Brevi considerazioni sull’abbandono del teleselling da parte di Enel.

Dal 1° giugno Enel Energia non utilizzerà più il canale teleselling in outsourcing per acquisire nuovi clienti.

Ora, al di là di come è stata venduta mediaticamente l’operazione, la cosa deve far riflettere su quali siano gli effettivi trend del settore e dove, nella sua catena del valore, questo si nasconda oggi, all’alba del superamento (forse!) della tutela.

Considerato che Enel ancora non è diventata una Onlus (almeno così mi pare!) e che, grazie alla sua dimensione, ha accesso ad una enorme mole di dati che – evidentemente – è in grado di analizzare per estrapolarne indicazioni di business, è abbastanza chiaro che la scelta è frutto di attente analisi costi-benefici e di scenario, entrambe data-driven e non basate su “sensazioni”, dalle quali è facile intuire che deve essere emerso chiaramente che i benefici (leggasi numero nuovi contratti generati da tale canale) sono inferiori rispetto ai costi, materiali (costo del service) e soprattutto immateriali (danni reputazionali gravi derivanti da comportamenti scorretti dell’outsourcer, non coperti dalle penalità contrattualmente previste in questi casi). Senza contare le multe comminate dalle Autorità, ad esempio l’AGCM.

A fianco di tali analisi, se ne saranno svolte altre per valutare l’esistenza e la convenienza di impieghi alternativi delle risorse oggi allocate su tale canale, da cui sarà evidentemente emersa la convenienza economica (include anche quella reputazionale, la cui finalità – in una società commerciale – è comunque quella di portare maggiori margini) a puntare su altri strumenti meno “pushing” verso il possibile cliente (che così tende a ritrarsi e ad essere diffidente) e più finalizzati a creare occasioni e condizioni tali da incentivare quest’ultimo ad entrare – lui per primo (o almeno così lui pensa…modello “Inception”!) – in contatto con la società di sua spontanea volontà o comunque senza pressioni dirette (o meglio, senza che se ne accorga).

Inoltre, un altro elemento che deve essere emerso dalle analisi condotte (ma questa non credo sia in alcun modo una rivelazione shockante) è che nel nuovo mondo dell’energia post tutela che si sta andando a delineare è strategico avere il controllo diretto dei canali di contatto con la potenziale clientela.

Sarà interessante ora vedere in che modo dalle dichiarazioni si passerà ai fatti e quali saranno gli effetti nel medio termine di questi ultimi. E se questa netta scelta di campo spingerà anche altri attori del settore (e di quelli con cui ci sono delle affinità elettive, come la telefonia) verso tale direzione.

Oneri Generali di Sistema EE, Diamo i Numeri

Bene, nella precedente puntata (che potete leggere qui) abbiamo scandagliato le origini degli oneri generali di sistema, quasi travalicando nel Mito e scoprendo i principali retroscena che hanno portato alla loro attuale struttura.

E’ quindi ora di passare oltre e dare qualche numero. 

Per iniziare, è sempre cosa buona e giusta dare un occhio agli euri così da capire di cosa stiamo parlando. Di seguito il dettaglio del gettito per singolo componente degli ultimi 5 anni:

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per il passato i dati non sono di agevole reperimento e, comunque, gli ammontari in gioco non erano altissimi (ad esempio, nel 2008 il gettito della A3 – di gran lunga la componente predominante – era circa € 3 mld, mentre nel 2009 è passato ad € 3, 678 mld).

Le cifre sono oggettivamente imponenti e ad oggi tutti i segnali indicano che nel medio termine sono destinate a restarlo. Questo concetto è valido anche se esprimiamo i dati in prezzi costanti (con i prezzi 2010 = 100):

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Visti gli euri, è certamente di grande interesse vedere i trend in modo poter avere una impressione immediata dell’evoluzione subita dagli oneri di sistema nel quinquennio considerato.

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Com’è facile vedere, c’è stato un balzo felino in avanti da parte un po’ di tutti gli oneri generali “di peso” e, soprattutto, del incontrastato campione dei pesi massimi: la A3 (talmente sproporzionata rispetto alle altre componenti che è nel grafico precedente è stato necessario spostarne la scala sull’asse destro), che nel periodo d’oro delle rinnovabili – triennio 201172013 – è cresciuta in media di € 2,7 mld/anno (e di circa € 3,9 mld tra il 2011 ed il 2012, soprattutto a causa dei generosi contributi garantiti al fotovoltaico dai vari conti energia che si succedevano in quegli anni).

Infine, è opportuno – anche se scontato – dare un’occhiata al mix annuo del gettito:

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Nessuna sorpresa direi!

Dopo aver visto i numeri in ottica di sistema, mi sembra giusto mettersi nei panni del povero cliente finale e cercare di capire quale sia l’impatto degli oneri sulle sue bollette, dato che gira che ti rigira chi deve poi effettivamente pagarli è lui.

Per far questo, diamo un occhiata alle seguenti tabelle che riportano il costo totale per kWh espresso in €c/kWh e l’ammontare, sempre in €c/kWh, degli oneri generali sostenuti dal cosiddetto cliente tipo, ovvero della famiglia Rossi che a casa propria ha 3 kW di potenza impegnata e 2.700 kWh di consumo annuo.

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Com’è facilmente visibile, nel periodo considerato tranne pochissime eccezioni (che vediamo fra un attimo) la linea dell’andamento anno su anno degli oneri generali è sempre posizionata “sopra” rispetto a quella relativa al costo totale del kWh, soprattutto nel triennio precedentemente ricordato 2011/2013. In altre parole, gli oneri generali hanno avuto un ruolo primario nell’aumento della bolletta del nostro povero cliente tipo in nel periodo considerato.

Però…aspetta un po’….negli ultimi trimestri sembra che qualcosa sia cambiata! Che magia è mai questa?!

