Distribution Tariffs: What they are and how they are calculated (Italian case)

A natural monopoly, in the more compelling sense of the term, means that the optimum number of firms in the market is equal to one.

By definition, the natural monopoly implies that the costs incurred by a company in distributing the entire quantity demanded of a good or service are lower than those that would support more companies simultaneously on the market. Under these conditions, the presence of a single, or few, operators is more efficient than a plurality of companies.

The field of power distribution in Italy, has been recognized by the Authority for Electricity and Gas as a unique example of “natural monopoly.” To make it so it is mainly the technical characteristics and the importance of fixed costs, typical of this industry. Therefore, this business has always been subject to a strong regulation that aimed to encourage virtuous behavior for the collectivity and to prevent cross-subsidies from other industry segments.

(Note: Click here to read the Italian Version of this article)

For this reason, and because of the national interest involved, the electrical distribution was only partially touched by the liberalization process that affected the Italian electricity industry at the end of the nineties. Nowadays, power distribution in Italy is carried out by some operators who have obtained state permits, issued on March 31st, 2001, and expiring December 31st, 2030.

According to the legislation distribution companies, cannot sell energy. The laws approved after the liberalization of the market, imposed to distributors with more than 100,000 end customers, the separation, both at the corporate and at a functional level, of sales and distribution activities. In practice, what actually happened was the constitution by large production companies of separate societies for distribution: (Like Enel Energia and Enel Distribuzione, or A2a Energia and A2a Reti Elettriche).

Apart from that, the most remarkable thing is that distributors must provide the same service to end users regardless of who is the provider of the customer, ensuring an equal treatment to all operators.

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Revenues of distribution companies undergo a strong regulation: The Government defines the maximum revenue admitted, that have to cover the costs arising from the service, the remuneration of operating costs and the return on investment, through a system of fees and equalization.

Article. 2 paragraph 17 of Law 481/95 establishes the maximum unit prices for distribution services, net of taxes. The ultimate aim of these prices, according to the Authority would be to:

  • Ensuring the quality of the service for a given period according to established standards
  • Cover any costs resulting from unforeseeable and exceptional events or changes in the law
  • Cover the costs of interventions to control and manage demand through the efficient use of resources.

The Authority is also responsible for updating the above tariffs, taking into account the impact of inflation in the market, and the total costs incurred by distribution companies.

The tariff components are therefore based on the average costs provided by the various operators, with particular emphasis on operating costs, depreciation and return on invested capital.

Operating expenses respond to the price cap methodology, also known as incentive regulation. This type of mechanism is used with the aim of reducing costs, through the regulation of prices. It established a maximum price that can be demanded by distributors to the end users. This value is updated according to a recovery efficiency index (called X-factor) and the consumer price index calculated by ISTAT.

About return on equity, the Authority stated that the premium to be paid to investors must ensure the systematic risk, ie the risk that cannot be avoided by operators.

According to what above mentioned, it is clear that any company operating in the distribution industry could simply under-invest, and count on the remuneration linked to investments implemented at a national level. The average industry costs are largely attributable to the investment policies of Enel Distribuzione, owner of a large percentage of the national network, and considered the main reference in terms of standard costs.

The logic adopted by AEEG to determine the distribution sector prices is therefore that of a correspondence of prices and costs, paying charges to operators that have actually faced them. These tariffs differ by type of consumers, classified as follow:

  1. a) Domestic low voltage uses
  2. b) Public lighting low voltage uses
  3. c) Low voltage uses different from previous ones
  4. d) Public lighting average voltage uses
  5. e) Medium voltage uses different from point d)
  6. f) High and very high voltage uses
  7. g) Very high voltage uses with rated voltage between phases greater than 220KV

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Distribution costs cover a significant portion of the electricity bill, specifically, about a 10-11%. The AEEG subdivision often includes them under the heading of network services, along with dispatching costs.

This is because the distribution activity refers to the operation and maintenance of electrical networks at a local level. Distributors are, in fact, the owners of the local electricity grids and meters. They are the ones who make the hook-ups, (for example when there is new urbanization), or the maintenance in case of failure. In particular, the distributors are responsible for meter reading, and the management of the detected data.

Sales companies contact with distributors for different activities, such as:

  • The receipt of consumption data of final customers
  • The correct header of the supply owners. (Each turner request must also be communicated to the distributor.)
  • The management of practices coming from customers requests, like power increases, checks or closures of meters or connections of new meters.

The distribution fees are compulsory for all final customers except for households in low voltage.

