La riforma del Wacc EP.3 – Gli impatti sul consumatore domestico tipo

Terza ed ultima puntata in merito alla riforma del WACC promossa dall’AEEGSI per i settori infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas e redatta assieme al blog EnergyAffairs.

Siamo arrivati quindi in fondo a questa maratona economico-finanziaria.

Dopo aver cercato di spiegare l’importanza del tasso di remunerazione del capitale investito nei settori regolati e aver analizzato i parametri della nuova formula del WACC introdotta dall’Autorità con delibera 583/2015/R/com, è quindi venuto il momento di valutare in termini economici tale riforma, andando ad analizzare gli impatti sul cliente domestico tipo, ovvero la classica famiglia italiana che utilizza il gas per riscaldamento + cottura cibi + acqua calda sanitaria e ha un consumo elettrico di circa 2.700 kWh, con una potenza contrattuale di 3 KW.

Partiamo da un dato di fatto. Dopo due consultazioni, svariati articoli di rassegna stampa, una moltitudine di report di banche d’affari, a fine dicembre l’Autorità ha finalmente pubblicata la delibera tanto attesa in cui sono state confermate le previsioni che tutti gli addetti ai lavori immaginavano: riduzione – consistente seppur non catastrofica – dei tassi di remunerazione delle infrastrutture di energia elettrica e gas rispetto a quelli degli anni precedenti

La motivazione sottesa è indubbiamente la discesa dei rendimenti offerti dai titoli di stato (dai BTP decennali, in particolare), determinata da una serie di fattori concomitanti come, ad esempio, il superamento delle turbolenze del 2010-2011 e degli attacchi al debito sovrano registrati in quegli anni e dall’intervento massiccio della BCE (QE). Gli effetti di tali interventi, in termini quantitativi, sono desumibili dalla tabella riportata di seguito. In particolare il rendimento dei titoli di stato italiani è sensibilmente diminuito nel corso degli ultimi due anni. Per ora infatti paiono finiti i mitici tempi dello spread a 500 punti base e tassi nominali al 6 -7 % che si sono registrati negli anni 2012 e 2013 sotto i governi Monti e Letta.

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Fonte: rendimenti titoli stato UE. Dati BCE.

Peraltro va detto che, come abbiamo spiegato nell’episodio 2 della riforma del WACC, l’Autorità ha preferito cambiare registro andando in discontinuità rispetto al passato, calcolando i WACC prendendo a riferimento l’andamento dei rendimenti dei titoli di stato dei paesi che ritenuti più stabili, ovvero Germania, Olanda, Francia e Belgio (anche in tali paesi però, come nel caso italiano, si è registrata una diminuzione del costo del capitale).

Per questa e altre ragioni analizzate nelle precedenti puntate, la delibera 583/2015/R/com ha quindi stabilito valori di WACC per il triennio 2016 – 2018 più bassi di quelli applicati fino al 2015.

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Fonte: Elaborazione autori su dati AEEGSI

Come si può notare dai grafici, si va da una riduzione dello 0,7% riguardante le infrastrutture di rigassificazione fino all’1% per quanto riguarda la trasmissione elettrica. Caso a sé, e assolutamente sintomatico di quanto detto nelle precedenti puntate, è lo stoccaggio gas che diversamente da tutte le altre attività infrastrutturali, ha registrato un aumento del valori del WACC. Come ricorderete, proprio la regolazione tariffaria dello stoccaggio era stata la “pietra dello scandalo” che ha poi spinto l’Autorità ad accelerare sul procedimento di revisione dei criteri di definizione del WACC, dato che il valore definito per l’anno 2015 era illogicamente basso a causa dell’incapacità del metodo allora vigente di rappresentare correttamente l’effettiva situazione macroeconomica. Una volta cambiato il metodo, di conseguenza, tale problema è stato superato ed il WACC riconosciuto all’attività di stoccaggio è tornato su livelli maggiormente idonei a fornire i giusti segnali di investimento agli operatori.

MA QUALI SONO LE CONSEGUENZE DI UNA RIDUZIONE GENERALIZZATA DEI VALORI DEI TASSI DI WACC?