Ebbene, è l’effetto della riforma delle modalità di addebito degli oneri generali di sistema ai clienti domestici (come la nostra cara famigliola Rossi) e, in particolare, del suo secondo stadio partito proprio il 1°gennaio 2017 (modello fuoco artificiale di capodanno!) e declinata in dettaglio nella delibera 782/2016/R/eel.

Questo effetto, ovviamente, non deve farci gridare al miracolo, né deve portarci ad attribuire poteri taumaturgici a detta riforma: si tratta, infatti, di un diverso modo di redistribuire un totale che, comunque, rimane scolpito nella roccia. 

Se al posto della nostra simpatica famiglia Rossi, che consuma ben 2.700 kWh all’anno, avessimo preso il single di ferro Marco Bianchi (detto anche lo scapolo d’oro), simpatico lavoratore fuorisede per una primaria società di consulenza strategica – tra l’altro strapagato –  che è sempre in giro per vernissage ed eventi montani vari e, quindi, non consuma nemmeno un kWh (vabbeh, facciamo che ne consumi 500, dai) nella casa dove abita in affitto e in cui non è residente, avremmo avuto un effetto contrario, dato che con la redistribuzione effettuata con la riforma elimina (in più step) i sussidi perversi che esistevano a favore di chi consumava poco e che venivano pagati da chi consumava molto. Evidentemente, una ideologia appartenente ad un passato in cui, per ragioni economiche (costo materie prime ai tempi degli shock), ambientali (beh, non è che si producesse energia elettrica bruciando Chanel N.5 negli anni 80/90…) e sociali (l’arricchito post boom consuma a manetta, il povero no), consumare = male assoluto. Ora quei tempi sono definitivamente passati e consumare molta energia elettrica non è e non deve più essere considerato un peccato.

Quanto appena detto può essere meglio compreso guardando i freddi numeri:

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Come è possibile vedere, a parità di consumi tra 2016 e 2017 mentre per la nostra famiglia Rossi la spesa per gli oneri generali è diminuita (da € 125,1 a  € 102,44), così come il loro peso sul totale (da 29% al 24%), lo stesso non può dirsi per l’amico Bianchi che, proprio mentre festeggiava l’arrivo del 2017, vedeva la sua spesa per oneri generali schizzare alle stelle esattamente come il tappo del Kristal che stava sciabolando per l’occasione, con un balzo da € 41,41 annue (peso sul totale: 20%) alla cifra monstre di € 148,55 (peso sul totale: 48%), grazie all’introduzione di una quota fissa (per POD) pari a ben € 135.

Direi che sul fronte quantitativo possiamo dirci soddisfatti

Nella prossima ed ultima puntata andremo quindi a vedere qual è l’architettura di sistema pensata per la raccolta delle somme derivanti dall’applicazione delle componenti A e UC a copertura degli oneri di sistema, la loro gestione ed, infine, l’erogazione agli aventi diritto.

Oneri Generali di Sistema EE, l’origine della specie

 

Dato che quello degli oneri generali di sistema è uno dei temi caldi di questo primo trimestre 2017, anche e soprattutto per le note vicende giuridiche, è quantomai opportuno fare un po’ il punto della situazione e cercare di capire cosa sono, da dove vengono e verso dove vanno.

Di conseguenza, nelle prossime righe e pagine, per prima cosa, individueremo il perché della loro esistenza, quindi ripercorreremo quella che è la loro storia, a volte poco conosciuta e sempre molto articolata e complessa, per poi cercare di capire come funziona oggi il loro meccanismo e di quanti euri stiamo parlando. Infine, tenteremo una analisi della situazione attuale, cercando di individuare i possibili rischi e soluzioni.

Orsù, andiamo a cominciare!

Perché gli oneri di sistema?!

Come tutte le domande esistenziali, il motivo ultimo del perché qualcosa esista in certa data forma è sostanzialmente insondabile. Questo concetto può applicarsi anche agli oneri di sistema, che avrebbero potuto benissimo assumere una forma diversa, ad esempio (come frequentemente proposto) sotto forma di fiscalità generale.

Comunque sia, l’evoluzione è andata diversamente e, almeno inizialmente, si è preferito forse utilizzare un criterio di (vaga) inerenza tra costi da coprire e fonti di copertura, visto che – come vedremo in seguito – è innegabile una certa affinità di questi costi con il sistema elettrico e con la sua evoluzione.

Inoltre, probabilmente anche il fatto che inizialmente non è che erano questa cifra stratosferica ha giocato un ruolo nel propendere per metterli da una parte (bollette) e non altrove: d’altronde, spulciando nelle relazioni annuali dell’Autorità apprendiamo che nel 2001 – sono passati solo 15 anni e pochi mesi, ma per il sistema elettrico sembra passata un’era geologica! – gli oneri pesavano in bolletta un incredibile 3,3% (dato ovviamente indicativo, vista l’evoluzione successiva del sistema e delle aggregazioni di costo considerate in bolletta) e nel 2003 questi erano aumentati in maniera iperbolica, portandosi a ben 8,1%. Oggi solo al 20,36%.

E così gli oneri sono finiti in bolletta e ci sono rimasti fino ad oggi (ed anche domani) dove sono applicati come maggiorazione della tariffa di distribuzione (ma questa è un’altra storica, su cui torneremo in seguito. 

Le Origini (del mito)

Ma da dove arrivano questi oneri di sistema che, sin dalla loro introduzione, hanno generato non pochi malumori?

