4.1 Struttura del NEM. 4. NEM. AUSTRALIA.

4. NEM. AUSTRALIA.

4.1 Struttura del NEM.

Per potersi orientare all’interno del sistema tariffario relativo alla trasmissione dell’energia elettrica in Australia, è opportuno fare una panoramica sulle notizie che partono dal momento della riforma del settore elettrico di questo paese fino ad oggi, spiegando le finalità dei vari organi che andremo a citare.

La ristrutturazione dell’industria elettrica australiana è iniziata a partire dal 1990, passando in questi anni attraverso fasi successive, da una struttura monopolistica verticalmente integrata ad uno scenario di completa competizione. Per il periodo di tempo precedente la metà degli anni 90, la maggior parte dell’elettricità commerciata in Australia era posseduta dai governi degli stati; facevano eccezione le poche società municipalizzate e una manciata relativamente piccola di commercianti privati, localizzati in aree remote.

Prima della riforma ogni stato gestiva le proprie strutture di produzione, trasmissione e di distribuzione in modo indipendente l’uno dagli altri. Le reti di trasmissione venivano dunque gestite in ciascuna nazione dai Transmission Network Service Provider (TNSP), e le tariffe per l’utilizzo di queste strutture erano incluse nella tariffa dell’energia pagata da ciascun cliente finale.

La maggiore delle riforme del settore si è avuta il 13 Dicembre del 1998 con la creazione del National Electricity Market (NEM), la cui gestione è affidata ad un organo chiamato National Electricity Market Management Company (NEMMCO). Tale mercato comprende attualmente gli stati di:

• New South Wales;

• Queensland;

• Victoria;

• South Australia;

Gli stati del Western Australia e del Northern Territory non sono collegati al NEM a causa dell’insufficienza delle strutture di interconnessione e della enorme distanza che esiste fra i centri di carico situati in questi territori e la rete di interconnessione del sud-est dell’Australia. Il territorio servito da questo mercato è di circa 7617930 Km2 _{con una popolazione di} 19978100 persone.

Figura 4.1: territorio Australiano.

Il NEM è regolato attraverso un insieme di principi stabiliti all’interno di un codice noto come National Electricity Code (NEC) il quale fino al 1 Luglio 2005 era controllato da una organizzazione indipendente, il National Electricity Code Administrator. Da quella data in poi le funzioni svolte da questa organizzazione sono state rimpiazzate da due nuove entità e cioè:

• l’ Australian Energy Market Commission (AEMC) : è il corpo responsabile per la creazione delle regole e dello sviluppo del mercato elettrico a livello nazionale;

• l’ Australian Energy Regulator (AER) : svolge il controllo economico del mercato elettrico all’ingrosso e delle reti di trasmissione dell’elettricità all’interno del NEM. È anche responsabile per l’applicazione delle leggi e delle regole a livello nazionale.

Il National Electricity Code è autorizzato dall’Australian Competition and Consumer Commission (ACCC), il corpo del Commonwealth Government responsabile dell’amministrazione del Commonwealth Trade Practices Act.

Come risultato della situazione preesistente la liberalizzazione del settore elettrico, si ha che attualmente in ciascuno degli stati che formano il NEM ogni TNSP imposta le tariffe per la trasmissione dell’energia indipendentemente l’uno dall’altro. Come vedremo in seguito però AER definisce quattro classi di servizio.

4.2 Tariffe di trasmissione e distribuzione in Australia.

4.2.1 Limite sul guadagno.

Si è detto come ciascun TNSP definisca le proprie tariffe di trasmissione, stando attento che queste non superino la MAR (Maximum Allowed Revenue) stabilita da AER. In questo paragrafo, specificheremo la formula con la quale viene calcolata la MAR, illustrando sommariamente nel paragrafo 4.4 il funzionamento del foglio di calcolo adottato da AER per l’elaborazione dei dati, relativi a questa attività. Nel definire il limite sul guadagno l’AER adotterà il metodo CPI-X1_{. Una volta determinato il valore del guadagno limite per ciascun} TNSP, questo dovrà rimanere in vigore per un periodo di almeno 5 anni a meno che non si renda necessaria una sua modifica prima dello scadere del termine per motivi imprevisti, come riportato in [33].

Definizione del Guadagno limite.