Per quanto riguarda gli operatori infrastrutturali, tale riduzione genera una diretta diminuzione dei ricavi ammessi. Il valore del WACC stabilito dall’Autorità, infatti, moltiplicato per l’intero capitale investito dall’azienda, determina una quota dei ricavi aziendali (le altre due macro categorie di ricavi sono gli ammortamenti e il riconoscimento dei costi operativi). Ad una diminuzione del WACC corrisponde quindi una riduzione automatica dei ricavi aziendali e quindi degli utili. Da considerare, infine, che in un mondo perfetto il rendimento del capitale investito rappresenta esattamente l’EBIT di un operatore efficiente e, di conseguenza ha un impatto cruciale sulla sua capacità di continuare ad investire e/o distribuire dividenti.

Per questo il tema del WACC è così sentito da parte dei mercati azionari ed è anche per questo che la pubblicazione della delibera è stata vista dagli operatori come una “liberazione” in quanto, indipendentemente dall’entità dei valori, ha calmato le borse almeno fino al dicembre 2017, momento in cui si procederà all’aggiornamento di alcuni valori della formula.

Detto degli impatti sugli operatori, desumibili dai bilanci aziendali per chi volesse approfondire, è altresì interessante verificare gli effetti della riforma del WACC sui soggetti che effettivamente pagano le tariffe dell’energia elettrica e del gas, ovvero i clienti finali (che in questa sede chiameremo consumatore tipo rivolgendoci soltanto alla maggior parte, ma non tutta, la platea dei pagatori di bollette).

Il consumatore di energia, attraverso le componenti specifiche legate ai “servizi a rete”, sostiene gli oneri per il funzionamento delle infrastrutture energetiche. Una diminuzione del WACC comporta quindi una riduzione dei costi in bolletta in quanto, fatti salvi meccanismi perequativi nonché partite di giro tra società di vendita e imprese di distribuzione, porta ad una diminuzione della quota di tariffa a carico degli utenti a copertura della remunerazione del capitale complessivamente investito nell’intera filiera del settore dell’energia elettrica e del gas.

Partendo dal capitale investito dei vari asset regolati, è possibile quindi calcolare il beneficio in termini di minori costi in bolletta che il consumatore dovrebbe percepire nel 2016 rispetto al 2015 esclusivamente per via della diminuzione dei valori dei WACC. Chiaramente si tratta di una stima soggetta a possibile errore in quanto non risultano pubblici in maniera puntuale i valore del capitale investito di ogni asset infrastrutturale, ma è comunque una buona indicazione dell’incidenza della riforma del WACC sul consumatore.

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Note: elaborazioni su dati degli operatori e DCO 355/2015/R/eel. Per consumatore tipo si intende una famiglia tipo che ha consumi medi di energia elettrica di 2.700 kWh all’anno e una potenza impegnata di 3 kW e per il gas consumi di 1.400 metri cubi annui. Valori soggetti a possibili errori per la difficoltà di stimare in maniera precisa la RAB di alcuni settori regolati.

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Dalle elaborazioni si ricava che il beneficio una tantum per il consumatore dovrebbe essere intorno agli 11 euro per la bolletta elettrica e poco meno di 12 euro per la bolletta gas. Di fatto, tali importi, quali minori costi per i consumatori, costituiscono la minor remunerazione riconosciuta agli operatori infrastrutturali per via della riduzione dei valori di WACC.

Proviamo ora ad eseguire una piccola elaborazione utilizzando l’ultimo aggiornamento trimestrale (dal 1 gennaio 2016) dell’Autorità riguardante le condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela elettrica e gas. Seguendo questo approccio, e grazie ai documenti forniti dall’Autorità, è possibile stimare la teorica incidenza percentuale in bolletta derivante dalla riforma del WACC come quota parte della componente servizi di rete. Considerando quindi una spesa annua di energia elettrica di circa 500 euro e di circa 1100 euro per il gas, possiamo quindi arrivare ad ipotizzare che l’impatto della riforma del WACC è pari rispettivamente all’1% e al 2% del totale delle due bollette tipo per i due settori di riferimento.