La loro nascita è da attribuire al celeberrimo Dlgs 79/99 (il c.d. Decreto Bersani, quando ancora non smacchiava giaguari!) ed al suo art.3 comma 11. Si trattava però solo di un primo abbozzo, in cui si definivano ruoli e criteri generali(ssimi) da sviluppare in un apposito Decreto Ministeriale. Che arrivò, un po’ oltre i 180 giorni previsti (ma questo è un classico italiano!), i primi di febbraio del 2000 nella forma del DM 26 gennaio 2000 e smi, che conteneva le antenate delle attuali componenti. In particolare:

  •  A2  a copertura degli oneri nucleari, che con l’andare del tempo è stata più volte rimaneggiata e anche “saccheggiata” dalle voraci fauci statali, ad esempio nel 2005 e nel 2006 con le relative finanziarie;
  • A4 a copertura delle agevolazione tariffaria ferrovie e – originariamente- alla produzione di alluminio. Successivamente, l’agevolazione si ampliò anche ad altre industrie energivore (lavorazione/produzione piombo, zinco ecc) localizzate in Sardegna per poi  essere eliminata con definitivamente col la legge 9/99 – legge sviluppo);
  •  A5  a copertura dei costi relativi alla ricerca di sistema.

Oltre a queste simpatiche vegliarde, c’erano anche dei veri e propri dinosauri, elementi di un ‘altra epoca che piano piano di sono estinti. In particolare:

  • La fu A6, a copertura degli stranded cost derivanti, inizialmente, dagli effetti della   liberalizzazione del settore elettrico sull’ex-monopolista e sulle imprese produttrici e, in seguito, anche dall’affaire del GNL Nigeriano (in poche parole, Enel importava questo gas, solo che in Italia allora non c’erano rigassificatori e, quindi, ci si avvaleva dei cugini transalpini di GdF che, ovviamente, si facevano pagare bene. A valle della liberalizzazione e fino alla conclusione del contratto questi costi erano coperti tramite questa componente).
  • la fu A7, che serviva ad estrarre dai gestori di impianti idroelettrici la mitica “rendita idroelettica” generata dal nuovo assetto di mercato (post decreto bersani infatti questa energia era valorizzata come quella generata da fonte termoelettrica, con un notevole aumento rispetto al passato quanto non era riconosciuto l’ “onere termico).  2000)

La materia fu poi riordinata – per alcune questioni relative alla quantificazione degli oneri coperti dalla A6 e dalla A7, eliminata,- dal DL 18 febbraio 2003, n.25 come convertito con legge 17 aprile 2003, n. 83.

Sempre nel 2003, con la legge 24 dicembre 2003, n. 368 veniva poi introdotta la componente MCT a copertura delle misure di compensazione territoriale a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare (e teoricamente in futuro al sito che ospiterà il fantomatico deposito nazionale, una infrastruttura fatta della stessa materia di cui sono fatti i sogni).

Più recenti, invece, sono gli oneri generale a copertura dei costi legati al doveroso Bonus Sociale (As) e quello, su cui si è da poco giunti ad una quadra, a copertura delle agevolazioni alle imprese manifatturiere con elevati consumi di energia elettrica (a.k.a. energivori) (Ae). Difatti, il primo nasce nel 2007 grazie al DM MiSE 28 dicembre 2007, mentre il secondo nel 2012 con il DL 22 giugno 2012, n. 83 (legge di conversione 134/2012).

Ho volutamente lasciato per ultima la principessa, la star degli oneri generali: quella A3 che in pochi anni è salita alla ribalta monopolizzando la scena come una vera e propria rockstar anni ’80!

Sin dall’inizio si capiva che era una predestinata alla gloria, data la “nobiltà” della sua schiatta, che si vanta di discendere direttamente dal celeberrimo provvedimento CIP 6/92 con cui, a valle della legge 9 gennaio 1991, n. 9,  si era iniziato fattivamente ad incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili. Si tratta però di una mezza verità, dato che il conto “contributo energia da fonti rinnovabili ed assimilate” originariamente era stato istituito dal provvedimento CIP 15/89, che però non ha avuto grande fortuna. Non ancora adolescente, poi, subì il trauma della riforma complessiva del sistema elettrico nazionale ex dlgs 79/99, quando il compito di ritirare  l’energia allora incentivata (quella da impianti ex CIP 6/92) e per la quale copriva l’onere di detta incentivazione, passò dall’Enel+imprese distributrici a quel Gestore di Rete da cui nacque in seguito l’attuale GSE. Nel frattempo, gli oneri che andava a coprire pian piano si allargavano con l’entrata in vigore dei vari conti energia e delle varie evoluzioni normative/regolatorie dei meccanismi a sostegno della produzione da fonti rinnovabili, solare e non (ad esempio, le tariffe fisse omnicomprensive o lo scambio sul posto), ma lo schema è rimasto sempre più o meno lo stesso: l’Autorità individua i meccanismi per la copertura dell’incentivazione a carico della A3, i clienti finali la pagano, i venditori la trasferiscono ad distributori che, infine, la versano per la stragrande maggioranza al GSE che provvede ad erogare gli incentivi.

Oltre agli oneri generali appena citati, esistono (e sono ad oggi pagati in bolletta) anche delle c.d. “ulteriori componenti“, le UC, che si differenziano dai primi in primis per la loro “fonte” di leggittimazione e in secundis per la loro funzione che, a differenza dei primi, è tutta interna al sistema elettrico. Oggi questi sono essenzialmente 4: (i) il preistorico UC4, a copertura delle integrazioni tariffarie per le imprese elettriche minori (originariamente 12 e operanti sulle isole minori italiane, come capri, favignana e l’isola del giglio. Dal 2009 il perimetro si è allargato anche ai distributori <5.000 pod), è decisamente preistorica, dato che la sua introduzione risale addirittura al 1974, grazie al provvedimento CIP 34/74 (pensate, è così antico che non ne ho trovata una copia elettronica….quindi niente link!); (ii) il più recente UC7, a copertura degli oneri generati dalla promozione dell’efficienza energetica negli usi finali, introdotto dall’Autorità nel 2004 a seguito del decreto 20 luglio 2004 e infine (iii) l’UC3 e (iv) UC6, rispettivamente a copertura di meccanismi perequazione e di regolazione incentivante della qualità del servizio, entrambi di natura, ed origine, puramente regolatoria.

