Alcune brevi considerazioni sui Titoli di Efficienza Energetica

Di seguito alcuni brevi pensieri sulla situazione dei titoli di efficienza enegetica (TEE, per gli amici Certificati Bianchi) dal punto di vista dei soggetti obbligati, alla luce del nuovo DM, della consultazione avviata dall’Autorità (DCO 312/2017/R/efr) e, non da ultimo, della situazione di mercato e delle sue prospettive future.

Lo scenario non è propriamente roseo.

Da una parte, infatti, l’offerta è compressa dalle nuove regole per realizzazione progetti, specie il superamento del parametro Tau, e dal fatto che i progetti più “semplici”, com’è normale che sia, si stanno via via esaurendo lasciando spazio a quelli più complessi ed evidentemente più costosi.

Dall’altra, invece, la domanda deve tener conto che, anche se gli obblighi futuri sono numericamente inferiori rispetto a quelli passati (9,5 mln TEE obbligo 2016 Vs 5,3 mln TEE 2017, ma più difficili da raggiungere per via del minor numero di TEE disponibili), c’è una decisa spinta verso alto dovuta alle nuove regole per il rispetto degli obblighi, oggi entro l’anno successivo e non più entro i 2 successivi, nonché dall’importante cumulo di obblighi ancora da rispettare che farà sentire il suo peso nei prossimi 2 anni (per poi smorzarsi una volta che la regola del rispetto entro l’anno successivo andrà a regime).

Alta domanda e bassa offerta generano necessariamente prezzi elevati.

In questo quadro si inserisce la consultazione sulle nuove modalità di definizione del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti dai distributori di energia elettrica e gas naturale in cui si propone, sostanzialmente, che il contributo tariffario sia calcolato in modo da avere una inerzia maggiore di quella attuale rispetto ai prezzi espressi dal mercato. Nel dettaglio, si propone l’utilizzo della media triennale con cap sui valori medi delle sessioni di mercato considerati così da non includere (eventuali) spike di prezzo anomali e permettendo uno scostamento più ampio rispetto valore medio di mercato (da 2€ a 5/7€), ciò al fine di porre un freno a tendenze rialzistiche dei prezzi e, in definitiva, dei costi del sistema dei TEE riversati sul sistema energetico e, quindi, sui clienti finali.

Solo che si agisce su soggetti obbligati che non possono non comprare i TEE necessari a coprire i propri obblighi dato che in questo caso, fermo restando il rispetto dell’obbligo, gli verrebbero comminate sanzioni adeguate a rendere non convenienti eventuali comportamenti opportunistici e che, di conseguenza, non hanno molto potere contrattuale rispetto ai soggetti che compongono l’offerta di TEE.

Il problema è di difficilissima risoluzione, dato che comunque oramai il disegno del sistema è consolidato, gli obblighi sono definiti e inderogabili ed il mercato è quel che è e non sono state riscontrate pratiche opportunistiche (cfr. esito istruttoria conoscitiva di cui alla delibera 292/2017/R/efr).

Unbundling: chiusura di un ciclo e prospettive future

Nel corso della riunione dello scorso 2 febbraio 2017, l’Autorità ha approvato 3 delibere di grandissimo interesse “sistemico” e da tempo attese, sia dai diretti interessati che da tanti altri soggetti gravitanti intorno al mondo dell’energia e della regolazione: altri operatori, consulenti, avvocati ecc… 

Si tratta delle delibere 40, 41 e 42/2016/S/com (triplete!), tutte accomunate da un unico tema, l’unbundling, declinato nelle sue varie forme, contabile e funzionale, all’occasione ampliato fino a lambire aree regolatorie ad esso attigue e da esso influenzate, come le tariffe. 

Queste delibere sono così importanti perché vanno a chiudere un ciclo iniziato 10 anni fa: quello aperto dalla delibera 11/07 di approvazione del testo unico unbundling, contabile ma soprattutto funzionale (la vera novità).

Negli anni successi, dopo un intervallo ragionevole per dare tempo agli operatori di mettersi al passo con le nuove regole (operazione molto onerosa in termini burocratico/amministrativi, ma anche pratici dato che andava ad incidere profondamente nell’operarività aziendale), sono iniziate le ispezioni, com’è naturale che sia.

Anche se in numero contenuto, le ispezioni si sono rilevate di indubbia efficacia dato che a valle di queste sono state avviati altrettanti procedimenti sanzionatori, senza contare l’indubbio effetto di moral suation sugli altri operatori. 

Per dovere di cronaca, si deve ricordare il procedimento avviato a carico di agsm Verona, il primo, e quindi fatalmente il più noto nel settore, a cui sono seguiti da quelli verso Deval, Gelsia+Gelsia Reti (che ha presentato impegni, poi accettati dell’Autorità), Valle Umbria Servizi – VUS e Edison Stoccaggio (la cui vicenda ha sollevato grande scalpore nell’ambiente per l’elevatissima sanzione comminata).


Il tratto saliente che emerge da tutte queste ispezioni è che l’applicazione pratica della regolazione in materia di unbundling, in realtà societarie ed operative complesse, non è così facile come ci si potrebbe aspettare.

I procedimenti avviati, al netto di quelli chiusi con la presentazione di impegni o con l’irrogazione di una sanzione, sono andati avanti, anche se decisamente a rilento, cosa più che comprensibile, dati i temi e ciò che c’è in ballo. 

Ora, tuttavia, le delibere appena approvate (ma ad oggi non ancora pubblicate: presumibilmente devono essere prima notificate agli interessati) vanno a costituire un importante punto fermo dell’intera vicenda, magari non finale ma senza dubbio di cruciale importanza per il settore.

Le valutazioni che saranno espresse dall’Autorità in merito alle varie fattispecie contestare agli operatori in sede di avvio di procedimento, infatti, sono destinate a “fare giurisprudenza” ed a influenzare profondamente le scelte e le valutazioni di tutti i soggetti interessati citati in precedenza. Oltre che alimentare numerosi convegni, riunioni, seminari ecc ecc. 

Ma, ovviamente, c’è di più. 

Le delibere in analisi, come già detto in precedenza, chiudono un ciclo durato 2 lustri e mandano definitivamente in pensione la vecchia regolazione ex delibera 11/07. 

Ci si potrà quindi focalizzare sulla nuova disciplina contenuta nel nuovo TIUF (unbundling funzionale), approvato con delibera 296/2015/com e TIUC (unbundling contabile), approvato con delibera 231/2014/R/com e smi.  Di conseguenza, non è inverosimile che nel medio termine (entro l’anno?) sia deliberato un nuovo ciclo di visite ispettive, focalizzare a verificare la corretta applicazione della regolazione ex TIUF e TIUC. 

Questa volta, però, con alle spalle la grande esperienza maturata con la precedente regolazione e, soprattutto, con in mente le valutazioni effettuate dall’Autorità per fattispecie concrete, di cui alle delibere in analisi. 


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!

La riforma del Wacc EP.2 – Cosa stabilisce la Delibera 583/2015/R/com

Eccoci dunque alla seconda parte del nostro viaggio alla scoperta del WACC.

In questa puntata afferreremo il toro per le corna e andremo diretti a vedere in cosa consiste la riforma dei criteri per il calcolo e l’aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per i settori infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas entrata in vigore lo scorso 1°gennaio.

Partiamo subito da una affermazione forte, tanto per non essere accusati di captatio benevolentiae.

L’accoglienza decisamente positiva che i mercati & analisti hanno riservato all’attesissima delibera 583/2015/R/com (approvata dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il sistema idrico lo scorso dicembre) che ridefinisce per il prossimo triennio (2016-2018) le modalità di calcolo del tasso di remunerazione del capitale investito (per gli amici, WACC) relativo nelle attività infrastrutturali del settore elettrico e del gas non è dovuta ai nuovi valori assoluti di Wacc approvati.

Per lo meno, non solo.

Per capire meglio l’accoglienza positiva, bisogna fare qualche passo indietro e vedere che succedeva poco più di un anno fa.

Il punto di partenza della nostra storia non può che essere una notte buia e tempest…No, un momento…. quella è un’altra storia!

La nostra, invece, inizia la sera del 3 novembre 2014, quando l’autorità pubblica un comunicato di grande rilevanza. Con questo documento, infatti il regolatore, a valle della pubblicazione della deliberazione 531/2014/R/gas, con la quale erano stati approvati i criteri di regolazione delle tariffe per il servizio di stoccaggio del gas naturale nel periodo 2015-2018, si affrettava a sottolineare che, di lì a poco, avrebbe avviato il processo di “riforma complessiva delle modalità di fissazione del tasso di remunerazione in relazione alle variabili esposte a fenomeni esogeni al settore regolato” e che “tale riforma sarebbe valsa per tutti i settori infrastrutturali regolati tariffariamente”.

Questo chiarimento si era reso necessario a seguito dello scossone che il nuovo quadro regolatorio per l’attività di stoccaggio aveva provocato in borsa, ben visibile dal grafico riportato di seguito:

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Questo crollo può essere ricondotto a 2 ordini di motivi, tra loro collegati:

  • Gli analisti/investitori potevano non essere a conoscenza dell’orientamento dell’Autorità, seppur generale e senza date precise, di intervenire sul metodo di calcolo del WACC, dato che era stato espresso in atti non di particolare appeal per questi soggetti.
  • Gli analisti/investitori (consci o meno degli intendimenti futuri dell’Autorità) hanno valutato molto negativamente le modalità di calcolo del Wacc effettivamente utilizzate per lo stoccaggio, ritenute oramai palesemente inadatte a rappresentare correttamente il reale costo del capitale investito. In particolare, la (principale) technicalityche ha fatto storcere il naso agli analisti è stato l’utilizzo di un tasso di inflazione irrealisticamente alto rispetto alla realtà (quasi 0). Questa scelta ha abbattuto drasticamente il Wacc (Wacc calcolato dall’Autorità è reale e non nominale e, di conseguenza, è ricavato rapporto tra il Wacc nominale e l’inflazione), gli investitori si sono “impanicati” e, pensando che ci fossero grosse probabilità che si sarebbe applicato lo stesso metodo anche alle future revisioni tariffarie di altri settori, trasmissione, distribuzione e misura EE in primis. A conti fatti, un comportamento razionale in una situazione di asimmetria informativa. Le aspettative condizionano i mercati e in questo caso il regolatore ne ha create forse un po’ troppe…

Dopo un mese esatto da questi avvenimenti, il 4 dicembre 2014, veniva approvata la delibera 594/2014/R/com con cui si dava avvio al procedimento in analisi e che dopo varie peripezie, 2 documenti per la consultazione e un numero imprecisato di studi, controstudi, paper, approfondimenti e dotte discettazioni ha portato alla delibera 583/2015/R/com di approvazione del TIWACC 2016 – 2021.

