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.

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).

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.

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. 


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:

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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!

 

Energia&Giornali: Il peggior articolo di divulgazione in materia energetica del 2016?

Proprio quando si sta iniziando a discutere della cosiddetta post-verità (termine che personalmente trovo orribile. Chiamiamole falsità o interpretazione distorte o tendenziose dei fatti), mi è capitato sotto gli occhi questo articolo:

Bollette luce, in arrivo i nuovi contatori intelligenti: ecco come funzionano e chi paga l’installazione

Dato che è un tema di mio interesse ed ero curioso di vedere come veniva affrontato dai media generalisti, ho ben pensato di dargli una letta.

Ebbene, posso affermare che l’articolo in analisi è un serissimo candidato alla (poco) ambita leadership della classifica dei peggiori (pseudo)articoli di “divulgazione” (che Piero&Alberto Angela possano perdonarmi!) in materia energetica del 2016.

Precisiamo subito una questione: è palese che ciò non è dovuto a malafede, quanto piuttosto al modo di fare informazione oggigiorno imperante: un misto di superficialità, spettacolarizzazione di ogni cosa e utilizzo di parole-chiave atte a scatenare l’indignazione del lettore, spesso non addentro al tema trattato. Il tutto, ovviamente, per aumentare le letture e quindi il “valore economico” dell’articolo stesso (il che non è evidentemente sbagliato di-per-sé: mica i giornali campano di aria! Ed un articolo troppo tecnico e dettagliato, per svariati motivi (difficile da capire/lungo da leggere/spesso è assente un “cattivo” contro cui scagliarsi ecc) non genera traffico/copie vendute).

Si tratta infatti di un articolo scritto da un non addetto ai lavori che però, essendo un giornalista, ha utilizzato tutte le classiche tecniche per generare lo sdegno dei lettori (meglio, di una loro parte specifica) verso quei soggetti che nell’immaginario collettivo da sempre incarnano l’archetipo di “potere forte”/”detentore di interessi inconfessabili”/”circolo massonico” o, in via più triviale, di coloro i quali voglio sempre e comunque in*****e i poveri et onestissimi cittadini: governo, multinazionali del terrore, ecc. ecc.

Entriamo un po’ nel dettaglio.

Nell’articolo vengono mischiati senza logica temi diversi (smart meter 2G, fine delle Tutele di prezzo, cablaggio in fibra ottica del paese, l’istruttoria AGCM su E-Distribuzione per i lettori di impulsi dei misuratori (!!!)) e fin qui sarebbe anche quasi accettabile: mica è detto che tutti debbano essere addentro a temi così specialistici!

Il problema nasce quando questi vengono inframezzati da interpretazioni palesemente distorte di alcuni aspetti oppure da vere e proprie invenzioni.

Vediamone degli esempi:

“Evidenti anche gli altri vantaggi. Saranno più veloci ed efficienti le procedure di cambio fornitura e di voltura. Soprattutto in vista del 2018 quando,  con il passaggio obbligatorio al mercato libero, i clienti potranno sfruttare la concorrenza scegliendo le migliori offerte legate alle proprie esigenze, proprio come succede con i cellulari”

Quanto appena riportato è evidentemente una interpretazione distorta dei fatti per almeno 2 ragioni tra esse collegate: (i) ad oggi non c’è niente di certo circa la fine delle tutele di prezzo a partire dal 2018 per il semplice fatto che il DDL Concorrenza, che deve sancire i tempi e i modi di tale fine, è seppellito da qualche parte in Senato e da un po’ non se ne hanno più notizie e (ii) come noto tra gli addetti ai lavori, l’intenzione è quella di mantenere comunque un “servizio universale” (probabilmente simile al servizio di salvaguardia e quindi più costoso della maggior tutela così come la conoscevamo fino al 31.12.2016) per i clienti che decideranno di non passare al mercato libero e, quindi, nessuno sarà obbligato con la forza a passarci.

Vediamo altri esempi:

Le aziende riceveranno un incentivo maggiore, pari a 125 euro, se concluderanno in tempi brevi la sostituzione“.

Oppure:

Sorge, poi, inevitabilmente la domanda: quanto costa cambiare il cantatore? La risposta è abbastanza ovvia. Come tutte le spese sostenute per l’ammodernamento del sistema elettrico, anche questa sarà spalmata sulla bolletta di tutti i consumatori lungo i 15 anni di vita del contatore. Mentre se il cambio dell’apparecchio avviene prima del termine della vita utile (15 anni), la spesa derivante dal cambiamento è a carico dell’azienda. Peccato però che il 99% dei contatori sia stato installato nel 2001. 

