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
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Il prezzo dell’energia elettrica
Elementi
Struttura del prezzo
19,4%
2,2%
1,0%
1,5%
1,5%
54,7%
2,5%
2,5%
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
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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.
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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
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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
Commerc. distribuzione
composto da:
Distribuzione
Servizio misura
Commerc. distribuzione
Commerc. vendita
Servizio di acquisto e
vendita
Oneri generali
Servizio di misura
Servizio di acquisto e
vendita
Commerc. vendita
Oneri generali
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La tariffa per il mercato libero
2003
Servizio di trasporto
composto da:
Trasmissione
Distribuzione
2004-2007
Servizio di trasmissione
Servizio di distribuzione
Commerc. distribuzione
composto da:
Distribuzione
Commerc. vendita
Commerc. distribuzione
Servizio misura
Oneri generali
Servizio di misura
Oneri generali
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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.
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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
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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 UC1, UC3, UC4, UC5, UC6
+
g) Componente tariffaria MCT
+
h) Costo per imposte erariali e addizionali
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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 UC3, UC6 UC4
+
h) Componente tariffaria MCT
+
i) Costo per imposte erariali e addizionali
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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
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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.
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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
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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 MIS3) ed in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, per gli
usi diversi dall'illuminazione pubblica (componente MIS1).
Tutti i clienti finali sono tenuti al pagamento della medesima tariffa per il servizio di misura.
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Corrispettivo per il servizio di misura
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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
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Fasce orarie 2009
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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.
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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
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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.
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Scheda di valutazione delle offerte
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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.
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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
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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.
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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.
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