Il guadagno limite (MAR) viene imposta con la seguente formula (si veda ad esempio [36]):

tax + opex + D + ) RAB * (WACC = tax + opex + capital of return + capital on return = MAR t = dove:

WACC media pesata del costo del capitale (weighted average cost of capital). È calcolato nel modo seguente:

V D r V E r WACC = _e + _d , dove:

re costo del capitale proprio; rd costo del capitale di terzi;

E equity, entità del capitale proprio; D debt, entità del capitale di terzi;

V somma di D e di E.

I valori di re e di rd, sono invece espressi dalle formule seguenti:

(

)

rf tasso di ritorno privo di rischio atteso;

(rm-rf) premio di rischio di mercato: è il premio atteso di ritorno di mercato (rm) meno il tasso di ritorno privo di rischio;

βe rischio sistematico di capitale proprio di una compagnia individuale. m f d r d r = + , dove:

rf tasso di ritorno privo di rischio; dm margine del debito.

Ulteriori dettagli sui parametri utilizzati possono essere trovati in [34].

RAB Regulatory Asset Base. È la riserva di fondi che riflettono l’ammontare totale (in termini di valore attuale) che deve tornare agli investitori in futuro per compensare gli investimenti fatti in passato. Questa variabile sarà descritta successivamente quando verrà illustrato il foglio di calcolo a lei dedicato. La RAB dell’anno t è calcolata come:

capex D

RAB

RAB_t = _t−1− +

D ammortamento(depreciation):

capex spesa in conto capitale (capital expenditure). Saranno descritte al paragrafo relativo.

opex spesa per le operazioni di O&M (operatine and maintenance expenditure). Anche queste verranno descritte nel paragrafo dedicatogli;

tax debito di imposta (tax liability).

Gli obiettivi che AER dovrà raggiungere nella determinazione del guadagno limite, dovranno essere tali da produrre i seguenti risultati principali:

• un ambiente efficiente;

• un regime regolatorio stimolante, il quale fornisca un flusso di reddito commerciale che includa un giusto e ragionevole tasso di ritorno ai TNSP sugli investimenti;

• un ambiente che favorisca un efficiente livello di investimenti;

• un ambiente che favorisca efficienti investimenti nelle attività di O&M;

• un ambiente che favorisca un efficiente uso delle infrastrutture esistenti;

4.3 Parametri delle tariffe di trasmissione.

Le quattro classi per il servizio di trasmissione stabilite da AER sono:

• enrty service : include le spese sostenute per la connessione di un generatore o di un gruppo di generatori ad un singolo punto di connessione;

• exit service : include le spese sostenute per la connessione di un carico o gruppi di carichi ad un singolo punto di connessione;

• Transmission Use of System (TUoS) service: comprende i costi sostenuti per l’utilizzo delle strutture di trasmissione dell’energia elettrica;

• common service : comprendono i costi sostenuti per la qualità e per il mantenimento del sistema in stato di sicurezza.

Il metodo per la delineazione di questi servizi è stabilito in [34].

Le regole per la determinazione della tariffa di trasmissione si articola in tre passi e cioè: 1. allocazione dell’Aggregate Annual Revenue Requirement;

2. allocazione dei costi di trasmissione;

3. determinazione dei prezzi per il servizio di trasmissione.

Andremo adesso ad esaminare ciascuno dei precedenti tre passi. Una spiegazione esauriente è possibile ottenerla consultando [33].

Passo 1.

Per prima cosa occorre definire l’Aggregate Annual Revenue Requirement; questo parametro rappresenta per ciascun TNSP nell’anno t, l’ammontare non eccedente la Maximum Allowed Revenue (MAR) per la fornitura dei servizi di trasmissione prescritti per l’anno t, determinata come già detto in precedenza da AER.

Considerando la classe dei servizi precedentemente descritti, ciascun TNSP dovrà operare una delle seguenti scelte per ciascuna delle sue attività ed i loro costi:

• decidere a quale classe di questi servizi appartengono, seguendo a tale scopo le indicazioni riportate in [34];

• classificarle come costi di O&M.

A seguito di questo processo sarà così possibile determinare l’allocazione dell’AARR per una specifica classe di trasmissione, che in seguito sarà indicata con AARRj.

Passo 2.

L’allocazione dei costi di trasmissione, è la procedura utilizzata per ripartire l’Annual Aggregate Revenue Requirement fra tutti gli elementi dei TNSP utilizzati per la fornitura del servizio di trasmissione; questi dovranno quindi fornire una stima del valore dei costi resisi necessari per esplicare il servizio di trasmissione.