CONCLUSIONI

La delibera 583/2015/R/com ha rivisto al ribasso i valori dei WACC per i settori regolati di energia elettrica e gas. I mercati finanziari hanno accolto il provvedimento in maniera abbastanza positiva in quanto lo scenario, ancorché negativo, è risultato comunque migliore rispetto a quanto prospettato in consultazione dall’Autorità. Nonostante questo, i nuovi parametri del tasso di remunerazione del capitale investito hanno comunque determinato un impatto in capo agli operatori infrastrutturali in termini di minori ricavi riconosciuti quantificabile in circa 600 milioni di euro. A fronte di questo, si stima un beneficio una tantum per il consumatore in termini di minori costi in bolletta pari a circa 23 euro a famiglia.

La riforma del WACC proposta dall’Autorità ha certamente portato un più elevato grado di stabilità e certezza al sistema, ma è innegabile che, insieme ad altre modifiche tariffarie più “tecniche”, ha ridotto in maniera sensibile (anche se in misura minore rispetto alle fosche previsioni iniziali, di questo va dato atto) le risorse a disposizione degli operatori per investire nelle proprie instrastrutture. Chiudiamo quindi esprimendo una speranza per il futuro: che nel 2017, quando si andrà ad aggiornare il WACC per il periodo 2018-2021, non si verifichino strane congiunzioni astrali (ad esempio sul meccanismo trigger di aggiornamento del country risk premium, CRP) che rendano i risultati incoerenti con la situazione macroeconomica e portino a nuovi scossoni in borsa!

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Fusione Italgas – F2i? Perché si, perché no

Avviso ai naviganti
Non è ovviamente intenzione dell’autore dare giudizi di merito sull’operazione di cui al titolo, peraltro insistentemente prospettata sulla stampa di settore e non nell’ultimo periodo. Ci si limita, al contrario, a indicare – il più oggettivamente possibile e ci si scusa sin da ora per eventuali mancanze – quali potrebbero essere i vantaggi e gli svantaggi per i vari stakeholder interessati.

Le forze in gioco
Gli attori protagonisti sono di quelli che la notte degli Oscar si contendono il premio per miglior attore protagonista. Parliamo infatti di Italgas e 2i Reti Gas, primo e secondo operatore della distribuzione gas del bel paese.

Vediamo un po’ di numeri….

Italgas (Fonte: Sito societario e dati AEEGSI)

  • Azionisti: 100% Snam
  • Contatori Attivi: 6,4 mln (dato 2014)
  • Estensione reti: 55.278 Km (dato 2014)
  • Località Tariffarie AEEGSI: 1.292 (dato AEEGSI tariffe provvisorie 2015)
  • Capitale Investito: € 3,9 mld (dato 2014)
  • Utile operativo: € 413 mln (dato 2014)

2i Reti Gas (Fonte: Sito societario e dati AEEGSI)

  • Azionisti: 71,97% F2i (63,83% Primo Fondo F2i e 8,14% Secondo Fondo F2i); 28,03% Ardian.
  • Contatori Attivi: 3,8 mln (dato 06.2015)
  • Estensione reti: 57.496 Km (dato 06.2015)
  • Località Tariffarie AEEGSI: 2.211 (dato AEEGSI tariffe provvisorie 2015)
  • Capitale Investito: € 2,6 mld (dato 31.12.2014)
  • Utile operativo: € 362 mln (dato 31.12.2014)

Dato che, in definitiva, Snam è controllata da Cassa Depositi e Prestiti (30,10% in totale) che è anche un azionista di peso in F2i (14,01% della sgr e un investi rilevante nei 2 fondi gestiti), l’operazione ipotizzata ha una grande valenza politica oltre che industriale. Bisogna ricordare, però, che per evitare problemi di concorrenza/unbundling ecc al momento del passaggio di proprietà del pacchetto azionario di Snam alla CDP l’AGCM  ha preteso e ottenuto la costruzione di muraglie cinesi tra le società on modo che la CPD stessa non potesse influenzare le scelte delle 2 società, specie in materia di partecipazione alle gare gas.