Andiamo ad analizzarla.

La prima discontinuità rispetto al passato è data dall’introduzione di uno specifico periodo regolatorio (2016-2021 con aggiornamenti triennali) per il WACC (il TIWACC, appunto), indipendente dai periodi regolatori più strettamente tariffari. Si assiste, dunque, ad un “period decoupling”, con il WACC finalmente libero di seguire dinamiche sue proprie, più vicine a quelle dei mercati finanziari che a quelle regolatorie, diventando così una variabile esogena (o quasi, come si vedrà) e non più endogena del quadro regolatorio di un dato servizio a rete. Questo nuovo periodo regolatorio si va quindi a sovrapporre a quelli tariffari dei quali definisce il tasso di remunerazione in via centralizzata ma comunque attenta alle specificità delle singole attività. Di seguito un grafico chiarificatore:

Immagine2

È evidente che questa operazione ha notevoli vantaggi:

  • Spostando una (importante) variabile su un altro tavolo di confronto, permette di focalizzare la discussione sulle regole strettamente tariffarie/regolatorie, con potenzialmente un gran beneficio per la qualità della discussione e le conseguenti scelte in materia.
  • Risolveuna volta per tutte il problema di avere WACC diversi tra attività a causa, al netto delle specificità, dell’aver preso in considerazione periodi temporali differenti ai fini del calcolo di uno  specifico parametro all’interno della formula: con il nuovo metodo il calcolo viene fatto una volta sola e considerando il medesimo orizzonte temporale e poi declinato in base alle particolarità delle singole attività.

Detto questo, passiamo a dare un’occhiata ai principali parametri che determinano il WACC.

Per cominciare, possiamo dire che il WACC, calcolato in termini reali e pre tasse, per ogni servizio infrastrutturale è determinato secondo la delibera dell’Autorità con la seguente formula:

formula wacc

dove:

  • è il tasso reale di rendimento del capitale di proprio (equity);
  • è il costo del debito in termini reali riconosciuto per i servizi Infrastrutturali;
  • TP è l’aliquota di incidenza delle imposte sul risultato d’esercizi;
  • tcp è l’aliquota fiscale per il calcolo dello scudo fiscale degli oneri finanziari;
  • gp,s è il livello di rapporto tra costo del debito e l’equity;
  • Fp,s è un fattore correttivo ai fini della copertura delle imposte;

In sintesi la formula prevede che il tasso di remunerazione espresso in termini reali debba essere calcolato come media ponderata del capitale proprio e del capitale di debito in funzione dei pesi degli stessi e che l’Autorità attribuisce ad ogni specifico settore infrastrutturale. La scelta dei pesi del rapporto tra capitale proprio e capitale di debito assume quindi notevole importanza ai fini della determinazione del WACC.

COSTO DEL CAPITALE PROPRIO (Ke)
Il costo del capitale proprio, definito nella formula precedente, è a sua volta composto da una serie di parametri quali: Tasso Risk Free (RF), Beta (β), Total Market Return (TMR) e Country Risk Premium (CRP). Guardiamoli un po’ più da vicino.

Tasso di rendimento Risk Free (RF)

Cos’è? Beh, la risposta è tanticchia tautologica, dato che è il tasso di interesse offerto da un ipotetico strumento esente da qualsivoglia rischio e che anche il soggetto più avverso al rischio che riuscite ad immaginare non esiterebbe ad inserire nel proprio portafoglio. E quale strumento può essere più esente dal rischio dei titoli di stato?

Come si calcola? Dato che è un costrutto del tutto teorico, l’unico modo per calcolarlo è tramite una proxy che, nella prassi, è il rendimento dei titoli di stato a 10 anni di paesi ritenuti “affidabili” (anche se al giorno d’oggi chi è affidabile scagli la prima pietra). Nel nostro caso, si utilizzano i rendimenti di non 1, non 2 ma ben 4 e dico 4 paesi europei con rating doppia AA by S&P’s (Francia, Germania, Belgio e Paesi Bassi) registrati nel periodo 1.10.2014 – 30.09.2015. Essendo il WACC espresso in termini reali, di conseguenza il tasso risk free è depurato  dell’inflazione attesa, .   Infine, a causa dell’attuale situazione di tassi abbondantemente negativi grazie alle “fantastiche” manovre delle Banche Centrali (leggasi Quantitative Easing), è previsto un floor pari allo 0,5% per evitare rendimenti negativi, del tutto incompatibili con le finalità del Wacc in settori regolati.

Differenze rispetto al passato: Il precedente metodo utilizzava il rendimento nominale degli ultimi 12 mesi disponibili dei BTP decennali benchmark rilevato dalla banca d’Italia. Date le turbolenze finanziarie che hanno scosso e stanno scuotendo il nostro paese e l’orizzonte di osservazione limitato, c’era il concreto rischio di dover effettuare la stima del tasso risk free in corrispondenza di picchi (positivi o negativi) transitori nei rendimenti di tali titoli andando a definire, di conseguenza, un WACC incoerente con la realtà.

Punti di forza: Il riferimento a titoli di stato emessi da paesi “solidi” dovrebbe evitare picchi indesiderati e contribuire a mantenere stabile il WACC, cosa fondamentale per i settori coinvolti. La storia ci dirà comunque se i paesi considerati benchmark ai fini del calcolo del tasso risk free siano realmente stabili anche in termini di rendimenti dei titoli di stato. Vedendo i conti pubblici della Francia (paese con rating AA), un minimo di preoccupazione sussiste ma per ora l’Autorità ha parlato e il settore si adegua.
Criticità: nella delibera mancano dettagli su (i) come si ponderano i tassi di rendimento di titoli emessi da paesi molto diversi tra loro? Tramite il relativo PIL? Ma a che data e da quale fonte prenderlo? (ii) che succede se uno dei paesi oggi considerati al momento dell’aggiornamento non ha più il rating AA? Lo si toglie e basta?

[NEW] Country Risk Premium (CRP) [NEW]

Cos’è? È il parametro che esprime l’extra rendimento richiesto da un investitore a copertura del maggior rischio di investire in un paese scalcinato come l’Italia rispetto ad altri meno rischiosi (ma più noiosi!).

Come si calcola?. Nella delibera di approvazione del TIWACC la spiegazione sul metodo effettivo utilizzato per stimare questo parametro è piuttosto confusa. In maniera molto sintetica possiamo dire che questo valore viene desunto attraverso 2 strade + 1:(i) differenza dei rendimenti azionari del settore utilities tra l’Italia e i paesi con rating AA, e (ii) differenza tra i rendimenti delle obbligazioni emesse dalle utility italiane e i rendimenti delle obbligazioni emesse dalle utility operanti in Paesi con rating elevato. L’Autorità, inoltre, specifica comunque che (iii) il CRP non può comunque superare il valore dello spread dei rendimenti tra titoli di stato Ita Vs paesi fighi.Punti di forza: L’individuazione di un tasso risk free che prenda a riferimento i paesi benchmark con rating AA ha portato il regolatore ad individuare un rischio paese italiano che sostanzialmente dovrebbe riflettere la differenza dei rendimenti tra l’Italia e i paesi con rating AA. Eventuali oscillazioni del rischio sovrano italiano vengono quindi intercettate dal CRP che funge quindi da ancora di salvataggio nel caso in cui qualche fondo speculativo metta le mani sull’Italia o meglio ancora, qualche politico italiano decida di rompere il porcellino e affamare la bestia statale. Commissione Europea avvisata.

Criticità: L’aggiornamento di questo parametro è piuttosto problematico: in pratica, si procede all’aggiornamento solo se c’è una differenza >20% tra lo spread BTP-Bund registrato nel periodo 1.10.2014 – 30.09.2015 e quello del periodo  1.10.2017 – 30.09.2018, altrimenti nada (chiamasi Trigger). Nel caso si proceda all’aggiornamento, il nuovo valore di spread va, sostanzialmente, a sostituire il precedente. Il problema sorge laddove nel periodo non considerato, ovvero 1.10.2015-30.09.2017 (ben 2 anni!) ci siano dei cataclismi sui mercati, dato che questi – non rientrando nella finestra di riferimento – non vengono considerati per l’eventuale aggiornamento del CRP.

Beta (β)

Cos’è? Il parametro rappresenta il rischio effettivo di ogni singolo settore infrastrutturale ed è quindi specifico per ogni asset regolato. E’ l’extra rendimento che gli investitori richiedono nei confronti di una determinata impresa in un certo settore.

Come si calcola? È la media dei rendimenti storici desumibili dall’andamento dei mercati azionari per impresa o settore merceologico. Nei prossimi aggiornamenti del WACC l’Autorità ha previsto di calcolare i valori dei beta anch’essi con riferimento ai valori registrati dei paesi benchmark con rating AA.

Punti di forza: La metodologia adottata, fermi restando tutti i caveat ricordati, ora quanto meno è codificata e chiara.