Nel caso del primo esempio, si tratta di una dichiarazione proveniente dall’associazione Codici che però, oltre ad essere del tutto carente di dettagli (quali aziende? 125€ in assoluto non mi sembra tutto ‘sto incentivo su piani di miliardi di euro…forse erano €/misuratore messo in servizio?!Mah….! Quali sono i “tempi brevi”? mesi? anni?lustri?!), è completamente, assolutamente, terribilmente errata!

Si tratta di un errore da penna blu cobalto, roba da bocciatura diretta! Dato però che è un tema ultra-tecnico sul punto non si può infierire più di tanto(i 125 infatti sono il limite – nemmeno in euro, ma in percentuale – sia per il rapporto tra spesa unitaria complessiva proposta dall’operatore e spesa unitaria prevista dal regolatore che per la spesa unitaria effettivamente sostenuta. Dall’interazione di questi elementi nella c.d. matrice IQI si determina poi l’incentivo/penalità riconosciuta all’operatore). Dove invece si deve colpire duramente è sulla totale assenza di fact-checking e di imparzialità da parte dell’autore dell’articolo

Da notare inoltre l’utilizzo della classica tecnica giornalistica di creare artificiosamente dicotomie tra “noi”, immancabilmente i buoni, i puri di cuori, i migliori esponenti della ragione e “loro”, brutti, sporchi, cattivi e portatori di inconfessabili interessi di bottega (ovviamente a danno dei “noi”). Non c’è bisogno di dire che il lettore-target tende sempre ad identificarsi con il “noi” e a indignarsi verso “loro”, con tutto il corollario economico che ne segue.

Nel caso specifico, ciò si estrinseca nel dare al “noi” le voci delle varie associazioni dei consumatori  e riportane le dichiarazioni, senza però verificarle in alcun modo e inserendo, anzi, il link alla delibera 646/2016/R/eel dell’AEEGSI sul riconoscimento dei costi degli smart meter 2G, facendo con ciò intendere che quanto riportato sia effettivamente suffragato da questo documento che però, essendo contorto anche per l’esperto di settore oramai rotto a tutto, è quasi indecifrabile da un lettore non addentro a questi temi e che, pertanto, difficilmente riuscirà a capire che dei 125€ (così, assoluti…) non c’è traccia! Sempre in quest’ottica ricade un altro elemento di interesse: nessuno si è degnato di chiedere a “loro” cosa ne pensassero dell’argomento! E si che sarebbe bastato così poco: bastava chiamare E-Distribuzione o l’AEEGSI e chiedere una dichiarazione, facendogli magari anche presente quanto detto dalle altre parti! Invece, niente…nemmeno la frase standard “XXX, a nostra richiesta di commentare, si è rifiutato di rilasciare dichiarazioni”.

Nel caso del secondo esempio, sinceramente non ho parole se non di disappunto: si parte bene, dato che è verissimo che gli investimenti infrastrutturali vengono coperti tramite le tariffe pagate dagli utenti finali ed è altrettanto vero che la vita utile dei sistemi di misura 2G è di 15 anni.

Poi, però, arriva una uscita improvvida e senza fondamento: “Mentre se il cambio dell’apparecchio avviene prima del termine della vita utile, la spesa derivante dal cambiamento è a carico dell’azienda. Peccato però che il 99% dei contatori sia stato installato nel 2001“.

Tale assioma è sostanzialmente fondato su un dato di partenza falso: non è vero, infatti, che “il 99% dei contatori sia stato installato nel 2001ed è la stessa E-Distribuzione a fornire pubblicamente i dati reali, visto che nel proprio piano 2G riporta le installazioni annuali del periodo 2000 – 2016 dei misuratori 1G (cfr. pag. 20). Da questa fonte è possibile vedere che nel 2001 erano stati installati “ben” 109.142 smart meter 1G su un totale attivi al 31.10.2016 di 31.937.278, ovvero “ben” lo 0,34%! Il restante 98,66% ai tempi era ancora elettromeccanico. Al massimo, si può dire che il piano di messa in servizio degli smart meter 2G elaborato da E-Distribuzione tende a “ricalcare” quello seguito per gli smart meter 1G a suo tempo, così da sostituire, negli 8 anni di piano massivo, tendenzialmente degli asset che hanno completato la vita utile.

