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29 luglio 1999

Considerazioni integrative alla nota del 5 luglio 1999 su "La regolazione delle tariffe elettriche per la liberalizzazione del mercato"

Documento per il Governo ai sensi dell'articolo 2, comma 6, della legge 14 novembre 1995, n. 481

1 Premessa

1.1 A seguito della trasmissione della nota predisposta dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas in data 5 luglio 1999 su "La regolazione delle tariffe elettriche per la liberalizzazione del mercato", si sono tenuti incontri tra l'Autorità e il Governo.

Nel corso degli incontri il Governo ha sottolineato le esigenze di sviluppo dei servizi di pubblica utilità del settore dell'energia elettrica che corrispondono agli interessi generali del Paese, con particolare riguardo alla necessità di assicurare gradualità e massima chiarezza nella transizione verso il nuovo ordinamento nel quale si svilupperà il settore elettrico e di stimolare politiche aziendali volte alla riduzione dei costi, allo sviluppo degli investimenti e all'impiego di nuove tecnologie in una prospettiva di stabilità di lungo periodo, anche al fine di creare le condizioni migliori per il collocamento in borsa dell'Enel Spa. Sono stati inoltre richiesti all'Autorità chiarimenti e precisazioni su alcuni punti della nota del 5 luglio 1999, fermo restando il potere discrezionale dell'Autorità nella scelta degli strumenti di regolazione tariffaria.

1.2 Nella nota del 5 luglio 1999 e nelle presenti considerazioni sono illustrate le nuove regole tariffarie che l'Autorità intende seguire nel fissare i limiti massimi ai prezzi, al netto delle imposte, che i distributori praticheranno ai clienti vincolati. Le nuove tariffe, che si articoleranno in diverse voci, coprono i costi delle differenti attività elettriche.

1.3 Nel nuovo ordinamento, i livelli tariffari trovano fondamento su una ricognizione dei costi delle diverse attività del settore elettrico, secondo la metodologia già esposto nella nota del 5 luglio 1999 (paragrafo 5.2 e segg.). Il vigente livello tariffario non può essere di guida, essendo rimasto sostanzialmente invariato dal 1994, quando venne definito sulla base dei costi dell'Enel, allora ente pubblico, come desunti dai dati consuntivi per l'esercizio 1992 e dei dati previsionali relativi all'esercizio 1993.

Inoltre le determinazioni tariffarie di allora hanno definito l'articolazione delle tariffe per classe di utenza sulla base di criteri diversi da quello della rispondenza ai costi. La ricognizione degli attuali costi del settore elettrico è quindi essenziale anche per razionalizzare la struttura tariffaria per le diverse tipologie di utenza.

1.4 L'impostazione che l'Autorità intende dare alla determinazione dei nuovi livelli tariffari e al loro aggiornamento riflette le differenti prospettive di liberalizzazione nelle diverse attività (generazione, trasmissione, distribuzione e vendita), e tiene conto, per ciascuna attività, delle differenze tra gli attuali livelli tariffari e il livello dei costi riconosciuti (1).

1.5 Le presenti considerazioni integrative illustrano aspetti che nella precedente nota erano trattati sinteticamente e sviluppano meccanismi di regolazione tariffaria specificamente finalizzati a soddisfare le esigenze di interesse generale espresse dal Governo. In particolare:

  1. il livello tariffario del primo anno di applicazione e le modalità di applicazione dei successivi aggiornamenti per le attività di trasmissione e di distribuzione e vendita (capitolo 2);
  2. il livello tariffario del primo anno di applicazione e le modalità del passaggio al mercato per l'attività di generazione (capitolo 3);
  3. le modalità di individuazione e quantificazione dei costi che risultano non recuperabili a seguito dell'attuazione della direttiva europea 96/92/CE, e che possono quindi essere ammessi a compensazione nel quadro degli oneri generali di sistema, nonché delle plusvalenze che la liberalizzazione può evidenziare in relazione ad alcuni tipi di produzione di energia elettrica (capitolo 4).


1.6 Quanto contenuto nella precedente nota del 5 luglio 1999 e nelle presenti considerazioni riguarda i criteri generali a cui l'Autorità intende attenersi nella determinazione delle tariffe per la trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica, e, per la generazione, il percorso di transizione verso il mercato dell'energia elettrica all'ingrosso nel quale le tariffe saranno sostituite da prezzi contrattati.

Entro il prossimo mese di settembre l'Autorità intende pubblicare un documento per la consultazione in materia di tariffe di fornitura dei servizi elettrici agli utenti finali e successivamente un documento per la consultazione in materia di perequazione dei costi di distribuzione. I provvedimenti che saranno emanati dopo la consultazione completeranno la riforma tariffaria iniziata con la deliberazione 26 giugno 1997, n. 70/97, sull'inglobamento in tariffa dei sovrapprezzi, e con la deliberazione 18 febbraio 1999, n. 13/99, sulle condizioni tecnico economiche del servizio di vettoriamento dell'energia elettrica.