Criticità: Per sua natura intrinseca, rimane il parametro più soggettivo del lotto

[semi-NEW] Total Market Return (TMR) [semi-NEW]
Cos’è? È la nuova veste con cui ci si presenta il vecchio Equity Risk Premium (ERP; extra rendimento richiesto per tenersi in portafoglio una azione invece che asset meno rischiosi, come titoli di stato).

Differenze rispetto al passato: Mentre l’ERP rappresentava solo il rendimento storico del mercato azionario, il TMR rappresenta il rendimento complessivo offerto dal mercato nella sua interezza, senza distinzioni tra rendimento dei titoli azionari o dei titoli di stato. L’idea di fondo è che c’è un legame tra rendimento dei titoli di stato e azioni: quando sui mercati tira una brutta aria, il saggio si disfa delle azioni e si butta a pesce sui titoli di stato. Conseguenza: i rendimenti che gli investitori richiedono per tenersi le prime tendono a salire mentre il rendimento offerto dai secondi – richiestissimi – scende, il che rendere il TRM un indicatore maggiormente stabile nel tempo. A questo va poi sottratto il rendimento dei soli titoli risk free (vedi sopra) e si ottiene l’ERP(es).

Come si calcola? Tramite serie storiche di luuuuuuungo periodo (dal 1900 ad oggi) dei rendimenti dei paesi (oggi, però…) primi della classe ricordati in precedenza. Di questi rendimenti si calcola sia la media aritmetica che quella geometrica, si prende un 80% della prima ed un bel 20% della seconda, si mescolano insieme fino ad ottenere un impasto omogeneo, si mette in forno a 180 °et voilà ecco un fantastico TMR. Lo potete conservare per almeno 6 anni in una apposita delibera (il TMR, infatti, una volta calcolato non si aggiorna più… Almeno nel I PR WACC!).

Punti di forza: l’approccio TMR, proprio perché basato sull’idea che tutto sommato in un paese stabile/avanzato il rendimento complessivo offerto dal mercato è stabile nel tempo, dà maggiore stabilità anche al WACC rispetto al passato.
Criticità: È abbastanza discrezionale da parte del regolatore la scelta delle medie da utilizzare e i pesi percentuali per ognuna (in molti altri paesi la scelta è stata sempre 100% media geometrica!). Ad oggi comunque non è previsto un aggiornamento della metodologia di calcolo del TMR ma in futuro non sappiamo cosa può capitare. In quel caso, sarebbe facile lavorare sui pesi percentuali, molto più che stravolgere il meccanismo nel suo complesso.

COSTO DEL DEBITO (kd)

Per stimare quanto costa prendere soldi in prestito ad un operatore regolato efficiente, l’Autorità ha effettuato una specifica raccolta dati in cui chiedeva agli operatori di fornire informazioni molto disaggregate sul proprio costo effettivo del debito (ovvero: debito a lungo termine e a breve termine, per singola emissione obbligazionaria/singola linea di credito, con distinzione tra costo puro del debito e oneri accessori ecc. ecc.). Questi dati, opportunamente elaborati (e altrettanto opportunamente contestati dagli operatori nella consultazione ex dco 544/2015/R/com) sono stati la base per calibrare il metodo di stima della variabile in esame.

Lasciando per un attimo da parte la polemica sul fatto che, non essendo gli operatori regolati delle pie associazioni di beneficenza, è almeno discutibile che il loro debito non sia “efficiente” (perché mai, infatti, questi dovrebbero indebitarsi a tassi maggiori rispetto a quelli riscontrabili nel mercato del debito alla data in cui questi soldi gli servono?), vediamo nel dettaglio il meccanismo utilizzato per la stima.

Che, in fin dei conti, non è cambiato rispetto al passato.

Difatti, il costo del debito viene sempre stimato come somma del tasso risk free e di uno spread atto a intercettare il premio richiesto per prestare l’argent agli operatori regolati.

Naturalmente, come già visto in precedenza, ora il calcolo del tasso risk free è completamente cambiato e la sua definizione ora necessità anche di un nuovo parametro (il CRP). Anche lo spread ha cambiato nome (ma non sostanza): ora si fa chiamare con l’altisonante titolo di Debt Risk Premium (DRP), ma alla fine è sempre lui, il nostro vecchio, caro spread. Anche se è, ricordiamo che ora il costo del debito è reale dalla nascita e non reso reale ex post. Tutto bene, quindi? Non c’è male, grazie…. Ma qualcosa che non va comunque c’è: la principale criticità del calcolo del costo del debito (al netto delle polemiche già ricordate) è che questo in alcuni casi non è adeguatamente differenziato, almeno per quanto riguarda il settore elettrico. È credibile che il costo del debito del gestore della rete di trasmissione nazionale (99,9% regolato) sia lo stesso di quello della scalcinata società di distribuzione EE di Vergate sul Membro che gestisce 4 utenti in croce? Difficile da credere, eppure è così!

FATTORE DI PONDERAZIONE (Ha tanti nomi: D/E, indebitamento, gearing, g, ecc)
Questa è facile: non sono altro che i pesi da mettere sui 2 piatti della bilancia. Come detto, sono specifici di ogni singolo settore e influenzano in maniera decisiva il valore del WACC. Va quindi usato con criterio tenendo presente le peculiarità di ogni asset regolato.

Nella delibera del WACC l’Autorità ha comunque chiarito che l’aggiornamento del gearing avrà l’obiettivo di un graduale aggiustamento verso livelli più vicini rispetto a quelli adottati da altri regolatori europei, che utilizzano un  rapporto 1:1 tra capitale proprio e debito, mentre qui da noi l’elemento preponderante è il capitale proprio. Ci si augura, ad ogni modo, che il differente grado di leverage sia adeguatamente trasferita nel Beta.

TASSAZIONE

 I fattori TP (aliquota di incidenza delle imposte sul risultato d’esercizio) e tcp è (aliquota fiscale per il calcolo dello scudo fiscale degli oneri finanziari) saranno aggiornati dall’Autorità sulla base dei livelli di tassazione del prossimo triennio. A rigor di logica dovrebbe essere una situazione win win. Infatti se il livello di tassazione diminuisce, si abbassa il valore del WACC ma chiaramente le imprese dovrebbero pagare meno tasse. In caso di aumento delle tasse aumenterebbe anche il livello di WACC.

Da considerare, in tema di fiscalità, che “solitamente” le varie tasse e balzelli si pagano su valori nominali (quindi espressi in €/anno corrente), mentre abbiamo già detto più volte che i valori dei parametri del Wacc sono reali. Dato che applicare un’aliquota media di tassazione nominale su valori reali sarebbe corretto come prendere mele per pere, è stato introdotto il fattore corretti F, che corregge per l’inflazione l’effetto della tassazione.

Ma alla fine, qual è il Wacc per i prossimi 3 anni? Lo vediamo nella seguente tabella:

tabella wacc

CONCLUSIONI

L’autorità ha mantenuto sostanzialmente inalterata la formula del WACC utilizzata nei precedenti periodi regolatori salvo alcune correzioni legate all’utilizzo di valori reali anziché nominali. Il risultato comunque non cambia in quanto il WACC è comunque calcolato pre tasse e in termini reali.  Quello che è cambiato è invece il riferimento in termini di paesi ai fini del calcolo dei differenti valori. L’impianto dell’Autorità è costruito prendendo a riferimento i valori dei paesi “virtuosi” con rating AA in area euro (Germania, Francia, Paesi Bassi e Belgio) e applicando un rischio paese (tramite il country risk premium) per tenere conto della situazione italiana.  Quello che andrà verificato nei prossimi aggiornamenti è se tali paesi benchmark rimarrano “virtuosi” o qualcuno prenderà qualche quattro in pagella.  Ad oggi infatti la Francia presenta una situazione economica non troppo distante da quella italiana e anche la Germania comincia a dare qualche segnale di sofferenza.  Vedremo quindi nei prossimi anni cosa accadrà.

Ci vediamo alla prossima e, ahimé, ultima puntata sul Wacc in cui cercheremo di stimare gli impatti della riforma dell’Autorità  sul cliente domestico tipo.

Nota a margine: Se state leggendo queste righe, sappiate che avete tutta la mia stima e riconoscenza e, per dimostrarvelo, se quando mi incontrate mi dite il codice segreto riportato di seguito avrete una bibita a vostra scelta gentilmente offerta da nuovaenergiablog e da energyaffairs.it!

CODICE OFFERTA: MILWACC (che sarebbe abbasso il Wacc!!!!)

Gare Gas – Chiarimenti AEEGSI su mancato rispetto Procedura

Non possiamo esimerci a commentare brevemente il chiarimento fornito ieri sera (27 gennaio 2016) dall’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas ed il Sistema Idrico in materia di gare gas (che trovate qui) .

Innanzitutto, tratteggiamo brevissimamente il quadro della situazione.

Le gare gas, dopo anni di rimpalli, dubbi, incertezze, polemiche e chi più ne ha più ne metta, lo scorso dicembre sono finalmente partite. Più o meno……!

Difatti, dopo la pubblicazione del bando dell’ATEM Varese 2 (più una provocazione politica che un vero e proprio bando di gara) molte altre stazioni appaltanti hanno rotto gli indugi e si sono decise a pubblicare il proprio bando.

Whatever It Takes, come dicono gli AmeriKani.

In altre parole,queste stazioni appaltati, prese dalla folle paura di incorrere in sanzioni e vedersi pesantemente decurtati gli introiti derivanti dai canoni dovuti dall’aggiudicatario per la gestione del servizio, hanno fatto saltare tutte le regole procedurali previste dal DM 226/11 e s.m.i. e dal d.lgs.164/00 e s.m.i., tra cui, per quanto rileva in questa sede:

  • Obbligo di trasmissione dei bandi & tutta la documentazione relativa all’Autorità, affinché quest’ultima possa esprimere il proprio parere entro 30 giorni (art. 9 comma 2).
  • Obbligo di trasmissione delle valutazioni di dettaglio effettuate per stabilire il valore di rimborso nel caso in cui questo fosse maggiore di oltre il 10% rispetto al valore del capitale investito calcolato in base alla regolazione tariffaria (il mitico Delta VIR-RAB, anche se non ho mai condiviso questa terminologia, piuttosto fuorviante) (art. 15 comma 5 D.lgs 164/00 e s.m.i.).