Ma ciò non è rilevante dato che, anche se tutti i 32 milioni di misuratori installati presso gli utenti BT avessero concluso da anni la loro vita utile, l’equazione proposta dall’articolo non starebbe comunque in piedi . Infatti, affermare che “se il cambio dell’apparecchio avviene prima del termine della vita utile, la spesa derivante dal cambiamento è a carico dell’azienda” è un grosso errore! La verità, in genere, è piuttosto diversa: l’azienda perde le quote di ammortamento residue e la remunerazione del capitale netto residuo dell’asset dismesso, ma dall’altra parte guadagna le quote di ammortamento e remunerazione del nuovo asset installato in sostituzione del vecchio e l’effetto netto di questi due eventi si riverbera sulle tariffe pagate dagli utenti. Poi nel caso degli smart meter 2G la questione si complica ulteriormente dato che verranno comunque riconosciuti in tariffa, fino al loro naturale azzeramento per fine vita utile, tutti gli investimenti relativi agli smart meter 1G esistenti al momento di avvio del piano di messa in servizio degli smart meter 2G ed il riconoscimento degli investimenti (valorizzati in un modo piuttosto complesso) relativi a questi ultimi asset seguirà – in “negativo” – proprio il percorso di fine vita utile degli smart meter 1G.

Quindi, il nesso causale implicito “Misuratori installati nel 2001–> oggi hanno finito la vita utile–>quelli nuovi li paga l’utente (tié…)–>la multinazionale del terrore è furba e, aiutata dai soliti poteri forti, lucra sulle spalle dei cittadini” non sta in piedi.

La verità è che gli investimenti infrastrutturali li paga sempre l’utente e sarebbe quindi più opportuno analizzare la loro bontà/necessità invece che sprecare tempo a cercare complotti lì dove non ci sono. Nel caso specifico, si sarebbe potuto valutare se fosse più opportuno utilizzare gli smart meter 2G per sostituire gli attuali 1G (che andavano comunque cambiati per vari motivi, non ultimo la questione della validità legale delle misure dei misuratori installati pre-2007) oppure continuare con gli 1G (cioè, sostituire gli attuali 1G con altri 1G  nuovi) e utilizzare altri strumenti tecnici/normativi/regolatori per ottenere gli stessi effetti .

Non mancano, infine, le parole-chiave inserite nel testo ed opportunamente sottolineate al solo scopo di solleticare subdolamente il lettore, aizzandolo contro i soliti “poteri forti”. Vediamone un esempio:

Quindi è praticamente impossibile sapere quanto incida sulla singola utenza, perché non si tratta di una voce a sé tipo il canone Rai. L’unica cosa certa è che non dovrebbero esserci aggravi rispetto a quanto già si sta pagando fino ad oggi. Ma la certezza si avrà solo a partire da gennaio 2017.

(Tralasciamo le altre imprecisioni contenute nell’estratto riportato: da gennaio 2017 non si saprà un bel niente, dato che mancano ancora tantissimi step prima che E-Distribuzione – e solo lei per ora – avvii il suo piano 2G i cui primissimi costi si vedranno nel 2018 se tutto va bene e se ci sarà un aggravio o meno è tutto da vedere)

Che senso ha, se non quello prima ipotizzato, buttare nella mischia il famigerato ed esecrato Canone Rai? Non è nemmeno una voce della bolletta, ma un elemento posticcio inserito a forza per finalità politico/amministrative ben precise!

Detto questo, mi auguro che il 2017 porti ad una sana, e necessaria, riflessione sulle modalità di fare informazione.

Monitoraggio Attività AEEGSI – Aprile 2016

Aprile dolce dormire? Certamente non in quel di piazza Cavour! Nel mese in analisi, infatti,l’attività dell’Autorità è stata decisamente intensa…come  peraltro anche in quello precedente.

In particolare, in questo aprile 2016 il Contatt(i)ore ™ si è fermato a quota 65, un numero di atti del tutto assimilabile a quello relativo a marzo 2016, quando  il conteggio aveva taggiunto la ragguardevole quota di 66 (-1, ovvero -1,5%).

Il confronto tra aprile 2016 e aprile 2015, invece, si conclude con un raro pareggio: 65 a 65 (+9, ovvero + 16%), anche se il mix era piuttosto diverso (63 delibere Vs 56; 2 DCO Vs 6).

Gli atti del mese in analisi sono quasi esclusivamente delibere (63 su 65, 97%) (Incrediiiiiibile…..da leggere rigorosamente con la voce di Aldo); i restanti atti sono 2 DCO (167/2016/R/eel su passaggio al SII dell’attività di aggregazione delle misure e, soprattutto il 205/2016/R/Gas sulle modalità di riconoscimento degli investimenti sulle reti gas a partire dal 2017 che, data la sua portata in questo momento storico, merita evidentemente un discorso a parte).