Le considerazioni del presente documento sono fornite con particolare riferimento alle modalità attraverso le quali l'Autorità ha ritenuto di dare attuazione agli indirizzi formulati dal Governo nel Documento di programmazione economico - finanziaria per gli anni 2000 - 2003.

Esse, unitamente agli elementi a suo tempo già definiti nel provvedimento di riordino delle tariffe di vettoriamento (deliberazione dell'Autorità n. 13/99), ovvero già sottoposti a consultazione attraverso la pubblicazione di documenti preliminari nell'ambito del procedimento per la definizione delle tariffe di fornitura agli utenti finali, saranno poste a base delle ulteriori determinazioni sulle quali sarà condotta una nuova fase di consultazione.

In questo modo l'Autorità garantirà ai soggetti interessati la necessaria trasparenza e controllabilità delle modalità con le quali è stata data attuazione agli indirizzi di politica generale formulati dal Governo e alle esigenze di sviluppo dei servizi di pubblica utilità.

2 Trasmissione, distribuzione e vendita ai clienti vincolati

2.1 Per le attività di trasmissione, distribuzione e vendita ai clienti vincolati il passaggio ai nuovi livelli tariffari, determinati secondo la metodologia esposta nella nota del 5 luglio 1999 (sezione 5) e già applicata con la deliberazione dell'Autorità n. 13/99 in materia di condizioni tecnico-economiche del servizio di vettoriamento dell'energia elettrica, si colloca in un percorso di riduzione graduale a partire dai livelli tariffari attuali.

2.2 La durata del periodo di regolazione delle attività di trasmissione, distribuzione e vendita a clienti vincolati viene fissata in quattro anni, in considerazione della necessità di fornire agli operatori un elevato grado di certezza sui futuri livelli tariffari.

2.3 Per l'anno 2000:

  1. nel caso del trasporto di energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale, i corrispettivi che i distributori dovranno pagare al gestore della rete di trasmissione nazionale saranno fissati in linea con i corrispettivi di vettoriamento introdotti dalla deliberazione dell'Autorità n. 13/99. Questi corrispettivi consentiranno al gestore della rete di trasmissione nazionale di riconoscere canoni ai proprietari delle infrastrutture rientranti nell'ambito della rete stessa. Nel caso dell'Enel, relativamente alla consistenza al 18 febbraio 1999 delle infrastrutture di trasmissione, come definita dalla stessa società, tali canoni consentiranno la copertura dei costi, nella misura riconosciuta dall'Autorità per l'attività di trasmissione, fissati pari a 1384 miliardi di lire.
  2. nel caso delle attività di distribuzione e vendita, i parametri della relativa componente della tariffa saranno fissati in modo da assicurare all'Enel, nell'assetto e consistenza di tali attività, come definite dalla società stessa, al 18 febbraio 1999, la copertura dei costi, nella misura riconosciuta dall'Autorità per tali attività, fissati pari a 10260 miliardi di lire.(2)


2.4 Successivamente, all'interno del primo periodo di regolazione, i corrispettivi unitari di trasmissione, che finanziano i canoni riconosciuti ai proprietari delle infrastrutture comprese nell'ambito della rete di trasmissione nazionale, saranno aggiornati applicando una riduzione annuale, in termini reali, pari al 4%. I parametri relativi all'attività di trasmissione contenuti nella tariffa saranno aggiornati in modo da consentire ai distributori di recuperare dall'utenza quanto corrisposto al gestore della rete di trasmissione nazionale a titolo di corrispettivi di trasmissione. Analogamente, i parametri della componente tariffaria riguardante distribuzione e vendita saranno aggiornati applicando una riduzione annuale, in termini reali, pari al 4%.

2.5 Nel periodo di regolazione le imprese saranno indotte a perseguire aumenti di produttività dal fatto che la dinamica dei parametri è prefissata e quindi ogni miglioramento introdotto ha positivi effetti sulla redditività delle imprese stesse.

Nel nuovo ordinamento tariffario proposto dall'Autorità tale effetto si estende per una durata media superiore a quella del periodo di regolazione. Infatti l'Autorità, a motivo dei tempi tecnici occorrenti per la raccolta e l'elaborazione dei dati, nella fissazione dei livelli tariffari per l'anno 2000 fa riferimento ai costi relativi all'esercizio 1997. Qualsiasi recupero di produttività ottenuto dalle imprese negli anni 1998, 1999, 2000 e 2001 andrà a beneficio delle stesse fino alla successiva revisione del livello tariffario che avverrà al termine del primo periodo di regolazione, cioè con decorrenza dal 2004, e che assumerà come riferimento i dati relativi all'esercizio 2001. Analogamente, assumendo una durata di quattro anni anche per il secondo periodo di regolazione, con tasso di riduzione annuale dei parametri tariffari da definire, ogni ulteriore recupero di produttività conseguito dalle imprese negli anni 2002, 2003, 2004 e 2005 rimarrà a totale beneficio delle stesse fino all'anno 2008, quando il livello tariffario verrà rivisto facendo riferimento ai dati relativi all'esercizio 2005. Conseguentemente, anche se in occasione della revisione periodica delle tariffe al termine di ciascun periodo di regolazione i nuovi livelli tariffari venissero determinati esclusivamente in relazione ai costi medi delle imprese, i benefici derivanti da aumenti di produttività conseguiti dalle imprese verrebbero trasferiti ai consumatori con un differimento variabile da tre a sei anni; per un periodo medio di quattro anni e mezzo l'impresa potrebbe trarre beneficio dalle riduzioni dei costi conseguite.

Al fine di accentuare l'incentivo per le imprese ad aumentare la produttività, viene stabilito che i livelli tariffari all'inizio del successivo periodo di regolazione siano determinati in modo da ripartire tra le imprese e l'utenza le eventuali riduzioni dei costi che siano state conseguite nel periodo precedente grazie ad aumenti di produttività che eccedano la misura predeterminata con la riduzione del 4% annuo nei parametri tariffari.

Il valore (di rimpiazzo) del capitale investito a cui verrà fatto riferimento nella fissazione dei livelli tariffari all'inizio del secondo periodo di regolazione potrà derivare, in alternativa ai valori contabili, da una stima peritale che l'Autorità commissionerà ad una società specializzata.

Nella ripartizione del beneficio tra imprese e utenti, la quota lasciata alle imprese sarà non superiore al 50%. Si tiene in ciò conto del fatto che investimenti finalizzati a incrementi di produttività entrano, all'inizio del successivo periodo di regolazione, a far parte del capitale investito cui è assicurata la remunerazione.

Pertanto, il livello tariffario per il primo anno del secondo periodo di regolazione verrà determinato:

  1. definendo, per ciascuna attività, un livello dei costi non più alto del valore medio tra i costi rilevati per l'anno di riferimento (l'ultimo per il quale i dati di costo saranno tempestivamente disponibili, presumibilmente il 2001 per il periodo di regolazione 2004 - 2007) ed i livelli dei ricavi tariffari per lo stesso anno, come determinati dalla dinamica tariffaria definita all'inizio del periodo di regolazione;
  2. individuando, sulla base del suddetto livello dei costi, i nuovi parametri tariffari;
  3. aggiornando questi parametri attraverso una loro riduzione annuale, in termini reali, del 4%, per il periodo intercorrente tra l'anno di riferimento e l'anno di applicazione.


Nel meccanismo delineato, la tutela del consumatore è assicurata dalla garanzia di riduzione delle tariffe, entro il primo periodo di regolazione, del 4% annuo in termini reali. Se le imprese avranno realizzato incrementi di produttività superiori a quanto necessario per assicurare tale riduzione, almeno metà del miglior risultato andrà a beneficio dei consumatori nel periodo immediatamente successivo.

3 Generazione di energia elettrica

3.1 Le modalità di approvvigionamento da parte dei distributori dell'energia elettrica destinata alla fornitura ai clienti vincolati si modificheranno nel tempo, in conseguenza dell'attuazione di quanto disposto dal decreto legislativo n. 79/99. E' possibile individuare due stadi transitori, prima che si possa raggiungere l'assetto istituzionale ed organizzativo a regime.

3.2 Nel primo stadio i distributori acquisteranno l'energia elettrica destinata alla fornitura dei clienti vincolati direttamente dai produttori, in quanto l'acquirente unico non sarà ancora stato istituito o comunque non avrà raggiunto la piena funzionalità. Sarà quindi necessario mantenere una regolazione diretta dei prezzi di cessione dell'energia elettrica dai produttori ai distributori, anche in considerazione del fatto che le controparti di tali transazioni potrebbero essere parte dello stesso gruppo societario (come nel caso delle attuali imprese produttrici - distributrici). L'Autorità fisserà un prezzo di cessione all'ingrosso dell'energia elettrica.

Nel secondo stadio l'acquirente unico, assunta la piena funzionalità, si approvvigionerà di energia elettrica e potenza dai produttori sulla base di contratti stipulati con procedure trasparenti e non discriminatorie, al fine di garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica e, attraverso le imprese distributrici - fornitrici, la fornitura di energia elettrica. I prezzi di cessione dell'energia elettrica dall'acquirente unico ai distributori saranno fissati dall'acquirente unico stesso, sulla base di direttive formulate dall'Autorità ai sensi dell'art. 4, comma 5, del decreto legislativo n. 79/99. Le direttive dell'Autorità prevederanno che i prezzi di cessione siano fissati ad un livello tale da coprire i costi sostenuti dall'acquirente unico per l'approvvigionamento dell'energia elettrica dai produttori, nonché i costi di funzionamento dell'acquirente unico stesso.

A decorrere dall'1 gennaio 2001 l'acquisto e la vendita dell'energia elettrica all'ingrosso (includendo le transazioni tra produttori ed acquirente unico) potranno avvenire sulla base di offerte gestite dal gestore del mercato, come previsto dall'art. 5, comma 2, del decreto legislativo n. 79/99. Il prezzo di cessione dell'energia elettrica dall'acquirente unico ai distributori rifletterà i prezzi ai quali l'acquirente unico acquisterà tale energia, attraverso il sistema delle offerte organizzato dal gestore del mercato o con contratti bilaterali, maggiorati di una componente a copertura dei costi di funzionamento dell'acquirente unico.

3.3 Il prezzo di cessione dai produttori ai distributori nel primo stadio e, successivamente, dall'acquirente unico ai distributori, opportunamente modificato per tenere conto delle perdite di energia elettrica nel trasporto fino ai clienti finali, determinerà il valore della componente di tariffa a copertura dei costi di acquisto dell'energia elettrica.

3.4 L'acquirente unico sarà obbligato ad acquistare "economicamente", ovvero acquistare alle migliori condizioni disponibili. Da un punto di vista di regolazione tariffaria risulta necessario assicurarsi che l'acquirente unico abbia accesso a condizioni di approvvigionamento (condizioni offerte direttamente dai produttori e prezzi prevalenti nel sistema delle offerte organizzato dal gestore del mercato) basati sui costi di produzione dell'energia elettrica, come avverrebbe qualora il settore della generazione di energia elettrica fosse caratterizzato da attiva concorrenza tra produttori.

Peraltro, l'assetto della generazione elettrica prefigurato dal decreto legislativo n. 79/99, nel quale l'Enel Spa manterrà, anche dopo il 2003, il controllo di una quota prossima al 50% dell'energia elettrica prodotta o importata in Italia, fa ritenere che permanga, almeno per alcuni anni, una posizione dominante nella generazione dell'energia elettrica (e nella vendita dell'energia elettrica all'ingrosso). L'Autorità esercita, almeno sino a quando permarrà la posizione dominante di un singolo esercente, le funzioni di controllo dei prezzi rientranti nelle proprie competenze, nelle forme della sorveglianza sul mercato dell'energia elettrica all'ingrosso in relazione a criteri da essa fissati per la negoziazione dei prezzi (prezzi di riferimento), e, solo se necessario, attraverso la determinazione di un prezzo di cessione.

3.5 Sia il prezzo di cessione che l'Autorità fisserà nel primo stadio transitorio, sia il prezzo di riferimento utilizzato successivamente ai fini di vigilanza, si applicheranno alla cessione di energia elettrica prodotta da qualsiasi impianto.

Il prezzo di cessione dell'energia elettrica dai generatori ai distributori per la fornitura ai clienti vincolati, al netto della quota a copertura dei costi di combustibile, sarà fissato per l'anno 2000 nella misura risultante dall'applicazione del metodo descritto nella sezione 5 della nota del 5 luglio 1999 e sarà compreso tra 46 e 48 lire/kWh, pari al valore medio unitario dei costi fissi riconosciuti dall'Autorità per la produzione nazionale, sulla base della rilevazione dei costi degli operatori esistenti.

Tale livello del prezzo di cessione appare remunerativo per un nuovo operatore che entri nel sistema, essendo certamente non inferiore ai livelli di ricavo unitario prevalenti sui mercati internazionali. Livelli superiori costituirebbero fonte di rendita per i nuovi entranti.

L'aggiornamento periodico del prezzo di cessione o di riferimento sarà effettuato dall'Autorità utilizzando modalità distinte per la parte commisurata alla copertura dei costi fissi della produzione di energia elettrica e per la parte commisurata alla copertura dei costi di combustibile. La parte commisurata alla copertura dei costi fissi sarà mantenuta constante, in termini nominali, fino all'anno 2002. Tale parte potrà in seguito variare, anche tenendo conto di stime peritali che l'Autorità potrà commissionare ad una società specializzata. La parte commisurata alla copertura del costo del combustibile verrà fissata, in ogni bimestre, pari al costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali (Ct), come definito dalla deliberazione dell'Autorità n. 70/97.

Il prezzo di cessione o di riferimento, includendo una componente a copertura dei costi variabili di combustibile e, per la restante parte, basandosi sui costi fissi della produzione nazionale, risulterà, rispetto alla situazione attuale, in una maggiore valorizzazione:

  1. della produzione idroelettrica e geotermoelettrica delle imprese produttrici-distributrici (3), dal momento che il prezzo di cessione o di riferimento includerà una componente a copertura dei costi variabili (di combustibile), che invece questi impianti non sostengono e per i quali nel sistema vigente non viene riconosciuto un contributo tariffario;
  2. dell'energia elettrica importata, in base a contratti di lungo termine già in essere alla data del 19 dicembre 1996, a condizioni più favorevoli rispetto ai costi medi nazionali, alla quale non potrà non essere applicato il medesimo prezzo di cessione o di riferimento che si applicherà all'energia elettrica di produzione nazionale.


3.6 Questa maggiore valorizzazione, qualora fosse lasciata a beneficio delle imprese produttrici-distributrici ed importatrici, creerebbe posizioni di rendita per le imprese stesse e genererebbe un onere per il sistema elettrico, come conseguenza diretta del processo di liberalizzazione, imponendo ai consumatori maggiori esborsi tariffari non riferiti a maggiori costi.

Nel caso dell'energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici, tale conseguenza deve essere evitata assoggettando questa energia (4) a maggiorazioni ai corrispettivi di uso delle reti di trasporto, ai sensi dell'art. 3, comma 10, del decreto legislativo n. 79/99, fino alla scadenza delle attuali concessioni di derivazione d'acqua per usi idroelettrici e di utilizzo delle risorse geotermiche a scopo termoelettrico. Il gettito di queste maggiorazioni potrà essere utilizzato per il finanziamento di oneri generali afferenti al sistema elettrico.

Nel caso delle importazioni di energia elettrica, l'Autorità provvederà a determinare modalità e condizioni di ripartizione della capacità di interconnessione con l'estero, non già utilizzata da contratti di lungo termine in essere alla data del 19 dicembre 1996, ai sensi dell'art. 10, comma 2, del decreto legislativo n. 79/99, anche attraverso meccanismi di mercato.

3.7 Il prezzo di cessione o di riferimento, fissato con le modalità sopra definite, una volta corrisposte le maggiorazioni previste al paragrafo 3.6, risulta in un ricavo medio unitario per la generazione di energia elettrica significativamente inferiore rispetto a quello implicito negli attuali livelli tariffari. A questo proposito occorre considerare che:

  1. l'art. 1, comma 1, della legge 14 novembre 1995, n. 481, prevede che l'Autorità, nell'esercizio delle funzioni di regolazione, assicuri condizioni di economicità e redditività agli esercenti ed inoltre che il sistema tariffario debba armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse;
  2. il Documento di programmazione economico - finanziaria per gli anni 2000 - 2003, con riferimento alla definizione del nuovo ordinamento tariffario per il settore elettrico, afferma che gli obiettivi di "efficienza economica e finanziaria delle tariffe sono conseguibili attraverso interventi sulle tariffe e sui corrispettivi che, a partire dagli attuali livelli, ne determinino una graduale riduzione, secondo meccanismi predefiniti, in modo da stimolare politiche aziendali volte alla riduzione dei costi, allo sviluppo degli investimenti ed all'impiego di nuove tecnologie in una prospettiva di stabilità di lungo periodo".


Pertanto, al fine di garantire la necessaria gradualità nel passaggio al nuovo ordinamento tariffario, l'Autorità intende riconoscere per gli anni 2000 e 2001, all'energia elettrica prodotta dalle imprese produttrici - distributrici, ad eccezione di quella ammessa ai contributi ai sensi dei provvedimenti CIP n. 34/1990 e n. 6/1992, una ulteriore componente del prezzo di cessione o di riferimento, stimabile in circa 6 lire/kWh. Questa componente sarà compensata con le maggiorazioni ai corrispettivi di uso delle reti di trasporto, come delineate nel paragrafo 3.6, qualora dovute.

Inoltre, l'Enel Spa beneficerà della maggiore valorizzazione che il prezzo di cessione o di riferimento assicurerà all'energia elettrica importata sulla base di contratti di lungo termine in essere alla data del 19 dicembre 1996, come evidenziato nel paragrafo 3.5. Questa maggiore valorizzazione, che si evidenzierà nel corso della durata dei contratti, potrà essere attualizzata dall'Enel Spa attraverso;

  1. ove possibile, la cessione di tali contratti,
  2. il ricorso a contratti bilaterali, fisici o finanziari, nei quali vengono cedute a un terzo operatore, contro un corrispettivo a pronti, rispettivamente, l'energia elettrica importata o la maggiore valorizzazione di tale energia.


4 Individuazione e quantificazione di alcuni oneri generali afferenti il sistema elettrico

4.1 La transizione da un sistema soggetto a regolazione tariffaria ad un sistema nel quale, almeno per quanto riguarda l'attività di generazione di energia elettrica, è previsto un assetto concorrenziale, può rendere impossibile, per l'Enel Spa e le altre imprese produttrici-distributrici, il recupero di parte dei costi già sostenuti per lo sviluppo del parco di generazione. Potranno quindi emergere minusvalenze relativamente a investimenti effettuati e costi non recuperabili in relazione ad impegni contrattuali assunti in passato.

4.2 I costi non recuperabili saranno ammessi al meccanismo di compensazione previsto per gli oneri generali afferenti al sistema elettrico, finanziato attraverso una quota del corrispettivo di uso delle reti di trasporto dell'energia elettrica. Gli incrementi di valorizzazione della produzione idroelettrica e geotermoelettrica delle imprese produttrici - distributrici, derivanti dalla liberalizzazione del settore elettrico, descritti nel paragrafo 3.5, potranno essere utilizzati come poste compensative di costi non recuperabili sostenuti dalla stessa impresa; alternativamente, potranno essere trasferiti a beneficio dell'utenza, attraverso maggiorazioni ai corrispettivi di uso delle reti per il trasporto dell'energia elettrica a cui tali incrementi di valorizzazione si riferiscono.

Il meccanismo di compensazione dei costi non recuperabili si applicherà, per ciascuna impresa produttrice-distributrice esistente alla data del 18 febbraio 1999, ai costi ammessi, al netto degli eventuali incrementi di valorizzazioni che la liberalizzazione dovesse evidenziare in favore dell'impresa stessa.

4.3 Al fine dell'ammissibilità deve trattarsi di costi non recuperabili:

  1. che derivino da investimenti rispetto ai quali la maggior parte dei costi sono riferiti ad obbligazioni assunte anteriormente al 19 dicembre 1996 o da impegni contrattuali assunti prima della stessa data, aventi giustificazione di opportunità economica nel momento e nel contesto in cui furono decisi, o che comunque siano stati imposti all'impresa da interventi di normazione o di programmazione,
  2. che emergano come diretta conseguenza dall'attuazione in Italia della direttiva europea 96/92/CE.


Rientrano nella definizione:

  1. gli investimenti in impianti di generazione di energia elettrica in servizio, esclusi quelli ammessi a contribuzione ai sensi dei provvedimenti Cip n. 34/1990 o n. 6/1992;
  2. gli impegni contrattuali di importazione di gas naturale dalla Nigeria.


4.4 Per ciascuna delle due categorie individuate, la quantificazione dei costi non recuperabili da ammettere a compensazione in favore delle imprese che li hanno sostenuti, al netto degli incrementi di valorizzazione da liberalizzazione di cui le stesse hanno beneficiato, deve comunque essere effettuata considerando che:

  1. la capacità dell'impresa di recuperare i costi connessi ad investimenti ed impegni contrattuali assunti varia nel tempo. Analogamente, variano nel tempo gli incrementi nella valorizzazione di altri investimenti. Ciò dipende principalmente dall'effettivo grado di liberalizzazione raggiunto dal settore elettrico e dal prezzo ricevuto per la vendita dell'energia elettrica all'ingrosso. L'esatta quantificazione del livello dei costi non recuperabili al netto degli eventuali incrementi di valorizzazione, anche se sulla base di criteri predefiniti, può quindi solo essere determinata a posteriori;
  2. fino a quando l'Autorità determinerà il prezzo di cessione o di riferimento per l'energia elettrica all'ingrosso, la quantificazione dei costi non recuperabili dovrà avvenire rispetto a tale prezzo.


4.5 Il meccanismo di quantificazione dei costi non recuperabili ammessi a compensazione e delle valorizzazioni da liberalizzazione fa riferimento a formule che consentono, anno per anno, di stabilire il valore di tali costi e incrementi.

A. Investimenti in impianti di generazione di energia elettrica

4.6 Nel caso degli investimenti in impianti di generazione, il meccanismo si applicherà unicamente nei confronti degli impianti ammessi a compensazione dei costi non recuperabili. Questi includono gli impianti in servizio rispetto ai quali la maggior parte dei costi sono riferiti ad obbligazioni assunte anteriormente al 19 dicembre 1996, ad esclusione di quelli ammessi a contribuzione ai sensi dei provvedimenti CIP n. 34/1990 e n. 6/1992. Il decreto legislativo n. 79/99 prevede infatti che l'energia prodotta da questi ultimi impianti venga ceduta al gestore della rete di trasmissione nazionale a prezzi fissati dall'Autorità; per questa energia elettrica non si determinano quindi costi non recuperabili.

4.7 Alla fine di ciascun anno verrà determinato l'ammontare dei costi non recuperabili ammessi a compensazione per il complesso degli impianti ammessi, come: dove:

  • CNR rappresenta l'ammontare dei costi non recuperabili ammessi a compensazione nell'anno per il complesso degli impianti ammessi;
  • RR rappresenta il livello dei ricavi riconosciuti dall'Autorità, relativamente agli impianti ammessi a compensazione dei costi non recuperabili, per la copertura dei costi operativi, degli ammortamenti calcolati sulla base di aliquote economico-tecniche e di una congrua remunerazione del capitale investito valutato ai costi di rimpiazzo;
  • Vcnr,J, relativamente alla produzione degli impianti ammessi alla compensazione dei costi non recuperabili, è definito come:
    dove
    • CtJ è costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, come definito dall'art. 6 della deliberazione dell'Autorità n. 70/97, relativo al J-esimo bimestre;
    • VJ è il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso nel bimestre J, espresso in lire/kWh;
  • kWhJè la produzione complessiva di energia elettrica, nel bimestre J, degli impianti dell'impresa ammessi a compensazione dei costi non recuperabili.


4.8 Inizialmente il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso sarà determinato dall'Autorità, sotto forma di prezzo di cessione o di riferimento, come delineato nel paragrafo 3.4. Successivamente allo sviluppo di condizioni concorrenziali nell'attività di generazione, il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso verrà determinato come media dei prezzi rilevati per le transazioni sul sistema delle offerte organizzato dal gestore del mercato e delle transazioni bilaterali.

4.9 Il meccanismo sarà operante dall'1 gennaio 2000 e si applicherà per un periodo di sette anni.

4.10 Nella suddetta formula, il parametro CNR rappresenta la differenza tra i costi fissi riconosciuti dall'Autorità per gli impianti considerati e la quota dei ricavi da cessione di energia elettrica da questi prodotta che può convenzionalmente essere considerata destinabile, benché non necessariamente sufficiente, alla copertura di tali costi fissi.

A livello di singolo impianto questa quota dei ricavi può essere insufficiente a coprire i costi fissi. In tal caso una parte dei costi fissi riconosciuti non sarà recuperabile dalla cessione di energia elettrica sul mercato, e il parametro CNR assumerà valore positivo. Nei casi in cui la quota dei ricavi destinabile alla copertura dei costi fissi sia superiore ai costi fissi riconosciuti, l'impresa beneficerà di una plusvalenza, evidenziata da un valore negativo del parametro CNR. Per il complesso degli impianti l'ammontare CNR risulterà dalla comma algebrica di valori positivi e negativi riferiti ai singoli impianti.

4.11 I ricavi da cessione di energia elettrica destinabili alla copertura dei costi fissi dipendono dal tipo di impianto. Nel caso degli impianti termoelettrici, tali ricavi sono pari ai ricavi totali derivanti dalla cessione di energia elettrica al netto dei costi di combustibile. Ai fini dell'applicazione del meccanismo di compensazione dei costi non recuperabili, l'energia elettrica si assume ceduta al prezzo V, anche qualora venga venduta sul mercato libero, mentre i costi di combustibili sono calcolati utilizzando il costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, come definito dall'art. 6 della deliberazione dell'Autorità n.70/97.

4.12 Nel caso degli impianti idroelettrici e geotermoelettrici, sono destinabili alla copertura dei costi fissi gli interi ricavi da cessione di energia elettrica, non essendoci da coprire costi di combustibile. Anche in questo caso si assume che la cessione di energia elettrica avvenga al prezzo V, indipendentemente dalla destinazione di tale energia. Dal momento che, come sopra evidenziato (si veda paragrafo 3.5), il prezzo di cessione V fissato dall'Autorità comprende una componente a copertura dei costi variabili (di combustibile) della produzione di energia elettrica, è probabile che, per gli impianti idroelettrici e geotermoelettrici, i ricavi da cessione di energia elettrica al prezzo V siano più che sufficienti a coprire i costi fissi riconosciuti dall'Autorità. In questo caso emerge la già evidenziata maggiore valorizzazione dell'energia elettrica prodotta da questi impianti.

4.13 Il ricavo complessivamente ottenuto da una impresa che serve unicamente il mercato vincolato comprenderà il ricavo da cessione dell'energia elettrica al prezzo V ed il contributo a compensazione dei costi non recuperabili CNR, e sarà quindi pari a . Il ricavo complessivamente ottenuto da una impresa che serve unicamente il mercato libero comprenderà il ricavo da cessione dell'energia elettrico al prezzo P, liberamente contrattato, e il contributo a compensazione dei costi non recuperabili, e sarà quindi pari a . Il meccanismo di compensazione dei costi non recuperabili proposto non dà pertanto luogo a distorsioni nella scelta delle imprese di utilizzare i propri impianti di generazione per la fornitura del mercato libero o di quello vincolato, in quanto il contributo ricevuto è indipendente dalla destinazione della produzione e dal prezzo a cui, nel caso di vendita dell'energia elettrica sul mercato libero, la sua produzione è ceduta.

4.14 Il contributo a copertura dei costi non recuperabili dipende dal prezzo di cessione o di riferimento per l'energia elettrica all'ingrosso fissato dall'Autorità; minore è tale prezzo, e quindi i ricavi ottenibili dalla vendita di energia elettrica all'ingrosso, maggiore è il contributo a copertura dei costi non recuperabili. Il meccanismo proposto assicura quindi alle imprese la copertura di un livello prefissato di costi fissi di generazione, indipendentemente dalle quantità di energia elettrica effettivamente venduta e dai prezzi di cessione o di riferimento per tale energia fissati dall'Autorità, riducendo in questo modo le incertezze per l'impresa sulla possibilità di coprire i propri costi fissi nel nuovo assetto liberalizzato del settore elettrico.

4.15 Il meccanismo proposto assicura l'utilizzo efficiente degli impianti di generazione in quanto, come nel regime attualmente vigente, il costo variabile riconosciuto nel prezzo di cessione all'energia elettrica prodotta da qualsiasi impianto di generazione per il mercato vincolato è indipendente dal tipo di impianto; è pertanto stimolato l'utilizzo degli impianti a costo variabile inferiore.

4.16 Nel caso di cessione ad un terzo operatore di impianti ammessi al meccanismo di compensazione dei costi non recuperabili, l'acquirente subentra nei diritti e negli oneri derivanti dall'applicazione del meccanismo delineato, limitatamente agli impianti acquisiti. In particolare, il parametro RR per l'impresa cedente verrà diminuito dei ricavi riconosciuti relativi agli impianti ceduti. Per l'acquirente, il meccanismo di quantificazione si applicherà utilizzando un parametro RR pari al ricavo riconosciuto degli impianti acquisiti e facendo riferimento alla produzione annuale degli stessi impianti.

Nel caso in cui la vendita di impianti avvenga entro il 31 dicembre 2002 con procedure trasparenti e competitive, l'acquirente non sia collegato all'impresa cedente e lo stesso non controlli, anche attraverso altre società di un gruppo di imprese di cui è parte, una quota superiore al 20% della capacità di generazione o importazione di energia elettrica in Italia, l'impresa cedente può richiedere all'Autorità che gli impianti ceduti vengano esclusi, dalla data di cessione, dal meccanismo sopra delineato e che si proceda alla liquidazione, a titolo di compensazione per costi non recuperabili, della differenza tra valore contabile degli impianti ceduti alla data della cessione, al netto dell'ammortamento economico-tecnico, e valore di cessione degli impianti stessi.

B. Impegni contrattuali di importazione di gas naturale dalla Nigeria

4.17 Nel caso degli impegni contrattuali di lungo termine assunti dall'Enel Spa anteriormente al 19 dicembre 1996 per l'importazione di gas naturale liquefatto dalla Nigeria, i costi non recuperabili ammessi a compensazione si riferiscono ai maggiori oneri derivanti dalla sopravvenuta forzata rilocalizzazione degli impianti di atterraggio e rigassificazione del gas naturale liquefatto. L'ammontare dei costi non recuperabili ammesso a compensazione sarà determinato, ogni anno, come:
dove:

  • CNR rappresenta l'ammontare dei costi non recuperabili ammessi a compensazione, al netto di eventuali incrementi di valorizzazione,
  • CCJgas rappresenta il costo unitario di importazione del gas naturale di provenienza nigeriana nel bimestre J, come definito sulla base degli impegni contrattuali assunti anteriormente al 19 dicembre 1996;
  • CRJgas rappresenta la valutazione del gas naturale impiegato nella generazione di elettrica nel bimestre J, come determinato dalla deliberazione dell'Autorità n. 70/97;
  • GNJ rappresenta la quantità di gas naturale importata utilizzata nel bimestre J.


4.18 Il meccanismo sarà operante dall'1 gennaio 2000 e si applicherà per un periodo di sette anni.

5 Conclusioni

5.1 Le riduzioni di tariffa previste devono essere valutate a fronte di una costanza tariffaria negli ultimi anni che ha consentito alle imprese elettriche di distribuire i costi fissi su quantità vendute crescenti e di beneficiare interamente dei miglioramenti di produttività realizzati.

5.2 Le determinazioni dell'Autorità in materia tariffaria sono solo uno degli aspetti che contribuiscono a determinare il valore di mercato di una impresa elettrica. In particolare, l'esperienza internazionale mostra con chiarezza che il valore del capitale investito utilizzato a fini regolatori non viene considerato dagli operatori sui mercati finanziari come un indicatore attendibile del valore dell'impresa all'atto del collocamento o di una acquisizione, che solitamente risulta significativamente più alto.

Anche la limitata esperienza italiana degli ultimi mesi conferma questa regolarità. Nel caso di Aem Spa di Milano e di Acea Spa di Roma, il valore dell'impresa desumibile dal prezzo di collocamento in Borsa è risultato superiore, rispettivamente, di circa il 75% e il 55%, al valore del capitale investito che si può stimare applicando la metodologia utilizzata dall'Autorità (il fatto che le due imprese operano anche in settori diversi da quello elettrico non toglie significatività all'osservazione).

(1) I costi riconosciuti dall'Autorità comprendono, con riferimento alla gestione caratteristica del servizio elettrico, i costi operativi, principalmente i costi delle risorse esterne, tra cui il costo del personale e quello relativo agli acquisti di materiali, e gli ammortamenti delle immobilizzazioni, calcolati secondo criteri economico-tecnici, nonché una congrua remunerazione del capitale investito

(2) Avendo il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 25 giugno 1999, pubblicato nel Supplemento ordinario alla Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 151 del 30 giugno 1999, ricompreso nella rete di trasmissione nazionale alcune delle infrastrutture che l'Enel precedentemente definiva di distribuzione, la copertura dei costi riconosciuti nella misura indicata nel testo avverrà non solo attraverso la componente dei vincoli tariffari a copertura dei costi di distribuzione, ma anche, relativamente alle suddette infrastrutture, attraverso i canoni riconosciuti

(3) Esclusa quella ammessa ai contributi ai sensi dei provvedimenti CIP n. 34/1990 e n. 6/1992.

(4) Ad eccezione di quella ammessa ai contributi ai sensi dei provvedimenti CIP n. 34/1990 e n. 6/1992.