Aspetti non di poco conto, direi, il cui mancato rispetto sin da subito ha fatto inarcare più di un sopracciglio dalle parti degli operatori che, in molti, casi, si sono domandati come ciò fosse possibile e quali conseguenze avrebbe generato.

Ieri, come detto, ci ha pensato l’Autorità a fare chiarezza su questo punto, sganciando una bombetta niente male.

L’Autorità ha infatti chiarito, inequivocabilmente, che per quei bandi di gara per i quali non è stato seguito l’iter di verificare e approvazione/formulazione osservazioni appena ricordato, l’eventuale nuovo entrante non si vedrà riconosciuto in tariffa il VIR che ha pagato (come valore d’indennizzo) al gestore uscente, così come previsto nella regolazione tariffaria asimmetrica prevista dalla delibera 367/2014/R/gas, contestata da alcuni operatori ma recentemente oggetto di una sentenza favorevole da parte del TAR Lombardia.

Al contrario, in questi casi la tariffa sarà calcolata a partire da un capitale parametrico calcolato dall’Autorità sulla base di densità dell’utenza, altitudine del comune e numero totale degli utenti. Come ben sapranno gli addetti ai lavori, questo capitale non è alto che quello che sarà utilizzato per la rivalutazione delle c.d. “RAB nane” (RAB disallineate dalla media).

Ergo, in questi casi il nuovo entrante paga il VIR (diciamo 100) e rischia di avere una tariffa calcolata su un capitale inferiore (diciamo 80).

Evidentemente, non è una situazione sostenibile da un punto di vista economico-finaziario.

Un altro punto molto interessante del chiarimento fornito dall’Autorità riguarda gli investimenti previsti dai piani di sviluppo d’ambito.

Qualora la stazione appaltante non abbia inviato per verifica il bando e relativa documentazione (tra cui i piani di sviluppo) all’Autorità, quest’ultima chiarisce che non c’è alcuna certezza che gli investimenti previsti in tali piani saranno riconosciuti in tariffa. L’autorità, infatti, “si riserva di valutare, ai fini dei riconoscimenti tariffari degli investimenti effettuati in attuazione del piano di sviluppo definito in sede di affidamento del servizio, la sussistenza di condizioni di sviluppo ragionevoli e di adeguate analisi costi-benefici, ai fini dei riconoscimenti tariffari degli investimenti realizzati a seguito dell’aggiudicazione della gara d’ambito“.

In altre parole, in questi casi il vincitore della gara potrebbe dover sostenere degli investimenti che però, siccome ritenuti inefficienti (ex post), non saranno riconosciuti in tariffa, con grave danno a livello di ricavi ammessi.

Ma l’Autorità non si è fermata qui.

Lo stesso ragionamento, infatti, è sempre valido, anche nel caso in cui il bando sia stato inviato all’Autorità: se questa riscontra un livello ingiustificato degli investimenti richiesti dalla Stazione Appaltante (e magari lo segnala pure alla alla stazione appaltante stessa, che perà decide di non modificare le proprie indicazioni) l‘Autorità si ritiene liberissima di non riconosce in tariffa tali investimenti (meglio: di riconoscerli solo nel limite che ritiene efficiente).

Alla luce di quanto detto, allora, è evidente che nessun operatore sano di mente può pensare di valutare seriamente i bandi che presentano le caratteristiche appena ricordate, dato che per questi non è oggettivamente possibile stimare seriamente quelli che saranno i ricavi tariffari ottenibili. Ed senza di questi costruire un piano economico finanziario è francamente impossibile.

Quali conseguenze, quindi?

Innanzitutto, si deve considerare che – come da più parti confermato – i bandi pubblicati senza il parere dell’Autorità posto comunque essere considerati “validi” e questa infatti interviene esclusivamente sul tema, di propria competenza, della regolazione tariffaria e non sul bando o relativi allegati.

Quindi, le gare già avviate e che presentano le caratteristiche ricordate potrebbero certamente andare avanti, ma le enormi incertezze che le caratterizzano con grande probabilità terranno alla larga operatori (magari non particolarmente radicati in quell’area) potenzialmente interessati. Naturalmente, se si riterrà opportuno, e molto probabilmente lo si riterrà, i bandi fallati potranno essere ritirati e aggiustati.

Per il futuro, invece, il chiarimento in analisi ha tutte le potenzialità per rallentate il processo di avvio delle gare e, parallelamente, intasare gli uffici dell’Autorità.

A quest’ultimo proposito, si ricorda che è previsto comunque un termine preciso per concludere le verifiche di competenza del Regolatore e, dato che le risorse (tempo/personale) sono scarse per definizione, la grande mole di documentazione da valutare in poco tempo potrebbe influire sull’efficacia delle verifiche stesse, nonostante la grande e ampiamente riconosciuta professionalità dei funzionari del nostro regolatore.

A questo punto, non resta che concedere una nuova proroga, dare l’ultima messa a punto alla macchina delle gare, e poi partire a razzo.

La Riforma del Wacc EP.1 – Cos’è e a che serve il Wacc?

Iniziamo questa disamina del Wacc con due o tre elementi di base per far capire l’importanza di questo elemento nell’ambito della regolazione tariffaria di servizi infrastrutturali.

Cos’è il Wacc?

Prima di tutto, vediamo per cosa sta questa sigla esotica:

Wacc = Weighted Average Cost of Capital = Costo medio ponderato del capitale

Ora tutto è più chiaro, no? No. Andiamo avanti, allora!

Il Wacc è il metodo più utilizzato per stimare il costo del capitale sostenuto da un soggetto per la propria attività (o per una specifica attività). Si dice “ponderato” perché i 2 elementi di cui è composto, capitale proprio ed debito, sono “pesati” in base alle rispettive quantità  utilizzate nel mix di capitale necessario a finanziare l’attività. Di conseguenza, varia al variare delle proporzioni degli ingredienti che lo compongono.

Questo valore è assai utile per valutare gli investimenti, dato che il costo associato al capitale che si deve puntare su un  certo progetto è uno degli elementi fondamentali che, alla fine, determinerà la redditività di quel progetto e, quindi, la decisione finale di procedere o meno con l’investimento.

Tutto molto bello, tutto molto teorico…ma in pratica?

Beh, ricordate quando eravate rEgazzini© e dovevate andare a mangiare la pizza con gli amici? Ricordate i calcoli complicatissimi che facevate per capire come era meglio pagare? Ricordate quanto eravate lì a scervellarvi se era meglio rompere il porcellino-salvadanaio e usare tutto il contenuto duramente accumulato a seguito di terribili privazioni (tipo gelati/pizzette/figurine o, massimo della rinuncia, una partita a Street Fighter 2!),  se utilizzarne solo una parte, chiedendo un contributo alla mamma/papà o alla nonna/nonno ecc o se finanziare i bagordi completamente a debito (magari contraendolo con il fratello maggiore).

Ecco, in quel momento stavate stimando il costo medio del capitale da impiegare nel progetto “pizza con gli amici”!

Il costo del capitale calcolato sotto varie ipotesi di mix tra equity (il porcellino) e debito (parenti più o meno stretti) veniva poi posto in relazione con l’effettiva possibilità di accedere alle varie forme di capitale, con il rischio ad esse associato, con la strategicità del progetto e con i possibili ritorni di quest’ultimo, così da prendere la decisione finale di investimento.

In parole povere, se fosse venuta anche la ragazzina della III F di cui eri follemente innamorato, pur di avere una change di far colpo potevi anche accettare un costo del capitale altissimo, determinato da un mix esplosivo di capitale proprio (costato lacrime e sangue) e debito (fornito da quello strozzino di tuo fratello). Se, al contrario, la ragazzina era impegnata con il nuovo fidanzatino (arrrrghhh!!!!!), ma in compenso era confermata la presenza del tuo nemico giurato della III G, saresti andato esclusivamente nel caso in cui il costo del capitale fosse stato pari allo zero assoluto (quindi tutto a prestito a fondo perduto, con la nonna in versione Cassa per il Mezzogiorno!).

Qual è la funzione del Wacc e perché, per i settori infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas, ce n’è bisogno?

Finora tutto chiaro. Proviamo ora a fare un paso adelante e decliniamo quanto appena detto nei settori infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas che tanto ci interessano.

Innanzitutto, bisogna rendersi conto che esistono mercati in cui tecnicamente non ci può proprio essere concorrenza. Meglio, esistono casi per cui  non è possibile la contemporanea esistenza, in uno stesso mercato di riferimento, di vari soggetti  che si scornano tra loro per accalappiarsi gli stessi clienti offrendo loro il medesimo servizio/prodotto, tra l’altro decisamente indifferenziato.

Tra questi, sono compresi i settori infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas e, più in generale, i servizi a rete ad alta intensità di capitale e, aggiungerei, a grande impatto sul tessuto urbano/ambientale di riferimento.

Il perché ha a che fare con l’intima natura di tali servizi/attività e non con chissà quale oscura trama volta a turlupinare il povero cittadino inerme e tartassato. Questi, infatti, sono dei cosiddetti monopoli naturali.

Facciamo un esempio chiarificatore con una bella reductio ad absurdum.

Provate per un attimo ad immaginarvi che casino verrebbe fuori se da domani decine di distributori gas o di energia elettrica, ad esempio, volessero entrare in un certo mercato di riferimento (tipo citta di Milano) e, per farlo, ognuno pretendesse di posare la propria rete sotto le strade cittadine e i misuratori (e i vari allacciamenti) in ogni casa/condominio/negozio/ecc.

Sarebbe il caos completo! E soprattutto, si avrebbe uno spreco pazzesco di risorse (tempo, suolo, materie prime ecc.).