Ciascun TNSP deve allocare il un elemento individuale necessario per il servizio di trasmissione in uno o più dei seguenti elementi:

• elemento entry service;

• elemento exit service;

• elemento del TUoS service;

• elemento common service.

Successivamente l’AARR di un TNSP per ciascuna classe del servizio di trasmissione (AARRj)

deve essere allocata fra gli elementi classificati nella corrispondente classe dei elementi. Questo porterà al seguente formulazione matematica:

∑

ARRij è l’Annual Revenue Requirement per un elemento in una particolare classe; AARRj è l’Aggregate Annual Revenue Requirement per una classe del servizio di

trasmissione;

ORCij è il costo di sostituzione ottimizzato (valore non deprezzato) di un certo elemento;

i è un elemento individuale;

j è la classe di elementi (exit, entry ecc.).

La somma dell’ARRij fornisce l’Annual Revenue Requirement.

Il processo che andremo adesso ad esaminare prosegue allocando i costi dei vari servizi. Il costo per il servizio entry per ciascun punto di connessione è determinato sommando l’ARRij di tutti gli elementi classificati come servizio entry, attribuendo questo costo ai

generatori connessi al punto di immissione. Per il servizio exit valgono le stesse osservazioni delle precedenti, solo che vengono considerate le attività di tipo exit ed i costi sono allocati agli utenti della rete di trasmissione connessi al punto di prelievo.

Per quanto riguarda l’allocazione dell’AARR fra tutti gli elementi dei TNSP utilizzati nella fornitura della TUoS, questa deve essere recuperata attraverso tre componenti. Per ognuna di queste tre componenti nel NEC si provvede a specificarne la composizione ed il metodo di valutazione. Ciò che risulta più importante è la conseguenza che deriva dall’allocazione dei costi, e verrà specificato al punto seguente.

Viene infine determinata l’allocazione dell’AARR fra tutti gli elementi per i costi dei servizi comuni, operazione che viene svolta ogni anno dai TNSP che stimano il prezzo dei servizi comuni per i punti di connessione a cui i clienti del servizio di trasmissione sono connessi.

Passo 3.

• un costo annuale allocato riferibile ad uno o più delle seguenti categorie di costi per ciascun punto di connessione dell’utente alla rete di trasmissione:

1. entry cost; 2. exit cost;

3. negotiated use of system service cost;

4. Generator trasmission use of system service cost:

5. componente di costo d’uso del Customer transmission use of system service cost;

• un costo annuale aggregato allocato ad una o più delle seguenti categorie di costi per tutti i punti di connessione con i clienti della trasmissione connessi alla rete di trasmissione:

1. componente generale di costo del Customer transmission use of system service cost;

2. transmision Customer common service cost.

Queste categorie di costi dovranno essere poi tradotte in prezzi e tariffe, in accordo con quanto detto di seguito.

La tariffa per il servizio entry (exit) imputabile ai generatori (carichi) per il servizio entry (exit) è una quota fissa annuale che ammonta al costo entry (exit) definito in precedenza. La tariffa per il negotiated use of system service ad un punto di connessione di un generatore, viene determinata su libera contrattazione di questo con il TNSP locale usando un prezzo variabile concordato; i proventi recuperati da tale tariffa formano parte dell’AARR del TNSP. La tariffa per il Generator trasmission use of system service cost, serve per recuperare le spese sostenute per l’insatallazione di nuove strutture di trasmissione. La procedura è specificata in [33], e si basa sul reale beneficio da parte del generatore derivante da queste nuove strutture.

I costi della componente Customer transmission use of system service, sono recuperati da ciascun TNSO attraverso l’applicazione delle seguenti componenti :

• componente fissa ($);

• un prezzo basato sull’energia (c/kWh);

• un prezzo basato sulla domanda ($/kW). Questa componente è imputabile ai soli carichi.

L’ultima componente, la transmision Customer common service cost, è recuperata attraverso una tariffa determinata usando i prezzi dei servizi comuni. Ciascun anno finanziario i TNSP devono determinare due prezzi per il servizio comune: il primo è l’energy price che tiene conto del prezzo per unità dell’energia misurata in prossimità del punto di connessione ($/kWh), mentre il secondo è il capacity price che è il prezzo per unità della potenza contrattata per il punto di connessione ($/kW). Entrambi questi valori dovranno essere determinati in modo tale da rispettare delle condizioni specifiche riportate in [33], dove è anche possibile trovare la procedura completa per la determinazione di questa componente.