Nel caso di una fusione, infatti, nascerebbe uno dei famosi “campioni nazionali” di cui si sente spesso parlare e che, a ben vedere, in questo caso sarebbe anche un “campione europeo“. Con quasi 113.000 km di reti e oltre 10 mln di utenti sarebbe sì superato da GRDFP (francia) (197.000 km, ma circa 11 mln di utenti), ma a sua volta se la batterebbe sul filo di lana con National Grid (130.000 km e 10,9 mln di utenti) e supererebbe agevolmente altri grossi nomi come E.On (Germania) (57.000 km e poco più di 1 mln di utenti in Germania) e Gas Natural Fenosa (Spagna) (49.000 km e 5.2 mln di utenti in Spagna).

Soprattutto, si raggiungerebbero degli obiettivi, appunto, “politici” di non poco conto: (i) un (grande) passo verso il polo nazionale delle reti (mancherebbe solo Enel distribuzione…Ma è quasi impossibile che Enel se ne privi) e (ii) una decisa spinta al consolidamento del settore della distribuzione gas. Quest’ultimo punto, poi, consentirebbe di realizzare, seppur indirettamente e tramite una operazione straordinaria, un sogno che ministeri e governo (oramai) quasi 10 anni fa hanno solo accarezzato: un numero di ambiti territoriali molto minore rispetto agli attuali 177 (l’Autorità, in un proprio studio del 2009 ne aveva individuati 59).

Oltre che sul piano politico, però, ci sarebbero degli interessanti vantaggi industriali, nonché alcune esternalità positive. Vediamoli sinteticamente:

  • Grazie alla regolazione tariffaria asimmetrica prevista dall’Autorità, in esito alle gare gas le tariffe di distribuzione del gas aumenterebbero meno qualora l’operazione ci concretizzasse rispetto all’ipotesi alternativa. Facciamo un esempio pratico: nell’ambito X uno dei 2 operatori ha una quota del 70% e l’altro del restante 30%; ad oggi se il primo dovesse aggiudicarsi la gara, dovrebbe pagare al secondo il valore di rimborso stabilito per il 30% non ancora di sua proprietà. che, solitamente, è maggiore del valore tariffario. Il valore di rimborso pagato dal vincitore della gara diventerebbe il nuovo valore tariffario di quegli asset (dato che c’è stato un effettivo esborso di denaro) e ciò, a parità di condizioni, genererebbe un aumento della tariffa. Nel caso i due operatori fossero una unica entità, tutto ciò non avverrebbe dato che questa entità risulterebbe essere il gestore uscente di tutto l’ambito X e, se si dovesse riconfermare, il valore tariffario degli asset non subirebbe modifiche dato che non ci sarebbe da pagare alcun rimborso al gestore uscente.
  • La maggiore dimensione permetterebbe ulteriori economie di scala, nonché un maggior potere contrattuale. Ciò sarebbe utile in vista di un passaggio ad una regolazione basata, oltre che sul price cap sull’ammontare dei costi operativi riconosciuti in tariffa, sempre più su costi standard per la valorizzazione degli investimenti, come peraltro previsto dalla delibera 573/2013/R/gas. D’altra parte, scelte regolatorie di questo genere mirano proprio a stimolare l’aggregazione di operatori che, da soli, non riuscirebbero a “stare sul mercato” perché non più in grado di “battere” il regolatore (e di conseguenza non più in grado di realizzare utili soddisfacenti). Infine, un soggetto completamente regolato delle dimensioni di quello derivante dalla fusione in analisi avrebbe una grande capacità di attrazione di investitori, nonché di accesso al mercato del debito a costi contenuti.
  • Sarebbe una cosa positiva anche per la fase del settore gas immediatamente a valle della distribuzione, ovvero il mercato retail dato che i venditori dovrebbero interfacciarsi con (ancora) meno distributori e ciò non può che migliorare la fluidità di processi cruciali per i clienti, come switching, richieste di prestazioni e loro esecuzione, raccolta misure ecc. (nota: ciò vale anche in caso di completa implementazione del SII anche per il settore gas)
  • Last but not least, un campione europeo della distribuzione che è capace di “battere” il Regolatore grazie alle efficienze operative e di costo che riesce ad ottenere garantirebbe ai propri azionisti (in definitiva lo stato) dei buoni dividendi e, quel che più conta, (relativamente) sicuri. Il che, visti i tempi, non è certamente disprezzabile.

Tutto bene, dunque? Non proprio.

Non essendo in un regime totalitario dove un comitato centrale fa e disfà a piacimento, si deve tener conto di una serie di regole.

Nel caso specifico, in particolare, assumono particolare rilevanza quelle Antitrust in materia di concentrazioni capaci di “ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza”.

A tutti gli addetti ai lavori è nota la posizione intransigente sinora adottata dalla AGCM quando si è trovata a valutare concentrazioni nel settore della distribuzione del gas naturale. Oramai celebre, a questo proposito, è il caso di Isontina Rete Gas, in cui l’Autorità ha impedito l’operazione Italgas/Eni/Acegas in quanto questa avrebbero causato, a suo giudizio, una riduzione della concorrenza per il mercato.

Nel caso appena ricordato, in particolare, l’Autorità ha individuato il mercato rilevante (per il quale valutare l’eventuale restrizione della concorrenza) nei soli Atem interessati dall’operazione e, ai fini della propria decisione, ha dato particolare importanza alla presenza in Atem limitrofi a quello esaminato dato che tale circostanza, secondo l’autorità, avrebbe una forte influenza sulla decisione finale sulla partecipazione alla gara per l’Atem in analisi, anche in mancanza di una importante presenza pregressa e/o in presenza di forte incumbent. Infine, l’Autorità ha rigettato anche la tesi relativa all’eccessivo impegno finanziario che comporterebbe la partecipazione a molte gare in cui, tra l’altro potrebbe essere  presente un forte incumbent sulla base, tra l’altro, della solidità finanziaria delle società coinvolte dall’operazione e della loro capacità di far ricorso al mercato del debito.

I ragionamenti svolti oramai nel 2013 sono certamente un importante punto di partenza anche per l’operazione di cui stiamo parlando.

Innanzitutto, è assai probabile che anche nel caso in analisi eventuali accenni all’eccessivo impegno finanziario necessario per sostenere le gare in solitaria verrebbero immediatamente respinti dalla AGCM.

Al contrario del caso precedentemente citato, invece, sarebbe piuttosto illogico considerare come mercato rilevante solo qualche ambito, anche qualora fossero quelli dove oggi i 2 operatori hanno un certo radicamento. Al contrario, nel caso in analisi sarebbe pacifico considerare come mercato rilevante tutte le gare per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale nei 177 Atem. Da questa angolazione, in base ai dati disponibili, l’operatore derivante dall’aggregazione ipotizzata avrebbe una elevata presenza pregressa (>50% pdr) in meno del 50% degli Atem (più o meno 85 su 177, ovvero circa 48%), mentre in circa il 16% avrà una quota compresa tra il 50% ed il 30% di pdr. Se invece dei pdr si considera la (stima) della quota di RAB posseduta nel singolo Atem, indicatore sicuramente più affidabile per inferire il possibile comportamento di un operatore razionale (più RAB ho, meno devo comprare a VIR utilizzando risorse proprie e/o a debito), gli Atem dove il nuovo operatore risulterebbe preponderante (>50% RAB) scenderebbero a 65, ovvero il 37% del totale.

Ad una prima occhiata, non sembrerebbe uno scenario drammatico: resterebbero ben 112 Atem (63% del totale) dove gli operatori potranno “scannarsi” come più gli aggraderà e dove la concorrenza regnerà suprema.

Bisogna però considerare alcuni elementi. Alcuni positivi, altri meno.

  • In alcuni Atem dei 65 prima ricordati (ad esempio Novara 2, Massa Carrara, Bari 2) sono presenti sia Italgas che 2i Reti Gas, ognuno con una quota rilevante. In questo caso, la loro fusione eliminerebbe un potenziale concorrente.
  • Ci sono casi in cui il nuovo operatore avrebbe una quota rilevante in alcuni Atem ed una presenza piuttosto scarsa in altri limitrofi. Ciò costituirebbe un Incentivo a partecipare a queste gare in cui, forse, i 2 operatori presi individualmente non avrebbero partecipato (ad esempio, Foggia 2 o in molti Atem siciliani). In questi casi, quindi, potenzialmente ci sarebbe un ulteriore concorrente.
  • Ci sono casi in cui i 2 operatori “stand alone” avrebbero ognuno una buona quota in alcuni Atem tra loro limitrofi (es. Mantova – Brescia) e, quindi, ciascuno sarebbe interessato a partecipare alle relative gare. La loro fusione, di conseguenza, eliminerebbe un potenziale concorrente.
  • Ci sono casi in cui i 2 operatori “stand alone” avrebbero buone quote “incrociate” in Atem limitrofi. Anche in questo caso, la loro fusione eliminerebbe un potenziale concorrente.

C’è poi da valutare che, in caso di fusione, il nuovo operatore dovrebbe sborsare molto meno grano rispetto ai 2 operatori presi singolarmente per acquistare il VIR mancante negli Atem dove sono entrambi presenti. Ciò farebbe bene alle esauste tasche del cliente finale, certo, ma forse un po’ meno bene alla concorrenza in quanto libererebbe una considerevolissima quantità di risorse finanziarie che dovranno essere impiegate in qualche modo. Considerando che in molti Atem la presenza del nuovo operatore sarebbe molto forte e dato che, come emerge dal caso Isontina, ciò frenerebbe la partecipazione alla gara di altri competitor, sembrerebbe improbabile che la stragrande maggioranza di queste risorse siano destinate a finanziare piani di sviluppo eccezionali e/o mirabolandi per mettere al sicuro, grazie ai 45 punti “tecnici” a ciò collegati, la vittoria. Specie negli Atem  dove lavori presenta della nuovo operatore è forte. Si può pensare, più prosaicamente, che tali risorse sarebbero utilizzate per “conquistare” ulteriori Atem ritenuti strategici oltre quelli dove si ha già una forte presenza pregressa. Tale situazione sarebbe ambivalente: da una parte ci sarebbe più concorrenza per il mercato, ma dall’altra avremmo un grosso operatore dotato di una montagna di liquidità e pronto a conquistare il maggior numero possibile di Atem, a discapito anche di molti operatori di medie (ma anche medio-grandi) dimensioni.

Non resta che aspettare e vedere quello che succede!

Monitoraggio Attività AEEGSI – Febbraio 2016

Si è concluso anche Febbraio 2016 e questo significa che è finalmente arrivato il momento di gustarsi una nuova puntata della rubrica che ha commosso il Web, ovvero il monitoraggio dell’Attività dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas ed il Sistema Idrico……e da pochissimo anche Rifiuti (Ora scatta il toto nomi…!)!

Iniziamo con il dire che il mese appena concluso non ha visto un numero particolarmente elevato di atti approvati rispetto agli anni passati (46 – lo stesso livello del 2013 Vs. 55 del febbraio 2015, ovvero -16%).

Nel dettaglio, la maggior parte di tali atti sono delibere (40, ovvero 87% degli atti totali), per lo più di tipo regolatorio (18, ovvero il 45%), sanzionatorio o relative all’attività di enforcement della regolazione (S ed E, 7 in entrambi i casi).

I settori più impattati dagli atti approvati nel corso del mese in analisi sono quello del gas (19 atti, 41%), seguito da quello dell’energia elettrica (12, 26%). Buon terzo il settore “amministrativo” (8, 21%).

Se l’attività deliberativa del mese non appare eccezionalmente eccitante (si è trattato di un mese “interlocutorio”, con alcune messe a punto di importanti testi integrati pubblicati a fine 2015 e molti avvii di procedimenti sanzionatori/approvazione tariffe/approvazione piani verifiche ispettive ecc..), lo stesso certamente non può dirsi per l’attività di consultazione, decisamente abbondante nel corso del mese (6 DCO) e, soprattutto, incentrata su temi caldissimi, 2 su tutti:

  • Superamento delle tutele per i clienti domestici, tema monstre  su cui è in corso un grande dibattito e che inciderà in modo decisivo nel futuro del settore
  • Regolazione del servizio di misura nel settore idrico, elemento che dire cruciale per il funzionamento dell’intero settore e per il benessere dei clienti finali è dire poco come tra l’altro dimostrato dal recente intervento dell’AGCM in materia

Come da consuetudine, vi lascio ai magnificentissimi grafici & tabelle!

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