Ma ammettiamo, per assurdo, di voler tralasciare questo “piccolo” particolare. Dovremo per forza riconoscere che il gioco non vale la candela. I ricavi attesi, infatti, non permetterebbero in alcun modo di coprire gli ingenti costi necessari per fornire il servizio, di carattere prevalentemente fisso e la cui copertura richiede il raggiungimento di una massa critica di utenti. Infatti, il numero degli utenti potenziali è fisso (i soli milanesi) e in caso di aspra competizione sarebbe molto difficile per il singolo operatore raggiungere la massa critica di cui sopra.

Di conseguenza, anche se ce ne fosse la possibilità normativa, nessun imprenditore dotato di un minimo di raziocinio porterebbe avanti un’iniziativa simile e, quantunque esistessero dei così straordinari esempi di irriazionalità umana, alla fine non potrà che sopravvivere il più forte, cioè quello che riesce a prendere più utenti possibili e raggiungere la massa critica. Questo soggetto andrà poi a consolidare il settore, diventando l’unico fornitore del servizio per una certa area geografica.

E la razionalità sarebbe infine ripristinata!

Per questo genere di servizi, allora, la fase concorrenziale si ha (o meglio, si dovrebbe avere!) nella fase di accesso al mercato e, di conseguenza, si parla di concorrenza PER il mercato (perché, poi, quando il mercato è tuo, te lo tieni per un certo periodo….e a certe regole, come vedremo!).

Ma se non c’è mercato, ovvero se c’è solo domanda ed uno solo controlla l’offerta, come si fa a stabile il prezzo del sevizio senza che l’esercente se ne approfitti a mani basse?

A questo fine è stata sviluppa la regolazione tariffaria e della qualità del servizio: gestisci una determinata attività che è un monopolio naturale? Benissimo, nessun problema! Fallo pure, magari dopo aver vinto una bella procedura competitiva aperta (i.e. competizione PER il mercato), ma lo fai (almeno) alle condizioni tecniche ed economiche che ti dico io e per io intendo un soggetto terzo, indipendente, che deve bilanciare gli interessi degli operatori e degli utenti.

La regolazione tariffaria, infatti, ha il compito di stabilire quanto il cliente deve pagare per il servizio stesso, in modo da evitare che il monopolista se ne approfitti e, allo stesso tempo, evitando che il prezzo del servizio sia artificiosamente (o politicamente) basso rispetto ai costi ed alle necessità di sviluppo dello stesso.

Ora, tutte le tipologie di investimenti generano 3 grandi categorie di costi che dovranno trovare copertura attraverso i ricavi derivanti dalla vendita dei beni/servizi cui gli investimenti sono legati:

  • Costi operativi (stipendi dei lavoratori, servizi, ecc.)
  • Ammortamenti (il costo annuo dei mezzi utilizzati per fornire il bene/servizio, come ad esempio macchinari industriali, computer, mezzi di trasporto ecc).
  • Il costo del capitale che la società deve sopportare per un certo progetto

In un settore “normale”, le forze del mercato fanno sì che non ci sia bisogno che qualcuno stabilisca dei vincoli relativi alla copertura di queste 3 categorie: se si è bravi ed il bene/servizio piace, si copre tutto e si guadagna; al contrario, si perde.

Ma nel caso di un monopolio naturale, ci deve essere necessariamente un soggetto terzo (l’Autorità indipendente, appunto) che stabilisca le regole del gioco e fissi dei limiti alla copertura dei 3 elementi appena ricordati tramite la tariffa che l’utente dovrà pagare per usufruire del servizio, pena un arricchimento indebito dell’operatore.

Allora, la regolazione tariffaria – tra le altre cose – dovrà stabilire quella che è l’equa (parola chiave) remunerazione concessa agli investimenti effettuati nei propri settori di competenza che dovrà essere incorporata nelle tariffe pagate dagli utenti.

Se fosse troppo bassa, gli investimenti languirebbero con effetti negativi sugli impianti (che invecchiano senza essere sostituiti) e sul servizio (un impianto vecchio ha performace da vecchio); se troppo alta gli operatori sarebbero spinti a fare le “picche d’angelo” sugli impianti (in gergo tecnico, golden plating) senza però che i benefici per i clienti compensino il costo sopportato (se mi arriva il gas in casa tramite tubi in oro zecchino o in acciaio non è che la mia pasta asciutta cambi molto di sapore!).

Questa remunerazione, spendiamo giusto un attimo per farlo notare, in un mondo perfetto rappresenterebbe l’unico margine di guadagno (se vogliamo essere pignoli, EBIT) ammesso per il soggetto regolato (difatti sugli altri 2 elementi in linea teorica non dovrebbe esserci margine).

In assenza di remunerazione del capitale, allora, il margine tenderebbe pericolosamente a 0 (zero), molto più probabilmente a sottozero, e la capacità dell’operatore regolato di attrarre investitori e investimenti sarebbe altrettanto pari allo 0 assoluto (quale banca o fondo di investimento accetterebbe un rendimento pari a 0?), con immaginabili effetti per il paese in termini di investimenti e di qualità del servizio. Non a caso uno degli elementi a cui gli analisti delle banche d’affari sono più sensibili è proprio il tasso di remunerazione previsto dalla regolazione.

E’ il caso di notare che non è assolutamente corretto spostare il riconoscimento di questa remunerazione del capitale dalla tariffa specifica per il servizo alla fiscalità generale. I motivi sono vari e variegati, ma il principale riguarda l’equità: perché un cittadino che non usufruisce di un certo servizio (non essenziale come lo può essere un ospedale) deve sopportarne i costi? Sarebbe giusto che chi utilizza solo energia elettrica per le proprie necessità debba sostenere anche costi per l’infrastruttura gas? Direi di no!

E’ un po’, se vogliamo, come il canone Rai: c’è un “servizio pubblico” (o presunto tale) certamente non essenziale, specie oggigiorno, che viene pagato da tutti quelli che hanno una TV nella propria residenza. Non fa niente che sono anni che non guardi la Rai e che non sai che fartene dei pacchi, di Magalli o del festival di Sanremo. Devi pagare e basta e non puoi in nessun modo “disdire” l’abbonamento, magari chiedendo l’oscuramento dei canali Rai (e badate bene, i mezzi tecnici ci sono da anni!).  Vi sembra equo? A guardare i dati sull’evasione di quella che è considerata la tassa più odiata d’italia, direi proprio di no! E allora perché mai si dovrebbe estendere questo metodo ad altri servizi? Molto meglio e molto più equo il principio “chi ne usufruisce paga”!

Quindi, stabilito che per i settori che si configurano come monopoli naturali ci deve essere un soggetto terzo indipendente che stabilisca le regole ed i limiti del gioco, tra cui l’equa remunerazione degli investimenti, e che questa costituisce una parte della tariffa che gli utenti pagano per usufruire del servizio, non resta che stabilire (i) come calcolarla e (ii) quali sono gli impatti per gli utenti causati da una sua variazione.

Ma di questo parleremo nei prossimi articoli.

 

Quanto costa l’efficienza energetica al consumatore?

Riceviamo e volentieri pubblichiamo il seguente articolo in cui Riccardo Gallottini di energyaffairs fa il punto sul costo del meccanismo dei TEE per i clienti finali.  Buona lettura!

Quanto costa l’efficienza energetica al consumatore?

di Riccardo Gallottini

Quasi quotidianamente, sfogliando la rassegna stampa o girando per internet, leggiamo che fare efficienza energetica significa essenzialmente migliorare un sistema, riducendo l’apporto di energia in ingresso, mantenendo lo stesso “prodotto” in uscita, sia esso un bene o una forma di energia.  Gli interventi di efficientamento energetico, come noto, comportano una serie di benefici al privato cittadino o all’impresa, quali la riduzione dei consumi (e quindi abbattimento dei costi) nonché l’ammodernamento dei sistemi produttivi/tecnologici. Tali interventi hanno però un costo di investimento che, in particolare per alcune tipologie, rende difficile la sostenibilità del progetto senza un incentivo di tipo economico o fiscale. Lo strumento più utilizzato in questi anni per sostenere gli interventi di efficienza energetica è indubbiamente il meccanismo dei certificati bianchi (da non confondere con i certificati verdi a sostegno della fonti rinnovabili).

Ma quanto costano i certificati bianchi in bolletta al consumatore italiano medio di energia? E quanto costano rispetto ad altri strumenti di incentivazione che il consumatore paga tra gli oneri di sistema presenti in bolletta? Queste sono le domande a cui proveremo a dare una risposta al fine di valutare se i certificati bianchi oltre che sostenere gli investimenti in efficienza energetica, sono anche “sostenibili” per il sistema, e quindi per il consumatore.

Funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi 
Il meccanismo dei certificati bianchi o titoli di efficienza energetica (di seguito anche TEE)  è entrato in vigore nel gennaio 2005. Un TEE rappresenta un’unità di consumo di energia primaria espresso in Tep (tonnellata di petrolio equivalente) riguardante interventi di risparmio di energia elettrica, gas naturale e altri combustibili per autotrazione. Il meccanismo è basato sulla determinazione di obblighi di risparmio di energia primaria definiti via via negli anni da una serie di decreti ministeriali e posti in capo alle imprese di distribuzione di energia elettrica e gas. In funzione della quantità di energia distribuita, ad ogni impresa viene quindi assegnata una quota di obiettivo di risparmio nazionale quantificabile in un numero di TEE da annullare al fine di soddisfare l’obbligo. Gli obiettivi di risparmio di energia primaria assegnati riguardano ad oggi il periodo 2005 – 2016. Gli obiettivi per gli anni 2017 – 2020 sono tutt’ora in corso di definizione da parte del Ministero. Va detto che il ruolo dei TEE dovrebbe rimanere centrale nella strategica globale di risparmio energetico che si è data il paese. Il decreto legislativo 102/14 che ha recepito la direttiva UE sull’efficienza energetica ha infatti assegnato al meccanismo dei TEE l’obbligo di contribuire con almeno il 60% dell’obiettivo di risparmio energetico totale cumulato al 2020.