Una volta esistevano anche l’UC1, a copertura degli squilibri della perequazione dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica destinata al mercato vincolato, eliminata a valle momento di transizione dalla vecchia organizzazione di mercato, con distribuzione e vendita insieme, a quello attuale; la UC2, a copertura dell’ulteriore componente di ricavo riconosciuta all’energia elettrica prodotta dalle imprese produttrici-distributrici per i clienti del mercato vincolato, di cui all’art. 6 della deliberazione dell’Autorita’ 29 dicembre 1999, n. 205/1999  e la UC5 a copertura del meccanismo di perequazione delle perdite di rete).

L’ammontare di tutte queste componenti è aggiornato trimestralmente dall’Autorità sulla base degli indirizzi generali previsti dalla normativa appena ricordata.

Tutela SIMILE, il punto della situazione 

Fra non molto, anche se a noi comuni mortali non è ancora dato sapere quando e soprattutto come, i clienti domestici e non domestici (altri usi/piccole imprese) connessi in BT si troveranno di fronte alla necessità di abbandonare la rassicurante baia della maggior tutela, dove le condizioni economiche sono definite periodicamente dall’Autorità, per intraprendere il viaggio che li porterà,  non senza peripezie,  o nella terra incognita che si estende oltre la maggior tutela (quella indicata nelle carte antiche con la dizione “hic sunt leones”!) o nel vasto mare del mercato libero che, come l’oceano, può essere fantastico e terribile allo stesso tempo e, quindi, per solcare in sicurezza le sue acque bisogna essere lupi di mare navigati.

Nel corso di tale viaggio il nostro cliente finale-Eroe, come ogni protagonista di cartoni animati Disney/Pixar che si rispetti, crescerà e maturerà (almeno nelle intenzioni!) fino ad acquisire tutte le competenze tecniche ed intellettuali necessarie per poter affrontare con successo l’Antagonista, qui impersonato dalle pratiche non sempre cristalline poste in essere da alcuni soggetti operanti nel mercato dell’energia.

Ma il nostro eroe, come tutti sanno, non può intraprendere questo viaggio iniziatico da solo! Solitamente, ad un certo punto ed in condizioni particolari, entra in scena l’Aiutante.

Nel nostro caso specifico, quest’ultimo assume le fattezze della Tutela SIMILE.

Come (non!) tutti sanno, infatti, dal 1° gennaio di quest’anno l’eroico cliente finale può sottoscrivere un contratto di cosiddetta tutela simile (solo per la genialità dell’acronimo ne varrebbe la pena!), il cui fine è quello di insegnare al cliente tutto ciò che ancora non sa/non sa fare e che gli sarà necessario, un domani, per solcare in scioltezza il mare magnum del mercato libero. Un po’ come fa Maui, il simpatico semidio Hawaiiano, con Moana Waialiki nel suo viaggio/missione nell’oceano pacifico nel recente film Disney Moana (In Italia Oceania, per evitare fraintendimenti tra gli aspiranti spettatori meno giovani).

Fin qui, tutto bene.

All’atto pratico, però, questo strumento/aiutante non si sta (per ora) dimostrando all’altezza delle aspettative. Com’è possibile vedere dalla tabella seguente, ad oggi i contratti sottoscritti/prenotati sono stati veramente pochini, pari al miserrimo 0,013% dei contratti a disposizione (dati al 14.02.2017):

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Nella seguente immagine, invece, è possibile avere un idea del traffico generato dal  portale portaletutelasimile.it. In particolare, dal 1° gennaio scorso lo hanno visitato circa 45.000 navigatori, circa 1.200/giorno. Non tantissimi. E, cosa più importante, in media il navigatore resta sulla pagina circa 5 minuti: non molti considerando il tempo necessario per registrarsi ed effettuare la prenotazione e possibile segno di un atteggiamento del tipo “uhhh è troppo difficile/lungo/ecc…non c’ho voglia”. Considerando i contratti stipulati/prenotati, potremmo dire, forse impropriamente, che la redemption si attesta intorno al 3%. 

(NOTA BENE: si tratta di dati stimati al 9.02.2017 dai vari servizi di monitoraggio siti web disponibili in rete. Niente di ufficiale e 101% preciso/accurato. Servono solo a dare una idea)

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E’ un vero e proprio peccato, perché i venditori in generale sembrano crederci, specie quelli puri/nuovi entranti che hanno proposto i classici “sconti irripetibili”. Da un rapido conto, infatti, è possibile stimare in circa € 400 mln (media ponderata sul numero dei clienti domestici e non domestici degli sconti totali offerti nell’ipotesi di adesione di soli clienti domestici, pari a € 400 mln, e degli sconti totali offerti nell’ipotesi di adesione di soli clienti non domestici, pari € 600 mln) le risorse investite dagli operatori su questo progetto, a fronte di ben 7,8 mln di contratti disponibili per gli utenti domestici + non domestici.  Considerando che i clienti finali domestici+non domestici in maggior tutela sono circa 23 mln, i contratti offerti coprono potenzialmente circa il 34% del mercato. Niente male!

 (fonte: dati  al 2015 reperiti dalla relazione annuale AEEGSI. Totale, circa 23 mln di cui 20 domestici e circa 3 non domestici…ecco spiegati il dubbio di cui sopra: in questo caso i contratti disponibili sono il doppio degli potenziali clienti.).

Magari tale indicatore non è al 100% corretto, dato che si tratta di minori ricavi derivanti da contratti che non è detto si sarebbero chiusi sul mercato libero e, soprattutto,“a prezzo intero”, ma è comunque utile per valutare l’impegno profuso dagli operatori.