Analizzando nello specifico le delibere, vediamo che quasi il 50% di queste (30 su 63) sono di tipo regolatorio, mentre il restante 50% è equamente distribuito tra le delibere di enforcement (8, 13%), sanzionatorie (S) (8, 13%), amministrative (A) (9, 14%) e relative ai contenziosi (C) (8, 13%), particolarmente numerose nel mese in esame (l’AEEGSI ha fatto molte opposizioni/appelli soprattutto su tematiche relative alle connessioni attive e allo stoccaggio gas).

Nel mese il settore più toccato dall’attività del regolatore è stato quello dell’energia elettrica (29 atti su 65, 45%), che ha quasi doppiato il settore gas (16 su 65, 25%); particolarmente intensa anche l’attività amministrativa (10 su 65, 15%), mentre il settore idrico, per il momento, è in stand-by (la calma prima della tempesta, con tutta probabilità!).

Si segnala, infine, che l’attività di consultazione negli ultimi 2 mesi è stata un po’ fiacca, con solo 2 DCO/mese pubblicati….Magari si stanno preparando per un grandioso exploit estivo (magari con iniziando con i Totex!)?.

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Monitoraggio Attività AEEGSI – Marzo 2016

Premessa: per il mese di marzo andrebbe fatto un monitoraggio, più che delle delibere approvate, delle millemila scadenze relative ad altrettante raccolte dati che ricadono in questo mese!

Giusto per non far nomi, in questo periodo ci sono – tra le altre cose – le indagini annuali dell’AEEGSI, la raccolta dati relativa alla continuità del servizio elettrico, quelle sulla qualità commerciale distribuzione EE/gas e soprattutto il Moloch delle raccolte dati (insieme alla RAB GAS, eh!): quella sulla sicurezza e continuità della distribuzione gas.

Oltre a ciò, poi, c’è da fare i conti con la normale produzione di atti da parte dell’Autorità, piuttosto consistente nel corso del mese di marzo 2016: ben 66 mentre a febbraio 2016 ci si era fermati a quota 46 (+20, ovvero + 43%), mentre a marzo 2015 ci si era spinti fino a 57 (+9, ovvero + 16%). Limitatamente al I° trimestre dell’anno, si tratta del mese con il maggior numero di atti degli ultimi 4 anni. C’è da dire, però, che un numero non insignificante di questi atti è relativo ad attività amministrative interne dell’AEEGSI o a procedimenti specifici a carico/a favore di operatori (avvio procedimenti/irrogazione sanzioni/decisione reclami/rideterminazione tariffe ecc).

Tornando ai nostri 66 atti, tra questi il peso maggiore lo hanno le delibere (60 su 66, 91%), per lo più di regolazione (R, 37 o il 62%), enforcement della stessa (E, 9 o 15%) e di sanzioni (per non aver rispettato la regolazione e a valle dell’enforcement!) (S, 8 o il 13%).

I settori su cui si è più intervenuto sono stati quello elettrico (25, ovvero il 42% del totale delibere) e quello gas (15 ovvero il 25% del totale delibere), mentre il settore idrico, nel mese in analisi, ha ricoperto il ruolo di novello Cenerendolo….ma siamo certi che si rifarà a brevissimo, con le tariffe del MTI-2!

Al contrario dell’attività “deliberativa”, l’attività di consultazione nel mese è stata un po’ sotto tono, soprattutto se confrontata con il mese precedente: solo 2 DCO (assicurazione clienti finali gas e bilanciamento gas) a marzo Vs. i 6 di febbraio, ma ad ogni modo superiore a quella dello stesso periodo dell’anno precedente, quando non furono pubblicati DCO.

Ci sono stati infine 2 pareri (di cui una sull’addebito del canone in bolletta in cui l’AEEGSI dava il suo benestare non senza sottolineare l’esigenza di attribuire parte dei fondi resti disponibili dal governo/Agenzia delle Entrate anche all’AU, a copertura dei suoi costi), 1 segnalazione (sulla situazione – non tanto positiva – delle gare gas di cui abbiamo parlato qui) e 1 memoria (sulla problematica delle statistiche europee in tema di gas naturale ed energia elettrica).

Di seguito trovate i classici et inimitabili grafici e tabelle dati!Diapositiva2Diapositiva1Diapositiva3

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!