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I TEE hanno chiaramente un prezzo che è basato su uno schema di mercato di incrocio tra domanda e offerta. Il valore economico dell’incentivo non è infatti determinato ex – ante ma dipende dall’andamento dei titoli sul mercato. La domanda di TEE è formata dalle imprese di distribuzione (ad oggi 13 distributori elettrici e 48 distributori gas) in quanto soggetti obbligati all’adempimento normativo di risparmio energetico. Viceversa l’offerta è data dai TEE derivanti da risparmi energetici ottenuti tramite progetti realizzati sia dai soggetti obbligati che da altri soggetti non obbligati (società di servizi energetici, distributori minori ecc). La contrattazione dei TEE può avvenire tra le parti interessate (tramite contratti bilaterali) o all’interno di una specifica borsa gestita dal Gestore dei Mercati Energetici (GME). Il Gestore dei Servizi Energetici (GSE), il quale possiede il 100% del GME, è  invece l’ente che autorizza l’emissione dei titoli a fronte della presentazione dei progetti e si occupa del controllo del risparmio energetico ottenuto. Le imprese di distribuzione, essendo soggetti obbligati dalla normativa al soddisfacimento dell’obbligo di risparmio di energia primaria, hanno diritto a ricevere ogni anno un contributo tariffario di copertura per ogni TEE acquistato sul mercato. Il contributo tariffario è erogato a consuntivo da parte dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il servizio idrico (di seguito AEEGSI) una volta che il GSE ha verificato che i soggetti obbligati hanno adempiuto ai propri obblighi annuali di risparmio energetico.

Il contributo tariffario erogato alle imprese di distribuzione a fronte del sostenimento dei costi relativi all’acquisto dei TEE rappresenta di conseguenza l’effettivo esborso che il sistema deve sostenere per il funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi. Ad oggi infatti la famiglia tipo paga in bolletta elettrica i certificati bianchi sulla base dei KWH consumati, tramite la componente UC7 destinata alla promozione dell’efficienza energetica della voce “spesa per oneri di sistema”. In maniera analoga, nella bolletta gas è presente la componente RE nella voce “spesa per oneri di sistema”. Il gettito riscosso da tali componenti alimenta quindi dei conti i cui fondi sono utilizzati per erogare i contributi tariffari alle imprese di distribuzione.

Impatti in bolletta
A questo punto, una volta spiegato in maniera molto sintetica il meccanismo dei TEE e i vari soggetti coinvolti, possiamo andare a rispondere ai quesiti che ci siamo posti inizialmente. Va detto che per un’analisi completa di sostenibilità del meccanismo, andrebbero calcolati anche i benefici (e c’è ne sono) apportati al sistema. Il risparmio totale di energia primaria conseguito con il sistema dei certificati bianchi comporta sicuramente una serie di impatti positivi in termini di riduzione della bolletta energetica nazionale la quale, come si sa, è fortemente dipendente dalle importazioni dall’estero. Da tali benefici andrebbero però decurtati gli effetti della crisi che si sono riverberati in questi anni che hanno di fatto anch’essi causato un calo dei consumi energetici. Vanno poi aggiunte alcune esternalità positive quali l’ammodernamento del tessuto immobiliare/produttivo nonché il rilancio degli investimenti. In questa sede  tuttavia ci limitiamo a dare uno sguardo ai costi rimandando in un secondo momento una completa analisi costi benefici.

Con l’aiuto quindi dei dati che l’AEEGSI pubblica relativi all’aggiornamento delle condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela sia di elettricità che di gas, abbiamo provato a stimare gli impatti economici in bolletta elettrica e gas causati dall’introduzione delle componenti a sostegno della promozione dell’efficienza energetica. Si è cercato inoltre di isolare per quanto possibile gli oneri derivanti dal meccanismo dei certificati bianchi che è appunto l’oggetto dell’articolo.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI relativi al primo aggiornamento trimestrale di ogni anno per cliente domestico tipo (per elettricità 3 KW di potenza e 2.700 KWH di consumo e per il gas 1400 Smc di consumo).
Note: Dalle componenti UC7 e RE relative all’efficienza energetica è stata decurtata la quota parte di gettito che va ad alimentare il conto per lo sviluppo tecnologico e industriale di cui all’articolo 32 del decreto legislativo n. 28/11, il fondo a sostegno del teleriscaldamento e una stima degli oneri cumulati del conto energia termico pubblicati dal GSE.

In occasione dell’ultimo aggiornamento tariffario disponibile per il primo trimestre dell’anno 2016 sono aumentati in maniera esponenziale gli oneri derivanti dal funzionamento del meccanismo dei TEE. La famiglia tipo italiana quest’anno pagherà  poco meno di 5€/anno in bolletta elettrica e poco meno di 11€/anno in bolletta gas, quindi rispettivamente 4€/anno e 7€/anno in più rispetto all’aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura effettuate ad inizio anno 2015.

Abbiamo quindi risposto alla prima domanda che ci eravamo posti all’inizio, ovvero quanto costa alle famiglie italiane la promozione dell’efficienza energetica tramite i certificati bianchi. Risulta ora interessante andare a verificare tali costi in confronto a quelli legati alla promozione delle fonti di energia rinnovabile e assimilate che ad oggi il consumatore paga nella componente A3 della bolletta elettrica tra gli oneri di sistema che come si sa, raggiungerà probabilmente nell’anno 2016 i 15 miliardi di euro di costo complessivo.

Analizzando i dati disponibili, gli incentivi alle rinnovabili e assimilate in bolletta elettrica pesano circa 7 volte di più rispetto agli oneri per i TEE ad oggi pagati, a differenze delle rinnovabili, dai consumatori sia di energia elettrica che di gas.

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Ancora oggi gli incentivi all’efficienza energetica ed in particolare il funzionamento del meccanismo dei TEE, presentano una spesa per il consumatore nettamente inferiore rispetto ad altri incentivi connessi alla promozione delle fonti rinnovabili la cui esplosione negli anni non stupisce i ben informati.

Tuttavia, nell’anno in corso, l’aumento degli oneri da efficienza energetica è stato sensibilmente elevato e di oltre il 200% rispetto all’anno precedente.

Ma quali potrebbero essere le cause di questo aumento? Salvo eventuali politiche redistributive degli oneri tra diverse tipologie di clientela (come spiegato in nota, la simulazione riguarda soltanto la famiglia tipo e non altre utenze alto consumanti  e industriali), la crescita degli oneri è essenzialmente legata all’aumento degli obiettivi nazionali in capo alle imprese di distribuzione e via via crescenti nel corso negli anni. Vi sono poi effetti temporali legati all’annullamento dell’obbligo in quanto i distributori, secondo quanto previsto dai decreti ministeriali, hanno la possibilità di soddisfare il 100% dell’obiettivo di un determinato anno entro il biennio successivo senza incorrere in sanzioni.​

Non dovrebbe poi aver avuto grosso impatto il valore del contributo tariffario riconosciuto alle imprese di distribuzione come anche evidenziato dall’Autorità nel rapporto “Stato e prospettive del meccanismo dei titoli di efficienza energetica” dello scorso giugno.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI.
Note: per quanto riguarda l’anno d’obbligo 2015 il contributo tariffario riconosciuto ai distributori è ancora preventivo in attesa di quello definitivo che sarà pubblicato intorno a Giugno 2016 secondo le modalità stabilite dalla deliberazione 13/2014/R/Efr

Conclusioni
Alla luce di quanto esposto in precedenza si può quindi affermare che il futuro impatto in bolletta degli oneri legati alla promozione dell’efficienza energetica (ed in particolare dei TEE) dipenderà quasi interamente dall’entità degli obblighi di risparmio di energia primaria posti in capo alle imprese di distribuzione e che dovrebbero essere pubblicati entro la fine dell’anno da parte del Ministero dello Sviluppo Economico. Dal punto di vista dei prezzi infatti il meccanismo di calcolo del contributo tariffario introdotto nel 2013 dall’Autorità sembra garantire un buon compromesso tra l’esigenza delle imprese di distribuzione di vedersi riconosciuti i costi sostenuti per l’obbligo di acquisto di TEE e un equo mantenimento di  un riconoscimento tariffario su forchette di valori accettabili dal punto di vista del consumatore.

In conclusione si può comunque dire che l’efficienza energetica è una buona leva di sviluppo industriale che responsabilizza il privato investitore e in ultimo sensibilizza il consumatore all’uso corretto dell’energia. A tendere quindi l’obiettivo dovrebbe essere una diminuzione degli oneri per il sistema grazie all’innovazione tecnologica e ad un migliore accesso alle fonti di finanziamento. Solo così sarà possibile “fare” veramente efficienza energetica.

Ad oggi però, e ancora per qualche tempo, ci sarà bisogno di un sistema (ancorché di mercato) come quello dei certificati bianchi. In questa fase l’auspicio è che tutte le istituzioni coinvolte, per quanto di loro competenza, monitorino il funzionamento del meccanismo dei TEE al fine di evitare situazioni spiacevoli già vissute in passato. L’ elevata incentivazione di alcune fonti rinnovabili ha portato a costi scaricati completamente sui cittadini, spesso ignari che alle loro spalle c’era qualcuno che si arricchiva sventolando la bandiera dell’ambiente e dell’energia pulita.

Riceviamo e volentieri pubblichiamo il seguente articolo in cui Riccardo Gallottini di energyaffairs fa il punto sul costo del meccanismo dei TEE per i clienti finali.  Buona lettura!