I motivi che fino a qui hanno tarpato le ali alla nostra tutela simile sono vari e variegati. Vediamone i principali:

  • Atavica diffidenza del cliente finale verso le novità: mi è capitato spesso di parlare della questione con soggetti che possono essere definiti senza dubbio “clienti informati” che, anche di fronte agli allettanti sconti proposti, non ritenevano conveniente abbandonare la tutela “per evitare problemi“, sostanzialmente di switch o  di doppia fatturazione. Legato a questo aspetto ce n’è poi un’altro molto interessante, che emerge sia parlando con i potenziali clienti, che analizzando i dati:in molti casi, anche dedicendo di aderire alla tutela simile di propria spontanea volontà, il cliente sceglie operatori con nomi noti (non esclusivamente come operatori del settore elettrico, ma in generale), anche a fronte di sconti sensibilmente minori. Il ché, in una situazione dove il contratto è blindato, le condizioni economiche le medesime per tutti e l’unica leva attivabile è l’entità del bonus, la dice lunghissima sulla loro  richiesta di sicurezza/certezza di fronte ad un mercato percepito poco chiaro/ostile (infatti la risposta sul perché hanno scelto un operatore X invece che Y rinunciando così a mille mila euri di bonus è sempre del tipo “eh, ma X è famosa/di grande dimensione, non avrò problemi/fatturazioni errate ecc.)
    • In questo caso, nell’immediato c’è poco da fare. Nel medio termine, però, è necessario rinforzare ed efficientare la catena informativa del settore e le relative procedure, in modo da assicurare al cliente, anche al più timoroso, quella “sicurezza” che oggi sembra mancare.
  • Oggettiva difficoltà/complessità della procedura e sua “lungaggine”: Sottoscrivere tale contratto non è facile e ciò è frutto in parte del design della procedura ed in parte delle procedure informatiche degli operatori. Il meccanismo della prenotazione e dell’accesso alla pagina “segreta” (talmente segreta che nemmeno google la indicizza, e scusate se è poco di questi tempi!), con tutti i suoi codici e codicilli non è il massimo della fluidità, e neanche la fase operativa di sottoscrizione del contratto di tutela simile con il fornitore prescelto è proprio una passeggiata, anche a causa di  qualche intoppo informatico.
    • Qui alcune contromisure, in parte, sono già state adottate, dato che recentemente c’è stata la riapertura dei termini per l’accreditamento dei facilitatori, ovvero di quei soggetti deputati a facilitare (nomen omen!) la sottoscrizione del contratto da parte del cliente finale. Anche da parte dei venditori ci sono stati miglioramenti, com’è normale che sia a valle della fase di rodaggio.

L’ultimo motivo che vorrei indicare è, secondo me, il più importante: la pubblicità, a.k.a.l’anima del commercio.

Ora, è impossibile vendere un prodotto – anche il migliore di questo mondo, quello che chiunque sognerebbe di possedere – senza che lo si faccia conoscere ai potenziali acquirenti.Quindi, com’è pensabile vendere un prodotto non proprio “eccitante” come l’energia elettrica, per di più nella sua versione “no frills” (ergo, nessun servizio supplementare, solo puri e semplici elettroni), utilizzando uno sconto come unica leva competitiva senza farlo sapere in giro?! Semplice: non è pensabile e infatti non si vende!

Si potrebbe controbattere ricordando che i venditori dovevano e dovranno inserire delle comunicazioni in bolletta…..ma veramente possiamo considerare la bolletta un medium pubblicitario efficace?! Magari va bene per le comunicazioni tecniche/operative relative alla gestione del contratto, ma da qui a dire che abbia la stessa abbia la stessa efficacia di un cartellone 50mt X 50mt nella principale via della città, ce ne passa! No, spiacente, la comunicazione in bolletta è doverosa, ma del tutto insufficiente.

Allo stesso modo, è difficile considerare il portaletutela un mezzo efficace per portare a conoscenza dei clienti potenzialmente interessati questa opportunità: ci vi accede lo fa esclusivamente perché già è a conosce della tutela simile. A tale conclusione ci si arriva guardando i dati relativi agli accessi al sito, dati quali emerge chiaramente che la quasi totalità (circa 95%) di questi avviene tramite ricerca su Google della parola chiave “tutela simile”. Quindi, non ci siamo: il portale è proprio l’oggetto da far conoscere, non il mezzo.

Stesso discorso vale per lo sportello per il consumatore (sito e numero verde): se non ho idea che esista una cosa chiamata maggior tutela, perché dovrei chiamare lo sportello per avere informazioni in merito?

Arriviamo quindi al tasto più dolente in assoluto: la mancanza pressoché totale di pubblicità tramite i canali classici e più efficaci: radio, televisione e social network, magari customizzando il messaggio veicolato tramite ciascun canale in base al fruitore tipo dello stesso, così da massimizzare le probabilità di intercettare soggetti potenzialmente interessati e, con essa, il valore ottenuto dalla spesa sostenuta.  Ho provato a cercare, giuro, ma non ho trovato nulla se non il video istituzionale di presentazione della tutela simile sul sito dell’ansa, il cui link è presente anche sul sito dell’Autorità, e qualche altro video realizzato da altri stakeholder. Poco, decisamente troppo poco per spingere per coinvolgere una buona fetta del mercato, cosa pure possibile dato che è innegabile che di offerte allettanti ce ne siano a sufficienza.

Per la pubblicità, però, ad oggi c’è una sola soluzione: dovrebbe essere l’Autorità a farsene carico, predisponendo un piano comunicativo di profilo puramente istituzionale adeguatamente distribuito nello spazio (fisico e virtuale)/tempo, eventualmente adattato ai vari canali attraverso i quali lo si veicola,  con cui far conoscere al mercato questa ulteriore possibilità. Difatti, anche qualora possibile, perché mai i venditori dovrebbero investire in comunicazione e marketing per spingere la tutela simile (su cui, comunque, già hanno investito)? Per loro è evidentemente più logico spingere le proprie offerte sul mercato libero, dove la durata del contratto è generalmente maggiore rispetto ai 12 mesi della tutela simile, se non a tempo indeterminato.

