Alcune brevi considerazioni sui Titoli di Efficienza Energetica

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

Lo scenario non è propriamente roseo.

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

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

Alta domanda e bassa offerta generano necessariamente prezzi elevati.

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

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

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

Unbundling: chiusura di un ciclo e prospettive future

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ma, ovviamente, c’è di più. 

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

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

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

Monitoraggio Attività AEEGSI – Anno 2016

Archiviato il 2016, è tempo di bilanci (energetici…ah-ah…battutona).

L’Autorità quest’anno, ed in particolar modo a dicembre, ha “sballato”, superando non solo la soglia psicologica dei 700/atti/anno, ma sfondando anche quella  degli 800!

Di questi, ben 127 (il 15,4%) sono stati approvati nel solo mese di dicembre che, così, diventa immediatamente il mese a maggior “intensità regolativa” di sempre.

Per essere esatti, 824, ovvero ben 2,25 atti/giorno (sabati e domeniche incluse!) o 3,75 atti/giorno (considerando 220 gg lavorativi). Tanto per fare dei confronti, nel 2015 gli atti totali erano stati “solo” 668, mentre nel 2014 la miseria di 654; tra il 2016 ed il 2015, quindi, c’è stato un incremento del 23% del volume di attività dell’AEEGSI.

Non c’è che dire! Un modo più che  degno di festeggiare i 20 anni di onorata attività!

In generale, l’AEEGSI in questo 2016, rispetto anche al 2015, si è concentrata maggiormente sulle delibere, che nel mix pesano per ben il 91% (87% nel 2015), e meno sulle consultazioni, che scendono dal 9% del 2015 al 5% del 2016 (in valori assoluti: 43 DCO nel 2016 Vs 57 nel 2015).

Per quanto riguarda i settori, vale la regola che il primo amore non si scorda mai, dato che a farla da padrona è – come sempre – l’energia elettrica con 292 atti, pari al 35% , seguita a una certa distanza dal gas con 199 atti (24%) e dal sistema idrico con 109 atti (13%).

Focalizzandoci sulle sole delibere (che come abbiamo visto pesano il 91% del totale), possiamo dire che  – con qualche approssimazione – che circa la metà del lavoro dell’AEEEGSI nel 2016 è stato dedicato alla regolazione di settore pura: 412 delibere – ovvero il 55%  delle delibere e il 50% del totale –  è di tipo regolatorio (R). Del tempo restante, una buona parte è dedicata ad attività di enforcement della regolazione (delibere E, 101, pari al 13%) e a procedimenti sanzionatori (delibere S, 97 pari al 13%).

E per il 2017, cosa dobbiamo aspettarci?

Beh, casomai dovesse arrivare anche il settore dei rifiuti urbani e assimilati (cosa che come cittadino mi auguro!), non c’è che un imperativo: Sfondare quota 1.000!!!!

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!)?.

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!

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.

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.

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.

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.

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!

Fusione Italgas – F2i? Perché si, perché no

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

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

Vediamo un po’ di numeri….

Italgas (Fonte: Sito societario e dati AEEGSI)

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

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

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

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

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

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

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

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

Tutto bene, dunque? Non proprio.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Non resta che aspettare e vedere quello che succede!

Monitoraggio Attività AEEGSI – Febbraio 2016

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

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

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

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

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

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

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

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:

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:

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:

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;
• T_P è l’aliquota di incidenza delle imposte sul risultato d’esercizi;
• tc_p è l’aliquota fiscale per il calcolo dello scudo fiscale degli oneri finanziari;
• g_p,s è il livello di rapporto tra costo del debito e l’equity;
• F_p,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 T_P (aliquota di incidenza delle imposte sul risultato d’esercizio) e tc_p 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:

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!!!!)

Monitoraggio Attività AEEGSI – Gennaio 2016

Eccoci qui ad iniziare un nuovo entusiasmante anno della strabiliante, fantastica, insostituibile rubrica sul monitoraggio dell’attività dell’AEEGSI!

Non perdiamo tempo e andiamo a vedere mese di Gennaio 2016.

Dopo la tradizionale abbuffata di atti di fine anno (89 nel dicembre 2015), si ricomincia – sempre rispettosi della tradizione – in (relativa) surplace: nel mese in esame sono stati approvati “solo” 31 atti.

Naturalmente, il confronto Gennaio t Vs Dicembre t-1 ha poco senso, vista la già descritta e nota “stagionalità” dell’attività dell’AEEGSI, dove gennaio tradizionalmente è piuttosto off-peak.

Più sensato, invece, il confronto con i mesi di gennaio degli anni precedenti.

Il gennaio 2016, in questo senso, con i suoi 31 atti approvati si colloca tra i migliori degli ultimi 4 anni, superato di poco solo da gennaio 2013 quando gli atti approvati sono stati 35. Rispetto al gennaio 2015, poi, si registra un leggero aumento dell’attività (31 atti Vs 27; ovvero +15% circa).

La stragrande maggioranza degli atti approvati sono costituiti da delibere (28 su 31; 90%). Queste ultime sono composte, oltre da delibere regolatorie (Tipologia R, 10) da delibere amministrative e sanzionatorie (8 e 6, rispettivamente).

A livello di settore, nel mese quello più rappresentato è stato quello amministrativo (9 atti), a pari merito con il gas e seguiti dal settore elettrico (8). Più staccato il settore idrico (solo 2 atti).

Si registrano infine 2 DCO relativi al settore gas (1 a gennaio 2015; 3 a dicembre 2015) ed un parere.

Vi lascio con i consueti, bellissimi, grafici e tabelle esplicative.