi usati per fissare il WACC
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
0,6
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
D/E
Indebitamento/Capitale di
rischio
4/10
7/10
8/10
WACC
Rendimento del
capitale investito
5,6%
6,8%
7,0%
33
Settore Elettrico
WACC
Incentivo max
Distribuzione
7%
+2%
Trasmissione
6,9 %
+3%
Misura
7,2 %
34
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
35
La perequazione dei costi delibera n. 348/07
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 di distibuzione che già erano state
ammesse nel periodo regolatorio precedente a quello in corso
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.36
ONERI GENERALI DI SISTEMA E ULTERIORI
COMPONENTI
Componenti tariffarie: altri oneri
A2
A3
A4
A5
Maggiorazione tariffe distribuzione
Oneri generali
componenti A
A6
MCT
Maggiorazione tariffe distribuzione
Rapporto diretto CCSE-autoproduttori
UC3
UC4
UC5
UC6
Ulteriori
componenti UC
Maggiorazione tariffe distribuzione
UC7
UC1
Maggiorazione tariffe vendita
38
– 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…
39
Le componenti A ed MCT
Aliquota
media
Descrizione
Rif. normativi
Dovuta da
A2
Oneri nucleari
(smantellamento centrali;
chiusura ciclo combustibile)
Articolo 3,
comma 11, dlgs
n. 79/99
Tutti i clienti
0,164
A3
Promozione produzione da
fonti rinnovabili e assimilate
(Cip 6)
Decreto
legislativo n.
79/99
Tutti i clienti
1,017
A4
Oneri derivanti
dall’
’applicazione delle
condizioni tariffarie speciali
Articolo 3,
comma 11, dlgs
n. 79/99
Tutti i clienti,
0,206
A5
Ricerca e sviluppo di
interesse generale
Articolo 3,
comma 11, dlgs
n. 79/99
Tutti i clienti
0,020
A6
Costi non recuperabili in
seguito al processo di
liberalizzazione (stranded
cost)
Articolo 3,
comma 11, dlgs
n. 79/99
Tutti i clienti
0,000
As
Oneri derivanti dalle misure
di tutela sociale
Decreto MSE 28
dicembre 2007
Tutti i clienti
eccetto i
beneficiari
0,169
MC
T
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
40
Le componenti UC
Componente
Descrizione
Dovuta da
UC1
Perequazione costi di acquisto
dell’
’energia elettrica destinata al
mercato vincolato
i soli clienti in
regime di
maggior tutela
UC3
Perequazione dei costi di trasmissione e
di distribuzione
tutti i clienti
UC4
Integrazioni tariffarie alle imprese
elettriche minori
Oggi tutti i
clienti
UC5
Compensazione degli oneri a carico di
TERNA per la differenza tra perdite
effettive e perdite standard
tutti i clienti
UC6
Oneri per recuperi di continuità del
servizio
tutti i clienti
UC7
oneri derivanti da misure ed interventi
per la promozione dell ’ efficienza tutti i clienti
energetica negli usi finali di en. el.
41
LE TARIFFE DI DISTRIBUZIONE PER I CLIENTI
DOMESTICI
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, scuoleF
le applicazioni in locali annessi o pertinenti all’abitazione ed
adibiti a studi, uffici F purchè l’utilizzo sia effettuato con un
unico punto di prelievo e la potenza disponibile non superi i 15
kW
Le tariffe applicate ai clienti domestici sono differenti
43
Il sistema tariffario per
clienti domestici
Per i clienti domestici sono previsti specifici corrispettivi a
copertura dei costi di trasmissione+distribuzione+ misura.
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
Come per i periodi regolatori precedenti, anche per il 20082011 il sistema tariffario per i clienti domestici prevede due
tariffe D2 e D3 fissate dall’Autorità e obbligatoriamente
offerte ai propri clienti da ogni distributore
Le tariffe D2 e D3 e sono determinate in funzione della
tariffa D1
44
Il sistema tariffario per
clienti domestici
– Le tariffe D2 e D3 sono state introdotte per
garantire gradualità nella transizione dal sistema
tariffario precedente alla tariffa D1 rispondente
ai costi del servizio, ed in attesa della definizione
del regime di maggior tutela per i clienti in stato
di disagio economico (fascia sociale).
45
Il sistema tariffario per
clienti domestici
Ciascuna impresa distributrice applica alle utenze
domestiche le tariffe D2 e D3
La tariffa D2 è offerta obbligatoriamente ai clienti residenti
con potenza impegnata fino a 3 kW (80% circa dei clienti).
La tariffa D3 è applicata ai clienti residenti con potenza
impegnata oltre 3 kW e ai clienti non residenti (20% circa
dei clienti).