Non mi resta altro da aggiungere se non augurarvi una buona navigazione!

Smart Meter 2G, facciamo il punto

Lo scorso 20 Gennaio, con la presentazione da parte di E-Distribuzione del proprio piano di messa in servizio degli smart meter 2G, si è conclusa la fase consultiva del processo di approvazione di tale piano e la palla è, quindi, passata all’Autorità che dovrà deliberare – entro marzo, a quanto dichiarato – in materia e, in particolare, decidere se il piano potrà imboccare l’autostrada del fast track o dovrà passare dalla mulattiera dello slow track,. Inoltre, tale delibera dovrà dare indicazioni in merito alla c.d. spesa standard annuale di capitale e definire il piano di sostituzione convenzionale.

Possiamo quindi permetterci qualche osservazioni in materia con maggiore tranquillità.

Il punto caldo dell’intera questione, recentemente affrontata anche da autorevoli commentatori (vedi qui, ad esempio), è se sia o meno opportuno sostituire gli attuale misuratori elettronici di prima generazione (di seguito: 1G) con misuratori di seconda generazione (di seguito: 2G) o se sia meglio individuare soluzioni alternative/aspettare ancora un po’ e sviluppare uno strumento ancora più performante di quello proposto.

Prima di affrontare tale questione, però, è opportuno e necessario sgombrare il campo da alcune imprecisioni che, volute o meno, vanno a colpire la pancia dei consumatori con il risultato (voluto? Domanda retorica!) di provocarne lo sdegno & indignazione.

A tal fine. facciamo un brevissimo excursus dei dati disponibili e della regolazione applicabile.

Innanzitutto, il costo del misuratore: Utilizzando i dati presenti nel PMS2 predisposto da E-Distribuzione (che è disponibile qui), è possibile stimare un valore pari a circa 93 €/unità in servizio nel periodo 2017-2025, ovvero il periodo di sostituzione massiva, e di € 140/unità messa in servizio nel periodo 2026 – 2031, quando la gestione sarà effettuata “on-condition“. In generale, prezzo medio per unità in servizio nell’intero periodo di piano sarà pari a circa 99 €/unità in servizio.

Si devono poi aggiungere tutta una serie di altri costi (concentratori, sistemi centrali,ecc) che generano un costo medio unitario di circa 105 € (€98 in fase massiva, € 153 in fase on condition).

Si deve però considerare che i valori patrimoniali riportati nel piano incorporano una inflazione in arco piano definita dall’Autorità e che, seppur certamente derivante da fonti autorevolissime (DEF, Stime BCE o che altro), ad oggi sembra al minimo sovra stimata: l0 0,5% nel 2017, l’1% nel 2018 e poi in media l’1,6% nel periodo 2019-2032…Roba da trasformare l’austero Mario Draghi nel leader della LOVE parade di Berlino! Di conseguenza, il costo medio effettivo verosimilmente sarà più basso (diciamo sui €100/unità in servizio).

Infine, si deve considerare l’effetto della matrice IQI predisposta dall’AEEGSI che però potrebbe essere sia positivo, che negativo a seconda di (i) rapporto tra stima E-distribuzione/Stima AEEGSI sui capex unitari e (ii) costo unitario annuale effettivo sostenuti da E-Distribuzione. Si può andare da un incentivo massimo di circa il 5% del costo unitario di capitale ad una penalità massima di circa il 7%.  Ad ogni modo, una stima attendibile su questo elemento è oggi impossibile.

Nella tabella seguente trovate i dati quantitativi, estrapolati dal PMS2 di E-Distribuzione, utilizzati per le stime:

diapositiva1a

In generale, quindi, ci si può sbilanciare ed affermare che il costo unitario del sistema di misura 2G è comparabile con quello attuale, di prima generazione. Tra l’altro, E-Distribuzione non ha fatto mistero di confidare, proprio in virtù di ciò, di poter accedere  al fast track per la valutazione ed approvazione del proprio piano.

Stabilito che, a livello di costo, poco/nulla cambia tra installare misuratori 1G o misuratori 2G, bisogna individuare chi paga.

Tali costi – ammortamento del costo del misuratore in 15 anni e la remunerazione del capitale (oggi 5,6%) – , ovviamente, saranno pagati in bolletta dai clienti finali….come normale che sia, aggiungerei, dato che si tratta di investimenti infrastrutturali in attività (strettamente) regolate –  in quanto monopoli naturali -realizzati per erogare a tali soggetti un servizio (pubblico) con caratteristiche coerenti con quanto previsto dalla regolazione e, nel caso specifico, dalla normativa.

Si deve però considerare che la regolazione adottata dall’Autorità, proprio al fine di scongiurare il rischio di improvvise fiammate tariffarie, per il riconoscimento in tariffa degli investimenti prevede il ricorso alla rata costante  (in breve, se la sostituzione avvenisse in un unico anno  con un investimento di 150 da ammortizzare in 15 anni e remunerato al 5,6%, i clienti dovrebbero pagare ogni anno circa 14€, il che significa che nei primi anni “soffre” un po’ il distributore e negli ultimi anni il cliente. Da notare che con le regole attuali”soffrirebbe” solo il cliente).