Quanto costa l’efficienza energetica al consumatore?

di Riccardo Gallottini

Quasi quotidianamente, sfogliando la rassegna stampa o girando per internet, leggiamo che fare efficienza energetica significa essenzialmente migliorare un sistema, riducendo l’apporto di energia in ingresso, mantenendo lo stesso “prodotto” in uscita, sia esso un bene o una forma di energia.  Gli interventi di efficientamento energetico, come noto, comportano una serie di benefici al privato cittadino o all’impresa, quali la riduzione dei consumi (e quindi abbattimento dei costi) nonché l’ammodernamento dei sistemi produttivi/tecnologici. Tali interventi hanno però un costo di investimento che, in particolare per alcune tipologie, rende difficile la sostenibilità del progetto senza un incentivo di tipo economico o fiscale. Lo strumento più utilizzato in questi anni per sostenere gli interventi di efficienza energetica è indubbiamente il meccanismo dei certificati bianchi (da non confondere con i certificati verdi a sostegno della fonti rinnovabili).

Ma quanto costano i certificati bianchi in bolletta al consumatore italiano medio di energia? E quanto costano rispetto ad altri strumenti di incentivazione che il consumatore paga tra gli oneri di sistema presenti in bolletta? Queste sono le domande a cui proveremo a dare una risposta al fine di valutare se i certificati bianchi oltre che sostenere gli investimenti in efficienza energetica, sono anche “sostenibili” per il sistema, e quindi per il consumatore.

Funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi 
Il meccanismo dei certificati bianchi o titoli di efficienza energetica (di seguito anche TEE)  è entrato in vigore nel gennaio 2005. Un TEE rappresenta un’unità di consumo di energia primaria espresso in Tep (tonnellata di petrolio equivalente) riguardante interventi di risparmio di energia elettrica, gas naturale e altri combustibili per autotrazione. Il meccanismo è basato sulla determinazione di obblighi di risparmio di energia primaria definiti via via negli anni da una serie di decreti ministeriali e posti in capo alle imprese di distribuzione di energia elettrica e gas. In funzione della quantità di energia distribuita, ad ogni impresa viene quindi assegnata una quota di obiettivo di risparmio nazionale quantificabile in un numero di TEE da annullare al fine di soddisfare l’obbligo. Gli obiettivi di risparmio di energia primaria assegnati riguardano ad oggi il periodo 2005 – 2016. Gli obiettivi per gli anni 2017 – 2020 sono tutt’ora in corso di definizione da parte del Ministero. Va detto che il ruolo dei TEE dovrebbe rimanere centrale nella strategica globale di risparmio energetico che si è data il paese. Il decreto legislativo 102/14 che ha recepito la direttiva UE sull’efficienza energetica ha infatti assegnato al meccanismo dei TEE l’obbligo di contribuire con almeno il 60% dell’obiettivo di risparmio energetico totale cumulato al 2020.

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I TEE hanno chiaramente un prezzo che è basato su uno schema di mercato di incrocio tra domanda e offerta. Il valore economico dell’incentivo non è infatti determinato ex – ante ma dipende dall’andamento dei titoli sul mercato. La domanda di TEE è formata dalle imprese di distribuzione (ad oggi 13 distributori elettrici e 48 distributori gas) in quanto soggetti obbligati all’adempimento normativo di risparmio energetico. Viceversa l’offerta è data dai TEE derivanti da risparmi energetici ottenuti tramite progetti realizzati sia dai soggetti obbligati che da altri soggetti non obbligati (società di servizi energetici, distributori minori ecc). La contrattazione dei TEE può avvenire tra le parti interessate (tramite contratti bilaterali) o all’interno di una specifica borsa gestita dal Gestore dei Mercati Energetici (GME). Il Gestore dei Servizi Energetici (GSE), il quale possiede il 100% del GME, è  invece l’ente che autorizza l’emissione dei titoli a fronte della presentazione dei progetti e si occupa del controllo del risparmio energetico ottenuto. Le imprese di distribuzione, essendo soggetti obbligati dalla normativa al soddisfacimento dell’obbligo di risparmio di energia primaria, hanno diritto a ricevere ogni anno un contributo tariffario di copertura per ogni TEE acquistato sul mercato. Il contributo tariffario è erogato a consuntivo da parte dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il servizio idrico (di seguito AEEGSI) una volta che il GSE ha verificato che i soggetti obbligati hanno adempiuto ai propri obblighi annuali di risparmio energetico.

Il contributo tariffario erogato alle imprese di distribuzione a fronte del sostenimento dei costi relativi all’acquisto dei TEE rappresenta di conseguenza l’effettivo esborso che il sistema deve sostenere per il funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi. Ad oggi infatti la famiglia tipo paga in bolletta elettrica i certificati bianchi sulla base dei KWH consumati, tramite la componente UC7 destinata alla promozione dell’efficienza energetica della voce “spesa per oneri di sistema”. In maniera analoga, nella bolletta gas è presente la componente RE nella voce “spesa per oneri di sistema”. Il gettito riscosso da tali componenti alimenta quindi dei conti i cui fondi sono utilizzati per erogare i contributi tariffari alle imprese di distribuzione.

Impatti in bolletta
A questo punto, una volta spiegato in maniera molto sintetica il meccanismo dei TEE e i vari soggetti coinvolti, possiamo andare a rispondere ai quesiti che ci siamo posti inizialmente. Va detto che per un’analisi completa di sostenibilità del meccanismo, andrebbero calcolati anche i benefici (e c’è ne sono) apportati al sistema. Il risparmio totale di energia primaria conseguito con il sistema dei certificati bianchi comporta sicuramente una serie di impatti positivi in termini di riduzione della bolletta energetica nazionale la quale, come si sa, è fortemente dipendente dalle importazioni dall’estero. Da tali benefici andrebbero però decurtati gli effetti della crisi che si sono riverberati in questi anni che hanno di fatto anch’essi causato un calo dei consumi energetici. Vanno poi aggiunte alcune esternalità positive quali l’ammodernamento del tessuto immobiliare/produttivo nonché il rilancio degli investimenti. In questa sede  tuttavia ci limitiamo a dare uno sguardo ai costi rimandando in un secondo momento una completa analisi costi benefici.

Con l’aiuto quindi dei dati che l’AEEGSI pubblica relativi all’aggiornamento delle condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela sia di elettricità che di gas, abbiamo provato a stimare gli impatti economici in bolletta elettrica e gas causati dall’introduzione delle componenti a sostegno della promozione dell’efficienza energetica. Si è cercato inoltre di isolare per quanto possibile gli oneri derivanti dal meccanismo dei certificati bianchi che è appunto l’oggetto dell’articolo.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI relativi al primo aggiornamento trimestrale di ogni anno per cliente domestico tipo (per elettricità 3 KW di potenza e 2.700 KWH di consumo e per il gas 1400 Smc di consumo).
Note: Dalle componenti UC7 e RE relative all’efficienza energetica è stata decurtata la quota parte di gettito che va ad alimentare il conto per lo sviluppo tecnologico e industriale di cui all’articolo 32 del decreto legislativo n. 28/11, il fondo a sostegno del teleriscaldamento e una stima degli oneri cumulati del conto energia termico pubblicati dal GSE.

In occasione dell’ultimo aggiornamento tariffario disponibile per il primo trimestre dell’anno 2016 sono aumentati in maniera esponenziale gli oneri derivanti dal funzionamento del meccanismo dei TEE. La famiglia tipo italiana quest’anno pagherà  poco meno di 5€/anno in bolletta elettrica e poco meno di 11€/anno in bolletta gas, quindi rispettivamente 4€/anno e 7€/anno in più rispetto all’aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura effettuate ad inizio anno 2015.

Abbiamo quindi risposto alla prima domanda che ci eravamo posti all’inizio, ovvero quanto costa alle famiglie italiane la promozione dell’efficienza energetica tramite i certificati bianchi. Risulta ora interessante andare a verificare tali costi in confronto a quelli legati alla promozione delle fonti di energia rinnovabile e assimilate che ad oggi il consumatore paga nella componente A3 della bolletta elettrica tra gli oneri di sistema che come si sa, raggiungerà probabilmente nell’anno 2016 i 15 miliardi di euro di costo complessivo.

Analizzando i dati disponibili, gli incentivi alle rinnovabili e assimilate in bolletta elettrica pesano circa 7 volte di più rispetto agli oneri per i TEE ad oggi pagati, a differenze delle rinnovabili, dai consumatori sia di energia elettrica che di gas.

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Ancora oggi gli incentivi all’efficienza energetica ed in particolare il funzionamento del meccanismo dei TEE, presentano una spesa per il consumatore nettamente inferiore rispetto ad altri incentivi connessi alla promozione delle fonti rinnovabili la cui esplosione negli anni non stupisce i ben informati.

Tuttavia, nell’anno in corso, l’aumento degli oneri da efficienza energetica è stato sensibilmente elevato e di oltre il 200% rispetto all’anno precedente. 

Ma quali potrebbero essere le cause di questo aumento? Salvo eventuali politiche redistributive degli oneri tra diverse tipologie di clientela (come spiegato in nota, la simulazione riguarda soltanto la famiglia tipo e non altre utenze alto consumanti  e industriali), la crescita degli oneri è essenzialmente legata all’aumento degli obiettivi nazionali in capo alle imprese di distribuzione e via via crescenti nel corso negli anni. Vi sono poi effetti temporali legati all’annullamento dell’obbligo in quanto i distributori, secondo quanto previsto dai decreti ministeriali, hanno la possibilità di soddisfare il 100% dell’obiettivo di un determinato anno entro il biennio successivo senza incorrere in sanzioni.​

Non dovrebbe poi aver avuto grosso impatto il valore del contributo tariffario riconosciuto alle imprese di distribuzione come anche evidenziato dall’Autorità nel rapporto “Stato e prospettive del meccanismo dei titoli di efficienza energetica” dello scorso giugno.