46
La tariffa D2
La tariffa D2 è così strutturata:
Corrispettivo fisso: τ1 € cent/punto di prelievo per anno;
Corrispettivo di potenza: τ2 € cent/kW impegnato per anno;
Corrispettivo di energia : τ3 € cent/kWh, differenziati per scaglioni
di consumo
Gli scaglioni della tariffa D2:
Fino a 900 kWh/anno
Oltre 900 a 1800 kWh/anno
Oltre 1800 a 2640 kWh/anno
Oltre 2640 a 3540 kWh/anno
Oltre 3540 a 4440 kWh/anno
Oltre 4440 kWh/anno
47
48
L ‘andamento del prezzo
dell'energia elettrica per un
consumatore domestico tipo
Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700 kWh di consumo annuo in
c€/kWh
costi di rete
energia e approvvigionamento
oneri generali di sistema
imposte
20
17,9
18
16,5
16
15,4
15,6
15,6
15,5
15,5
14
12,3
12,2
12,3
12
1,9
c€/kWh
17,1
1,0
1,9
0,9
1,9
1,0
12,6
12,8
2,0
2,0
2,0
2,0
1,0
1,0
1,0
0,7
12,4
12,8
13,4
13,7
2,2
2,1
5,5
6,3
6,4
6,5
6,6
6,8
7,2
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
2,4
2,2
2,2
2,2
1,4
1,5
1,7
1,7
8,3
8,8
8,9
8,6
8,5
3,0
3,0
3,0
3,1
3,1
1,6
1,4
1,2
1,4
1,6
2,4
1,3
1,6
1,2
1,1
0,7
1,1
8
6
2,2
2,3
16,8
2,5
2,4
2,1
2,0
2,5
15,9
2,3
14,5
10
18,1
17,2
7,7
7,6
3,0
3,0
9,0
9,4
10,2
2,6
2,6
2,4
11,0
11,7
11,9
11,0
10,7
2,4
2,4
2,5
2,5
4
2
3,8
2,4
0
I trim II trim III trim IV trim I trim II trim III trim IV trim I trim II trim III trim IV trim I trim II trim III trim IV trim I trim II trim III trim IV trim I trim II trim
49
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Prezzo Brent (€/b)
Tariffa domestico tipo (c€/kWh)
50
I trim 08
II trim 07
III trim 06
IV trim 05
I trim 05
II trim 04
III trim 03
VI bim 02
III bim 02
VI bim 01
VI bim 00
III bim 00
VI bim 99
III bim 99
VI bim 98
III bim 98
VI bim 97
III bim 97
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
IIII bim 01
Tariffa/Condizioni economiche per
il cliente domestico tipo e
andamento del prezzo del petrolio
in euro (Brent)
Numeri Indici : III bim 1997 = 100
Prezzi finali dell’energia elettrica
per il consumatore domestico
cent€/kWh
DB: 1000-2500 kWh/a
Francia
Germania
Italia
Regno Unito
Portogallo
UE (25 paesi)
Al lordo delle imposte
luglio-dicembre 2007
14.15
23.40
13.32
16.30
15.46
16.92
Al netto delle imposte
luglio-dicembre 2007
10.81
14.74
10.67
Non include le
15.52 componenti A e UC
14.73
12.9
DC: 2500-5000 kWh/a
Francia
Germania
Italia
Regno Unito
Portogallo
UE (25 paesi)
luglio-dicembre 2007
12.13
21.05
23.77
14.81
15.59
16.36
luglio-dicembre 2007
9.14
12.79
16.74
14.11
14.86
11.98
2700 kWh/a
Italia
luglio-dicembre 2007
15.72
luglio-dicembre 2007
13.47
Fonte: Eurostat, e AEEG
Include le componenti
A e UC
• 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.
0-1800 kWh/a
1801-2640 kWh/a
2641-3540 kWh/a
>= 3541 kWh/a
14%
40%
19%
27%
Fonte: elaborazione AEEG su dati forniti dai distributori
• Il basso livello del prezzo italiano pubblicato da Eurostat in corrispondenza
di consumi pari a 1200 kWh/a e l ’ elevato livello in corrispondenza di
consumi pari a 3500 kWh/a, rispetto ai prezzi dei principali paesi europei,
riflette la struttura delle tariffe domestiche italiane: per consumi maggiori di
3000 kWh/a le tariffe D2 e D3 sussidiano la tariffa D2 relativa a consumi
inferiori a 3000 kWh/a.
Gli utenti disagiati
I regimi di tutela per gli utenti disagiati
– Energia Elettrica
• È in vigore il meccanismo di tutela per gli utenti domestici in condizioni di
disagio economico e fisico (decreto interm. 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)
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Domande
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