Da ultimo, non bisogna dimenticare che i nuovi investimenti per i misuratori 2G saranno riconosciuti con un meccanismo – piuttosto cervellotico -basato sul piano di dismissione convenzionale 1G e sullo speculare piano di messa in servizio 2G: sostanzialmente, se nell’anno X si conclude l’ammortamento di Y misuratori 1G, tale piano prevede – convenzionalmente – che venga installato lo stesso numero Y di misuratori 2G che verrano poi effettivamente riconosciuti a livello tariffario (rectius, viene riconosciuto il minimo tra il numero di misuratori installati effettivo e quello previsto dal piano convenzionale). In questo modo, quindi, si cerca di adottare una logica “rolling” nel riconoscimento degli investimenti che tende a minimizzare – anche insieme agli elementi prima ricordati – aumenti sgraditi e sgradevoli delle tariffe.

Sono infine previste sanzioni tariffarie  in caso di mancato rispetto del piano proposto, e anche piuttosto salate.

Bene, finito il nostro saccente excursus possiamo concentrarci sul cuore della questione: questa sostituzione s’ha da fare (meglio, si doveva fare) oppure no?

Secondo me il punto focale, a prescindere da quanto richiesto dalla normativa (D.lgs 102/2014), è che i misuratori 1G di E-Distribuzione sono comunque da cambiare: come è possibile vedere dai dati pubblicati nel suo PMS2, al 2017 i misuratori che hanno superato i 15 anni di vita sono circa 4,3 mln, cifra che sale a circa 19 mln al 2019, fra soli 2 anni.

Si potrà sempre obiettare che non è necessario sostituire questi misuratori dato che, essendo entrati in esercizio prima del fatidico ottobre 2006, non rientrano nel novero di quelli oggetto di verifiche metrologiche legali periodiche e, quindi, possono essere utilizzati in secula seculorum (sempre che non vengano rimossi). Tuttavia, non mi sembra una grande idea perseverare nell’errore e continuare come se nulla fosse! Meglio sarebbe approfittare dell’occasione e procedere all’eliminazione di questo vulnus.

Si potrebbe però dire, a questo punto, “ok, dai, va bene…sostituiscili, ma perché devi utilizzare questi 2G? Puoi continuare con gli 1G che funzionano e nel frattempo vediamo se è possibile fare qualcosa di più figo (allo stesso costo o meno)”. Si potrebbe anche fare, ma ci sono alcune elementi da valutare:

  • I 2G costano più o meno come gli 1G (vedi su)
  • I 2G hanno funzionalità molto più avanzate degli 1G
  • Se installo gli 1G ho 2 problemi:
    • Procedo “on condition, ovvero quando si rompono i misuratori installati o comunque quando c’è necessità? la sostituzione sarà più lunga e molto più inefficiente e, quindi, costosa (far uscire un tecnico per cambiare un solo misuratore in un appartamento costa molto di più che far uscire lo stesso tecnico per fargli cambiare i misuratori di tutto un palazzo). Senza contare che (i) rimane il problema dei vecchi misuratori non certificati (si potrebbe dire “e vabbeh..ce si siamo tenuti finora, non sarà qualche anno in più a fare la differenza”), (ii) non posso fornire alcuna funzionalità evoluta alla clientela, (iii) con l’invecchiare del parco contatori cresce la probabilità di disservizi (guasti, letture sballate e tutte quelle cose belle lì), cosa che fa diminuire il già basso livello di fiducia dei clienti nel mercato. Il che, nell’attuale fase di mercato, non mi sembra una cosa particolarmente intelligente.
    • Predispongo un piano massivo? Devo essere conscio che ciò sostanzialmente mi preclude la possibilità di passare ad un sistema più evoluto in tempi brevi: dopo che in 2/3 anni ho sostituito qualche milione di misuratori con 1G nuovi, è pensabile pensare di iniziare ad installare dei nuovi e superfighi misuratori, magari 4G e che fanno pure il caffé? E di quelli nuovi che nel frattempo ho installato che ci faccio? Li butto, con una grossa perdita economica? Li tengo  in esercizio fino allo scadere dei 15 anni, generando così una Italia spaccata a metà e, cosa ben peggiore, creando una inefficienza pazzesca dato che bisogna tenere in vita 2 sistemi di misura sovrapposti (e si badi bene: per quanto retrocompatibili è impensabile che dei misuratori diversi tra loro possano funzionare a pieno regime con lo stesso sistema centrale+concentratori)? Chi paga tutto ciò? (suggerimento: inizia con c e finisce con liente)

Senza contare, poi, la dura realtà dei fatti: i 2G, le cui caratteristiche rispondono a quanto richiesto dalla normativa e dalla regolazione, sono stati sviluppati, industrializzati e – presumibilmente – anche messi in produzione massiccia e sono pronti ad essere installati. Che ci facciamo? Cambiamo la normativa e li buttiamo a mare? E i sunk cost derivanti chi se li accolla? (vedi suggerimento precedente)

No, da come stanno le cose la soluzione più razionale è quella di sfruttare l’occasione e installare dei misuratori di nuova generazione. Ciò, tra l’altro, porta benefici ad entrambe le parti in gioco:

Da una parte, E-Distribuzione (ma anche il cliente, naturalmente!) ha interesse ad investire nella propria infrastruttura, e nello specifico nei misuratori 2G, per tantissimi motivi, tecnici ed economici.  Tra i primi, possiamo citare, ad esempio, il miglioramento del monitoraggio della rete in generale e delle interruzioni in particolare (funzionalità last gasp, molto utile), nonché delle performance del sistema di misura (grazie ai 2 canali di chain 1), mentre tra i secondi, oltre agli attesi aumenti di efficienza in alcuni processi-chiave sia aziendali (manutenzioni/perdite “commerciali”/pronto intervento in caso di interruzioni) che di sistema (settlement), è fondamentale il mantenimento di un adeguato n livello di RAB, cosa necessaria per restare appetibili agli occhi del mercato/analisti/investitori e assicurarsi un futuro prospero (con tutto quello che ciò comporta: investimenti, occupazione, riflessi positivi sui territori gestiti ecc.).

Dall’altra, ci sono i clienti. Per questi, il passaggio agli smart meter 2G, segna un grosso balzo in avanti in termini di capacitazione (marchio registrato), almeno potenziale, dato che permette di superare il peccato originale dell’attuale sistema 1G: essere sostanzialmente chiuso ai clienti finali (con buona pace del mitologico display a cristalli liquidi che nemmeno le calcolatrici che uscivano dai fustini di detersivo del discount e utile quanto una forchetta per bere il brodo). E’ indubbio, infatti, che la possibilità (parola chiave, cfr. infra), di poter monitorare in tempo reale i propri consumi è di enorme importanza per rendere palese il vincolo causale tra comportamenti->consumi->bollette, cosa oggi impossibile. La disponibilità crescente di tali informazioni permetterà – finalmente – l’accumulo di conoscenza da parte dei clienti finali che, in questo modo, capiranno sempre più le caratteristiche base del settore (oggi del tutto oscuro) e saranno in grado di meglio barcamenarsi nel procelloso mare delle offerte presenti nel mercato elettrico. Inoltre, all’aumentare della conoscenza del mercato da parte del cliente, queste ultime andranno inesorabilmente ad aumentare di numero e, soprattutto, di raffinatezza in modo da soddisfare le richieste – crescenti – di una clientela sempre più conscia delle proprie esigenze e delle conseguenze delle proprie scelte.

Sul tema della disponibilità dei dati è poi doveroso aprire una parentesi: le caratteristiche base dei misuratori 2G (Allegato A alla Delibera 87/2016/R/eel) comprendono tra l’altro la “Segnalazione al dispositivo (il famoso “smart info”, ndr) di imminente intervento del limitatore, in relazione alla derivata in aumento della potenza istantanea“, mentre i dati sui consumi – sebbene non validati – avranno disponibilità immediata (come più volte ribadito anche dall’AEEGSI: cfr presentazione AEEGSI alle associazioni dei consumatori su smart meter 2G); questi ultimi, anche qualora fossero con granularità quartoraria, sarebbero comunque di grandissimo aiuto per i clienti finali/fornitori di servizi ad alto valore aggiunto dato che l’unità di tempo elementare del mondo elettrico è proprio  il quarto d’ora. Sul tema in esame, quindi, sostenere il contrario significa, nel migliore dei casi, sostenere qualcosa di errato.

Non dimentichiamoci infine che anche una fatturazione near real time basata su dati di consumo effettivi (possibile grazie al combinato disposto dell’acquisizione giornaliera e non più mensile delle letture e miglioramento della performance nell’esecuzione di tale attività), la possibilità di effettuare switch in pochissimo tempo/infra-mese e la possibilità di impostare offerte commerciali maggiormente su misura (grazie ad una maggiore granularità delle fasce orarie e facilità di configurazione) sono tutti elementi che contribuiranno fattivamente a trasformare radicalmente, seppur progressivamente il mercato nei prossimi anni.

Semplicemente, pensare che l’attuale configurazione del mercato elettrico retail possa sopravvivere immutata a se stessa ancora a lungo nell’era dell’informazione e del su misura è pura utopia. Ci vorrà del tempo, ma ci si arriverà. E un sistema di misura (ma sarebbe meglio chiamarlo informativo) che fornisca le a tutti i soggetti informazioni complete, attendibili e tempestive ed  è la pietra da cui partire.

Quando detto finora significa forse che siamo nel migliore dei mondi possibili? Assolutamente NO! Si potrebbe/sarebbe potuto fare di meglio? Certamente!

Innanzitutto, ci si poteva svegliare un po’ prima ed iniziare ad immaginare il misuratore del futuro con un certo margine, magari meno stringente, così da permettere analisi più approfondite su molte tematiche, non ultime le soluzioni tecniche da adottare, coinvolgendo ancora di più tutti gli stakeholder.

Inoltre, sarebbe opportuno meglio chiarire alcuni aspetti di interesse generale come ad esempio:

  • Quale sarebbe stato il delta costo unitario (i.e. per misuratore) nel caso di adozione di soluzioni alternative alla PLC per la chain 2 (quella misuratore->cliente) tali da permettere una connessione diretta tra misuratore e apparati nella disponibilità del cliente (ad esempio: WiFi, Bluetooth).
  • Fattibilità tecnica delle soluzioni appena ricordate. Difatti, non va dimenticato un elemento molto importante: non sempre i misuratori sono in casa! Se fossero centralizzati, magari in cantina, il Bluetooth non sarebbe nemmeno ipotizzabile…il WiFi non ne ho idea.
  • Il costo dell’ apparecchio tipo “smart info” e informazioni in merito: dove si compra, come si installa (è plug&play?!), interoperabilità (cioè..ne compro uno, di una qualsiasi marca e questo funziona senza problemi o qualcuno ha l’esclusiva?) ecc. ecc. (da considerare a latere che sulla fornitura di tale apparecchio si potrebbero fondare molte offerte commerciali….tipo i modem per le offerte adsl/fibra).
  • Quanto costa il singolo misuratore per gli altri operatori che dovessero decidere di convergere su tale modello/tecnologia?
  • Livello di performace atteso della chain 2, elemento cruciale affinché il sistema di misura si trasformi in un sistema informativo efficace ed efficiente al servizio del mercato.

Infine, un appunto. Ma veramente è possibile pensare che, per una società che mediamente investe ogni anno circa € 1 miliardo (€ 1.000.000.000) per interventi sulla propria rete, un investimento di € 4,4 mld in 15 anni precluda ogni altro tipo di investimento, finanche quelli importantissimi per aumentare la resilienza del sistema elettrico (su cui tra l’altro è in corso un importante tavolo tecnico operatori/RSE proprio sul tema dei manicotti di ghiaccio)?! No, dai…seriamente… non è evidentemente possibile se non con un grande esercizio di benaltrismo, specialità olimpica tutta italiana!

 

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:

Immagine1

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!!!!)