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Fonte: elaborazioni su dati AEEGSI.
Note: per quanto riguarda l’anno d’obbligo 2015 il contributo tariffario riconosciuto ai distributori è ancora preventivo in attesa di quello definitivo che sarà pubblicato intorno a Giugno 2016 secondo le modalità stabilite dalla deliberazione 13/2014/R/Efr

Conclusioni
Alla luce di quanto esposto in precedenza si può quindi affermare che il futuro impatto in bolletta degli oneri legati alla promozione dell’efficienza energetica (ed in particolare dei TEE) dipenderà quasi interamente dall’entità degli obblighi di risparmio di energia primaria posti in capo alle imprese di distribuzione e che dovrebbero essere pubblicati entro la fine dell’anno da parte del Ministero dello Sviluppo Economico. Dal punto di vista dei prezzi infatti il meccanismo di calcolo del contributo tariffario introdotto nel 2013 dall’Autorità sembra garantire un buon compromesso tra l’esigenza delle imprese di distribuzione di vedersi riconosciuti i costi sostenuti per l’obbligo di acquisto di TEE e un equo mantenimento di  un riconoscimento tariffario su forchette di valori accettabili dal punto di vista del consumatore.

In conclusione si può comunque dire che l’efficienza energetica è una buona leva di sviluppo industriale che responsabilizza il privato investitore e in ultimo sensibilizza il consumatore all’uso corretto dell’energia. A tendere quindi l’obiettivo dovrebbe essere una diminuzione degli oneri per il sistema grazie all’innovazione tecnologica e ad un migliore accesso alle fonti di finanziamento. Solo così sarà possibile “fare” veramente efficienza energetica.

Ad oggi però, e ancora per qualche tempo, ci sarà bisogno di un sistema (ancorché di mercato) come quello dei certificati bianchi. In questa fase l’auspicio è che tutte le istituzioni coinvolte, per quanto di loro competenza, monitorino il funzionamento del meccanismo dei TEE al fine di evitare situazioni spiacevoli già vissute in passato. L’ elevata incentivazione di alcune fonti rinnovabili ha portato a costi scaricati completamente sui cittadini, spesso ignari che alle loro spalle c’era qualcuno che si arricchiva sventolando la bandiera dell’ambiente e dell’energia pulita.

La Riforma del Wacc – Introduzione

La riforma dei criteri per la determinazione e l’aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito (per gli amici, Wacc) per i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas è stato uno dei grossi temi che hanno tenuto banco nel corso del 2015 e che più influenzeranno i settori coinvolti nei prossimi anni.

Dato che, oramai, la delibera 583/2015/R/com è stata approvata ed ampiamente digerita dagli operatori e dai mercati, è possibile analizzarne, nella maniera più distaccata possibile, il contenuto ed il significato considerando il contesto in cui tale delibera è maturata e delle finalità a cui essa è preordinata.

Per far questo, mi sono immaginato un percorso un po’ più articolato del solito che faccia luce, in primis, su

  1. Cos’è e perché  questo Wacc è così importante (QUI L’ARTICOLO)
  2. Aspetti salienti della riforma e le eventuali lacune
  3. Stima di massima degli impatti sugli utenti finali

I 3 punti indicati, per evitare attacchi di narcolessia, saranno trattati in altrettanti articoli.

Andiamo quindi a cominciare…….Buona Lettura!

 

 

(Gare) Gas Wars: Episodio 3 La Vendetta dei TEE

Oggi un post veloce-veloce per celebrare degnamente la pubblicazione in gazzetta ufficiale del DM 20 maggio 2015 n. 106 che aggiunge un ulteriore tassello (certamente non l’ultimo) ad uno degli argomenti più caldi di questa torrida estate italiana!

Dove eravamo rimasti? Ah, già…. gli atleti sono ai blocchi di partenza….tutto lo stadio trattiene il fiato….lo starter sta per tirare il grilletto…BANG!!!!

Ma nessuno parte.

Gli spettatori si guardano intorno stupiti, così come i giudici. Ci si accorge che c’è qualcosa che non quadra in tutto ciò….qualcosa di sbagliato….ma cosa? Non riescono a capirlo, ma sanno che è così.

Aiutiamoli a vederci chiaro.

Innanzitutto, ancora nessuno degli atleti ha (ancora) ben chiaro quali sono le regole del gioco. E trovarsi alla momento culminante della propria carriera sportiva, proprio lì dove da bambino sognavi di essere, a fare ciò per cui ti sei preparato per anni e anni e non sapere se dovrai disputare i 100 metri piani o i 10.000 siepi è un problema di non secondaria importanza!

Ad esempio, uno dei  tanti dettagli (dove, come tutti sanno, al diavolo piace nascondersi) ancora da chiarire completamente (anche se – ahimè -si tratta più che semplici sospetti) potrebbe essere quello relativo agli investimenti in efficienza energetica da offrire in sede di gara.

Il nuovo articolo 8 comma 6 ed il suo degno compare, l’articolo 13 comma 1 lettera e), che trattano il tema sono piuttosto ambigui…dicono e non dicono, fanno intendere ma non del tutto….ma procediamo con calma.

Il meccanismo base dei TEE è noto e rimane sostanzialmente immutato: in sede di gara, insieme a sconti, canoni, piani di sviluppo e chi più ne ha più ne metta, si può fare anche una offerta su investimenti di efficienza energetica, idonei a generare TEE (addizionali rispetto agli obblighi già esistenti). Il valore dei TEE, adeguatamente valorizzato, è quindi anticipato annualmente (e proporzionalmente) agli Enti  concedenti e a fronte di ciò i titoli sono dell’operatore.

Inoltre, i nuovi articoli intervengono sulla questione del chi paga, precedentemente lasciata un po’ all’immaginazione dei lettori. La nuova versione del DM sul tema è molto più chiaro: il contributo tariffario riconosciuto è solo del 50%, una cifra molto Salomonica e democristiana, ma forse…chissà…dopo il 2016 si potrebbe arrivare al 100% nel caso ci siano n situazioni favorevoli, tra cui l’allineamento dei pianeti del sistema solare. Non è una soluzione che mi vede particolarmente favorevole (si tratta sempre di interventi che vanno a migliorare l’efficienza energetica del paese e che aiuterebbero ad addirittura superare gli obblighi esistenti e questo, dato l’attuale “semtiment” sui temi ambientali, non è male!), ma tant’è…..

Passiamo a vedere un po’ che succede al nostro distributore.

Nella gara che hai vinto hai offerto X TEE aggiuntivi e ogni anno, puntuale come un orologio svizzero (no, Novi), devi anticiparne il valore agli enti concedenti ma, a fronte di tali versamenti, i titoli sono di tua proprietà.

Bene, ora non ti resta che procurati i titoli necessari per dimostrare che sei stato ligio al dovere! Sostanzialmente, hai 2 alternative:

  1. Realizzi i progetti promessi, ma questa era facile;
  2. NOVITA ESTATE 2015! Qualora non hai modo per x motivi di fare gli investimenti promessi, puoi sempre comprare da terzi i certificati che ti servono. Pagando, naturalmente…ma in una normale economia di mercato non è mica una cosa così strana!

Tutto bene, direte voi…..E invece no!

Perché poi c’è un inghippo!

Il Dm infatti demanda al GSE (e chi altro, sennò?!) di predisporre le apposite procedure  “[…] operative per la valutazione, certificazione ed annullamento (parola chiave!) su base annuale dei risparmi associati agli interventi di efficienza energetica che possono essere utilizzati dal distributore d’ambito per l’assolvimento dell’obbligo assunto in sede di gara […]”.

Vediamo un po’ dove ci porta tutto ciò:

  • Nel caso realizzassi i progetti: 1) anticipo l’importo previsto per quell’anno agli enti concedenti; 2) realizzo il progetto e ne sostengo i costi;3) ottengo i TEE generati da quel progetto; 4) li porto dal GSE che deve verificare che abbia rispettato quanto offerto in gara; 5) Il GSE mi annulla i titoli; 6) prendo il contributo tariffario, ma solo al 50%!
  • Nel caso dovessi comprare i titoli: 1) anticipo l’importo previsto per quell’anno agli enti concedenti; 2) compro (e pago) i certificati verdi da un soggetto terzo;3) li porto dal GSE che deve verificare che abbia rispettato quanto offerto in gara; 4) Il GSE mi annulla i titoli; 5) prendo il contributo tariffario, ma solo al 50%!

Ergo, in entrambi i casi c’è qualcosa che non torna!

  • Nel primo caso, sostengo i costi del progetto, ma mi rientra solo il 50% del contributo tariffario
  • Nel secondo caso è come se pagassi i titoli 2 volte (e me li rimborsassero mezza)!

Questo perché, anche se i titoli sono di mia proprietà, io non posso venderli nel mercato perché il GSE, nel verificare che abbia rispettato l’obiettivo offerto in gara, me li annulla!

Evidentemente, la cosa ha (molto) poco senso ed è contraria, oltre che alla logica ed al buon senso, anche alle finalità dell’intera riforma del settore della distribuzione del gas in materia di efficienza energetica.

Che era di incentivarne gli investimenti e, quindi, migliorare l’ambiente, non uccidere di oneri gli operatori. Tra l’altro, senza uno scopo specifico!

Anche perché (e qui c’è l’assurdità definitiva) in questa situazione agli enti locali converrebbe che l’operatore fosse in perenne (e forte) ritardo nella realizzazione dei progetti! Infatti, in questo caso, l’operatore oltre all’anticipo deve pagare anche una penale (che resta all’Ente) e poi anche realizzare il progetto. D’altra parte, questa situazione non favorirebbe nemmeno i soggetti terzi, potenziali venditori di TEE: se la penale è sufficientemente bassa, conviene pagarla, non comprare TEE da terzi e realizzare più avanti il progetto!

Di conseguenza, il GSE, nello scrivere le sue procedure, dovrebbe cercare di far rivivere l’iniziale ardore della ratio di tutta la riforma, evidentemente oramai seppellita sotto le successive sovrastrutture che le sono state buttate addosso,  e risolvere, in via indiretta, tutti i grovigli creati dalle eccessive stratificazioni geologico-normative che si sono succedute negli anni.

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore)