Struttura dei ricavi e quadro regolatorio

Nel 2011 i ricavi realizzati dal Gruppo Terna per le attività continuative sono stati 1.636 milioni di euro. Di questi, la parte preponderante (il 94% circa) deriva da attività sottoposte a una remunerazione stabilita dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) e solo il 6% sono relativi ad altre attività, rappresentate principalmente da servizi specialistici resi dal Gruppo Terna a terzi soggetti, quali le attività di manutenzione di impianti AT di altri proprietari, di ingegneria impiantistica, di manutenzione della rete a fibre ottiche di proprietà di terzi, di housing di apparecchiature di TLC, nonché altre attività di consulenza nel settore della trasmissione.

Ricavi regolamentati

I ricavi regolamentati sono generati da diverse componenti tariffarie – la principale delle quali è il corrispettivo di trasmissione– pagate a Terna da differenti categorie di operatori del settore elettrico (Distributori, Acquirente Unico e Utenti del dispacciamento) in proporzione a specifici driver di allocazione stabiliti dall’AEEG (quantità di energia, potenza disponibile, numero di punti di immissione/prelievo).

La determinazione dell’importo unitario delle componenti tariffarie avviene annualmente, da parte dell’AEEG, sulla base di regole definite all’inizio di ogni periodo regolatorio quadriennale. Vi contribuiscono, da un lato, i costi inclusivi di margine che vengono riconosciuti a Terna e dall’altro le quantità di riferimento (previsioni) dei predetti driver di allocazione. Le componenti di costo considerate per la determinazione della tariffa di trasmissione sono in particolare riconducibili a tre categorie:

  • Remunerazione della RAB. Il valore della RAB (Regulated Asset Base - capitale investito regolatorio) viene rivalutato annualmente in base al dato Istat sulla variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi e aggiornato sulla base degli investimenti netti realizzati da Terna. Tali investimenti sono sia di realizzazione d’infrastrutture elettriche (linee e stazioni) per rinnovo o sviluppo della rete (interventi ricompresi nel Piano di Sviluppo della rete) sia di rafforzamento degli strumenti gestionali di altra natura (ad esempio sistemi informatici o tecnologie per aumentare la sicurezza del sistema elettrico). La RAB viene remunerata dall’AEEG a un tasso di rendimento correlato a quelli di mercato, fissato fino al 2011 al 6,9% e a partire dal 2012 all’8,4%. Tale rendimento è maggiorato – per un numero limitato di anni – per alcune categorie d’investimento di sviluppo alle quali viene attribuita particolare rilevanza strategica. Nel 2011 la remunerazione della RAB ha rappresentato circa il 47% dei costi riconosciuti a Terna.
  • Ammortamenti. È previsto l’adeguamento annuale degli ammortamenti riconosciuti per effetto dei nuovi investimenti realizzati, delle dismissioni, del completamento della vita utile dei cespiti e della rivalutazione in base alla variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi. La quota a remunerazione degli ammortamenti ha rappresentato nel 2011 circa il 27% del totale dei costi riconosciuti.
  • Costi operativi. Sono i costi d’esercizio relativi alle attività di trasmissione, dispacciamento e misura e, in generale, ai costi del lavoro, degli approvvigionamenti di beni e servizi che non costituiscono investimenti. La componente a copertura di questi costi, pari a circa il 26% nel 2011, rivalutata annualmente sulla base dell’inflazione e sottoposta a un meccanismo di price cap, ossia decurtata annualmente di un fattore di efficienza. Al termine dei precedenti periodi regolatori, il guadagno di efficienza realizzato eccedente il fattore di efficienza prefissato dal regolatore è stato equamente ripartito tra Terna e gli utenti finali in termini di riduzione della tariffa.