The rate has a trinomial structure divided as follows:

  • Quota Fissa (in € cents per year and distribution point)
  • Quota Potenza (in € cents per kW per year)
  • Quota Energia (in € cents per kWh)

The main part is the Quota Energia, which is variable and linked to consumption.

These rates are established annually and updated by the Authority for Electricity and Gas. They cover costs related to infrastructure for distribution and transmission and those related to services delivery.

In addition there are the costs related to the imbalances of the equalization system of power distribution and those of integration mechanisms.

In fact, the costs incurred by distributors in the course of their activities, are influenced by factors like the characteristics of the clients and some external factors beyond the company’s control, for which in the presence of a single national rate, should be supported by the introduction of appropriate mechanisms to ensure the equalization of those costs.

Last but not least ,these tariffs include the costs, paid for continuous improvements of the electricity service.

Below we list the table with the distribution fees, for year 2016.

Maria Mura | Energy Procurement Consultant


Tariffe di Distribuzione: Quali sono e come vengono calcolate.

Monopolio naturale, nell’accezione piú stringente del termine, significa che il numero ottimale di imprese presenti sul mercato é pari a uno.

Per definizione il monopolio naturale implica che i costi sostenuti da un’impresa nel distribuire l’intera quantità domandata di un bene o servizio sono inferiori a quelli che sosterrebbero più imprese contemporaneamente presenti sul mercato. Sotto queste condizioni, la presenza di un unico, o di pochi, operatori è più efficiente di una pluralità di imprese.

Il settore della distribuzione elettrica in Italia, è stato riconosciuto dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas come un peculiare esempio di “monopolio naturale”. A renderlo tale sono principalmente le caratteristiche tecnologiche e la rilevanza dei costi fissi, tipici di questo settore. Di conseguenza, é sempre stato sottoposto a una regolazione che ha mirato parallelamente ad incentivare i comportamenti virtuosi per la collettivitá e ad impedire sussidi incrociati verso altri segmenti della filiera.

Per questo motivo, e visto l’interesse nazionale che ricopre, la distribuzione elettrica é stata solo parzialmente interessata dal processo di liberalizzazione che ha investito il settore elettrico italiano alla fine degli anni novanta.

La distribuzione in Italia, ad oggi, viene realizzata da alcuni operatori che hanno ottenuto delle concessioni statali rilasciate il 31 marzo 2001, con scadenza il 31 dicembre 2030.

Per legge le imprese distributrici, non possono vendere energia, ma devono limitarsi all’attivitá di distribuzione. Questa normativa ha imposto ai distributori con piú di 100.000 clienti finali, la separazione, tanto a livello societario come funzionale, delle attivitá di vendita e distribuzione. Nella pratica, in realtá ció ha comportato semplicemente che le grandi aziende di produzione e vendita costituissero societá separate per la distribuzione: (Vedasi Enel Energia e Enel Distribuzione, o A2a Energia e A2a Reti Elettriche).

Uno degli elementi più importanti da tener presente è che i distributori devono garantire il medesimo servizio ai clienti finali indipendentemente da chi sia la società di vendita con la quale il cliente abbia stipulato un contratto. In questo modo viene assicurata la parità di trattamento anche quando si è in presenza di gruppi societari che possono ricomprendere sia una società di distribuzione che una società di vendita.

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I ricavi delle imprese distributrici sono oggetto di forte regolamentazione: é infatti lo Stato che definisce gli introiti per la copertura dei costi derivanti dall’erogazione del servizio, la remunerazione dei costi operativi e il ritorno sugli investimenti effettuati, attraverso un sistema tariffario e perequativo.

L’art. 2 comma 17 della legge 481/95 stabilisce dei prezzi massimi unitari per i servizi di distribuzione, al netto delle imposte.

Lo scopo ultimo di queste tariffe, secondo l’AEEG sarebbe quello di:

  • Garantire la qualitá del servizio per un dato periodo rispetto a standard prefissati
  • Coprire eventuali costi causati da eventi imprevedibili ed eccezionali o da mutamenti del quadro normativo
  • Coprire dei costi derivanti da interventi volti al controllo e alla gestione della domanda attraverso l’uso efficiente delle risorse.

L’Autoritá si occupa anche dell’aggiornamento delle suddette tariffe, tenendo conto dell’impatto dell’inflazione nel mercato, e del totale degli oneri sostenuti da parte delle imprese distributrici.

Le componenti tariffarie si basano dunque sui costi medi forniti dai diversi operatori, con particolare enfasi su costi operativi, ammortamenti e remunerazione del capitale investito.

I costi operativi rispondono alla metodologia del price cap, o regolamentazione incentivante. Questo tipo di meccanismo viene utilizzato con l’obiettivo di ridurre i costi, attraverso la regolamentazione dei prezzi. Viene quindi stabilito un tetto massimo di prezzo che puó essere richiesto all’utenza finale dall’impresa distributrice. L’aggiornamento di questo prezzo viene effettuato sulla base di un indice di recupero dell’efficienza (definito X-factor) e l’indice di prezzi al consumo determinato dall’ISTAT.

Rispetto alla remunerazione del capitale di rischio, l’Autoritá ha stabilito che il premio da corrispondere agli investitori deve garantire la copertura del rischio sistematico, ossia quel rischio che non puó essere evitato dagli operatori.

Da quanto sin qui evidenziato, appare chiaro che una qualsiasi impresa operante nel settore della distribuzione sia portata a sottoinvestire, potendo sempre contare sulla remunerazione legata agli investimenti attuati a livello nazionale. I costi medi di settore sono in gran parte riconducibili alle politiche di investimento di Enel Distribuzione, proprietario di una vasta percentuale della rete nazionale, e quindi referenza principale in tema di costi standard del servizio.

La logica adottata dall’AEEG per determinare le tariffe del settore della distribuzione é quindi quella della corrispondenza di prezzi e costi, al fine di retribuire gli oneri ai soggetti che gli hanno sostenuti. Tali tariffe si differenziano per tipologia di utenze, che ricordiamo sono cosí classificate:

  1. Utenze domestiche in bassa tensione
  2. Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica
  3. Utenze in bassa tensione diverse dalla precedenti
  4. Utenze in media tensione di illuminazione pubblica
  5. Utenze in media tensione diverse da quanto riportato al punto d)
  6. Utenze in alta e altissima tensione
  7. Utenze in altissima tensione con tensione nominale tra le fasi superiore a 220kV

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I costi di distribuzione coprono una fetta rilevante della bolletta elettrica, precisamente, circa un 10-11%. Nella suddivisione dell’AEEG rientrano spesso sotto la voce di servizi di rete, insieme ai costi di dispacciamento. Questo perché l’attività di distribuzione consiste nella gestione e manutenzione delle reti elettriche a livello locale. I distributori sono, di fatto, i proprietari delle reti elettriche locali e degli stessi contatori. Sono loro che realizzano gli allacci, (per esempio quando ci sono nuove urbanizzazioni), o le manutenzioni in caso di guasto. In particolare, i distributori sono i responsabili della lettura dei contatori, e del mantenimento anagrafico dei dati attraverso questi rilevati.

Le società di vendita si interfacciano con i distributori per diverse attività, come ad esempio:

  • La ricezione dei dati di consumo effettivi dei clienti
  • La corretta intestazione dei titolari della fornitura. (Ogni richiesta di voltura va comunicata anche al distributore.)
  • La gestione di pratiche provenienti da petizione dei clienti come, aumenti di potenza, verifiche o chiusure del contatore o allacci di nuovi contatori.

La tariffa di distribuzione é obbligatoria per tutti i clienti finali fatta eccezione per le utenze domestiche in bassa tensione.

La tariffa ha una struttura trinomia cosí ripartita:

  • Quota fissa (espressa in cent€ per punto di prelievo per anno)
  • Quota potenza (espressa in cent€ per kW per anno)
  • Quota energia (espressa in cent€ per kWh).

La parte preponderante è ovviamente data dalla quota energia, che è variabile  e correlata ai consumi.

Queste tariffe sono stabilite annualmente e aggiornate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Coprono i costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione/trasmissione e quelli relativi all’erogazione dei servizi. A questi costi si aggiungono quelli per gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasmissione/distribuzione dell’energia elettrica e dei meccanismi d’integrazione. Infatti i costi sostenuti dai distributori nello svolgimento della loro attività, sono influenzati da fattori quali: le caratteristiche della clientela e da fattori ambientali fuori dal controllo dell’impresa, per i quali in presenza di una tariffa unica nazionale, occorre prevedere l’introduzione di opportuni meccanismi di perequazione che garantiscano la copertura di tali costi. Infine coprono i costi destinati a remunerare i miglioramenti continui del servizio elettrico.

A seguire riportiamo la tabella con le tariffe per il servizio di distribuzione, aggiornate all’anno 2016.

Maria Mura | Energy Procurement Consultant

 

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