Una volta stabiliti gli importi unitari delle diverse componenti tariffarie, i ricavi realizzati da Terna dipendono dall’effettiva dinamica dei driver di allocazione dei costi riconosciuti e in particolare dell’energia trasportata: essi possono infatti risultare, in conseguenza dell’effetto volume, superiori o inferiori al previsto. La forte contrazione dell’attività produttiva che ha preso avvio nella seconda parte del 2008 unitamente all’incremento dell’energia immessa sulle reti di distribuzione (che soddisfa “localmente” parte della domanda e quindi riduce l’energia trasportata sulla rete di trasmissione) hanno reso meno prevedibile l’andamento dell’energia trasportata e hanno indotto l’AEEG a confermare, per il solo 2012, il meccanismo di parziale sterilizzazione dell’effetto volume introdotto con la Delibera ARG/Elt 188/08. Tale meccanismo prevede che l’AEEG:

  • nel caso di volume consuntivo inferiore a quello utilizzato per le tariffe, integri la remunerazione di Terna per la quota parte dei volumi eccedente una franchigia dello 0,5%;
  • nel caso di volume consuntivo superiore a quello utilizzato per le tariffe, richieda a Terna la restituzione del maggior guadagno per la quota parte dei volumi eccedente una franchigia dello 0,5%.

A partire dal 2013 la tariffa di trasmissione diventerà binomia, ovvero basata su due driver di allocazione: il 95% circa dei costi riconosciuti di trasmissione, oggi interamente allocati in base all’energia trasportata, saranno ripartiti in base alla potenza disponibile ai punti di interconnessione fra la rete di trasmissione e le reti di distribuzione, mentre la parte rimanente sarà allocata in base all’energia trasportata; ciò dovrebbe garantire una maggiore stabilità del gettito tariffario e farà venire meno l’esigenza di un meccanismo di sterilizzazione dell’effetto volume.

Partite passanti

Per mantenere il sistema elettrico in condizioni di equilibrio la capogruppo Terna deve effettuare interventi di regolazione. Questi interventi implicano transazioni di acquisto e vendita di energia effettuate in particolare sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Le norme prevedono che la valorizzazione economica di queste transazioni si chiuda per Terna a saldo zero: si tratta quindi di partite passanti che non influenzano l’importo dei ricavi a margine nel Conto economico del Gruppo Terna. Fa parte di queste partite anche la quota di remunerazione che Terna raccoglie dai distributori e riconosce agli altri proprietari di porzioni di rete facenti parte della RTN.

Nel 2011 i ricavi – e i costi – passanti del Gruppo Terna sono ammontati complessivamente a 5.026 milioni di euro (4.831 nel 2010). Le partite passanti, valorizzate con l’applicazione di specifici corrispettivi tariffari, vengono regolate da Terna con gli operatori di settore. Una voce rilevante delle partite passanti è rappresentata dal cosiddetto uplift, il corrispettivo a copertura degli oneri netti sostenuti per l’approvvigionamento delle risorse sul MSD, che per il 2011 ammonta a circa 1.261 milioni di euro (circa 1.153 milioni di euro nel 2010). L’uplift viene trasferito nella bolletta dell’utente finale. Anche se non influiscono sulla redditività di Terna, i ricavi passanti hanno – anche in ragione della loro entità – importanti ricadute in termini di relazione con gli operatori di settore, per la gestione commerciale-amministrativa dei contratti e delle fatturazioni attive e passive.

Meccanismi incentivanti 2011

L’AEEG ha introdotto specifici schemi di premio/penalità volti a incentivare il miglioramento del servizio, sia in termini di affidabilità tecnica sia in termini economici. Implicito nei meccanismi d’incentivazione è che, a fronte del raggiungimento degli obiettivi, il beneficio per gli utenti del servizio abbia un valore multiplo dell’incentivo erogato a Terna. In particolare per il 2011 erano previsti meccanismi incentivanti:

  • per la qualità del servizio di trasmissione. L’AEEG ha definito (Delibera 341/07) un quadro d’incentivi e penalità, applicabili per il periodo 2008-2011, collegati a due indicatori: ENSR – energia non fornita di riferimento e NDU – numero d’interruzioni della fornitura per utente, misurati rispettivamente a livello nazionale e a livello di ciascuna Area Operativa Trasmissione (AOT). Il premio/penalità viene calcolato moltiplicando un importo prestabilito (15.000 euro per MWh nel caso di ENSR) per la differenza tra valore effettivo e valore obiettivo dell’indicatore, al netto di un intervallo di franchigia (+/-10% del valore targetnel caso dell’ENSR e +/-5% nel caso del NDU). Nel 2008 sono stati determinati i livelli di riferimento e i primi effetti economici del meccanismo di regolazione della qualità del servizio si sono avuti nel 2010;
  • per il miglioramento della previsione del fabbisogno di energia e della produzione da fonte eolica (validi per il periodo 2008-2011);
  • per la riduzione dei volumi delle risorse approvvigionate sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Il meccanismo, originariamente introdotto nel 2007 con durata quadriennale, è stato modificato con Delibera ARG/elt 213/09 ed esteso a tutto il 2012. Il meccanismo in vigore prevede un incentivo unitario differenziato per ciascun anno senza un cap al premio;
  • per l’accelerazione degli investimenti di sviluppo della RTN. Tale meccanismo è stato introdotto dalla Delibera ARG/elt 87/10 e prevede un’extra incentivazione del 3% per i lavori in corso dei progetti di sviluppo a maggior valore aggiunto per il sistema elettrico (risoluzione di congestioni, aumento di capacità di trasporto con l’estero), subordinata al rispetto di una serie di milestone concordate con l’AEEG. A partire dal 2012 vige inoltre l’applicazione di un meccanismo di premi e penalità in caso di anticipo/ritardo nell’entrata in esercizio di interventi di sviluppo.

I premi conseguiti per il raggiungimento nel 2011 degli obiettivi stabiliti nell’ambito degli schemi di incentivazione sono compresi nel complesso dei ricavi regolati. Nel caso dell’incentivo sulla riduzione dei volumi di risorse approvvigionate sul MSD Terna, a fronte del risultato conseguito nel 2010 pari a circa 160 milioni di euro e in considerazione della durata triennale del meccanismo di incentivazione e delle sue caratteristiche, ha rilevato nel Bilancio 2011 ricavi per 66 milioni di euro (a fronte dei 77 milioni di euro rilevati nel 2010), quale adeguamento del relativo fair value, tenuto conto dei rischi normativi e di quelli connessi all’andamento del Mercato Elettrico. 

Meccanismi di incentivazione attivi nel 2011
Obiettivo Anno di introduzione Periodo di validità Range penalità–premio Risultato 2011
Qualità del servizio di trasmissione 2007 (Delibera 341/07) 2008-2011   Premio 7,7 milioni di euro
Miglioramento previsione di produzione da fonte eolica 2007
(Delibera 351/07)
2008-2011 Penalità max 1,5 milioni di euro
Premio max 3 milioni di euro
Premio 3,0 milioni di euro
Miglioramento previsione del fabbisogno 2007 (Delibera 351/07) 2008-2011 Penalità max 5 milioni di euro
Premio max 5 milioni di euro
Penalità 2,5 milioni di euro
Riduzione volumi risorse approvvigionate sul MSD 2009 (Delibera 213/09) 2010-2012 - Premio 16,7 milioni di euro
Accelerazione degli investimenti di sviluppo della RTN 2010 (Delibera 87/10) 2010-2011 in via sperimentale, dal 2012 in via definitiva - Premio 12,9 milioni di euro

Il costo della trasmissione nella bolletta dell’utente finale

In base alla normativa vigente, gran parte dei costi riconosciuti di Terna (partite a margine) viene fatturata ai clienti finali del servizio elettrico dalle imprese distributrici. Pur in assenza di un dato ufficiale di scomposizione del costo per l’utente finale domestico che evidenzi direttamente l’incidenza dei costi derivanti dall’attività di Terna, sulla base dei dati resi noti dall’AEEG si può stimare che i costi di trasmissione pesino circa il 3% sulla bolletta elettrica di un utente domestico tipo(3). Tali costi sono la parte preponderante dei costi riconosciuti di Terna (la considerazione di altre componenti tariffarie minori avrebbe effetti trascurabili), al netto delle partite passanti.

Il nuovo quadro regolatorio

Si è concluso a fine dicembre 2011, con le Delibere n. 199/11 e 204/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, il processo di revisione della regolazione tariffaria che avviene ogni quattro anni e che ha fissato le nuove regole tariffarie applicate alle attività di Terna per il periodo 2012-2015. Si tratta di decisioni molto rilevanti per Terna: oltre il 90% dei ricavi di Gruppo per le attività core continuative dipendono infatti dalle tariffe per il servizio di trasmissione e dispacciamento in Italia.

La revisione ha determinato una rimodulazione delle varie componenti tariffarie – quali la remunerazione del servizio di trasporto e dispacciamento – e degli incentivi riconosciuti per alcune categorie di investimenti; ciò comporterà un conseguente adeguamento nei criteri di selezione degli investimenti di Terna. Di seguito le principali novità.

Investimenti

Il rendimento riconosciuto a Terna cresce dal 6,9% al 7,4% del capitale investito netto, sostanzialmente come riflesso dell’andamento dei tassi di mercato. Per i soli nuovi investimenti viene introdotta una componente di remunerazione pari all’1% del capitale investito netto atta a compensare il ritardo con cui gli investimenti trovano riflesso nelle tariffe, mentre gli incentivi di remunerazione addizionale riconosciuti per 12 anni agli investimenti di sviluppo vengono ridotti; in particolare scendono da 3% a 2% per le interconnessioni con l’estero e per le opere atte a risolvere congestioni fra zone di mercato (investimenti di categoria I3), da 3% a 1,5% per le opere atte a risolvere congestioni interne alle zone di mercato e da 2% a 1,5% per le altre opere di sviluppo.

Come in passato gli ammortamenti riconosciuti verranno determinati anno per anno in base agli investimenti effettivamente realizzati, mentre dal 2012 cessano di riflettere l’applicazione del meccanismo del price cap nel corso del secondo periodo regolatorio.

Costi operativi

L’obiettivo di riduzione – mediante il sistema del price cap – dei costi operativi riconosciuti in termini reali sale dal 2,3% al 3,0% annuo per la trasmissione, per permettere al sistema di riassorbire gradualmente le quote di extra efficienza conseguite nel corso del secondo e terzo periodo regolatorio e rimaste in capo a Terna per l’applicazione del profit sharing, e si riduce dal 1,1% al 0,6% per il dispacciamento. 

Meccanismi incentivanti

Il previgente meccanismo di premio/penalità legato a misure della qualità del servizio fornito è stato semplificato. Dal 2012 infatti la remunerazione incentivante sarà legata a obiettivi di continuità del servizio misurati dal solo indicatore dell’energia non fornita di riferimento.

I meccanismi di premio/penalità legati all’accuratezza della previsione del fabbisogno e della produzione da fonti eoliche non sono stati rinnovati.

Il meccanismo incentivante l’accelerazione degli investimenti di sviluppo è stato rimodulato a valle della sua applicazione sperimentale negli anni 2010-2011. In particolare, a partire dal 2012 diventa operativo il meccanismo di premi/penalità legati alla data di entrata in esercizio delle opere. Inoltre, l’adesione da parte di Terna al meccanismo incentivante l’accelerazione degli investimenti (opzionale senza altre conseguenze fino al 2011) è diventata condizione necessaria per l’accesso all’extraremunerazione del 2% per gli investimenti di categoria I3.

Rimane attivo fino a tutto il 2012, come ultimo anno di validità di uno schema introdotto in precedenza, il meccanismo incentivante legato alla riduzione dei volumi delle risorse approvvigionate sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD).

 

(3) Rapporto fra CTRE e prezzo lordo dell'energia elettrica per un consumatore domestico tipo (famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700 kWh di consumo annuo); elaborazione Terna su dati AEEG.