4.4 Esempio di determinazione del Guadagno limite.

Verrà adesso illustrato il foglio di calcolo Excel (disponibile in [35]) usato per la definizione dei parametri che definiscono la MAR. Il modello utilizzato da AER nell’implementazione di questo sistema informatico è il PTRM - Electricity Module Handbook2_.

Il primo foglio di lavoro è quello denominato Input sheet, nel quale sono impostate le variabili di ingresso del problema divise nelle seguenti sei categorie:

• regulatory asset base (RAB);

• capital expenditure (capex);

• O&M expenditure (opex);

2 _{Il PTRM - Electricity Module Handbook è una semplificazione del metodo originale PTRM (Post – Tax}

Revenue Model), cioè il modello di reddito a netto d’imposta. Questo metodo è stato elaborato da AER per

• costo del capitale;

• previsione della domanda;

• informazioni storiche.

Nella figura seguente viene riportato l’Input sheet.

Figura 4.2: input Sheet(fonte [35])

Vediamo adesso di spiegare le voci che rientrano nei dati iniziali sopra riportarti.

Il RAB è il valore delle attività dalle quali ci si attende un ritorno economico. Questo valore fluttuerà ogni anno per riflettere i nuovi valori di capex e degli ammortamenti, operazione che

Le capital expenditure sono invece quelle risorse destinate a quei progetti che ricadono entro una delle tre seguenti categorie:

• attività di sostituzione;

• attività di rinnovamento;

• attività di incremento.

I valori previsti ($m Year 0) sono registrati nella sezione capex. Il numero delle classi di attività entro questa sezione deve essere uguale al numero di attività registrate nella sezione RAB. Il valore della previsione capex, sono collegati con l’Assets sheet.

Per quanto riguarda le spese di O&M (opex), queste includono tipicamente:

• salari e stipendi;

• costi di leasing;

• costi associati con la manutenzione delle attività di trasmissione;

• altre spese pagate a terzi.

I valori previsti ($m Year 0) sono registrati nella sezione opex. Questi dati sono collegati all’Analysis sheet.

I costi del capitale comprendono invece i seguenti parametri:

• tasso privo di rischio nominale;

• tasso privo di rischio reale;

• margine del capitale di terzi sul tasso privo di rischio;

• premio di rischio di mercato;

• rapporto di indebitamento;

• debt beta (rischio sistematico del debito);

Per quanto riguarda le informazioni relative alla previsione della domanda, queste sono recuperate da NEMMCO. Sono collegate al Price Path sheet.

Le informazioni storiche registrano invece il valore corrente della MAR, ed anche questo come il precedente è collegato al Price Path sheet.

Terminata la fase di immissione dei valori di partenza, si passa ad esaminare il secondo foglio di lavoro, il WAAC sheet. Qui viene determinato il tasso di redditività del capitale proprio (ROE), costo del capitale di terzi e la WAAC definita nel paragrafo 4.2.

Il terzo foglio, Assets sheet, calcola il valore del RAB per ciascun periodo in termini nominali e reali. Nella figura seguente viene riportato tale foglio di calcolo.

Figura 4.4: Assets sheet (fonte[35]).

Il RAB è già stato descritto nel paragrafo precedente dove è stata specificata la formula per la sua determinazione. Il RAB serve a due scopi:

• stabilire l’attività base nella quale il tasso di ritorno deve essere recuperatoin un certo periodo;

• formare le basi per il calcolo delle quote di ammortamento su un certo periodo. I dati per questo foglio sono ripresi dall’Input sheet.

Espandendo le linee fra 13 e 52 di questo foglio (figura sotto), si può notare che è contenuto il metodo di calcolo dell’ammortamento lineare. In questo modello semplificato sono considerarti solo tre elementi, gli stessi adottati nel foglio Input sheet.

Figura 4.5: RAB sheet (fonte[35]).

Vengono inoltre calcolati:

• i valori nominali delle attività (Nominal Asset Value). Alla fine di ciascun anno il valore residuale è aggiustato verso l’alto per l’ammontare dell’inflazione attesa, per poter così compensare gli investitori. Il cambio del valore nominale del RAB da periodo a periodo è il fondo di ammortamento usato nell’approccio a componenti elementari.

• Ammortamento per le tasse.

Il foglio successivo, l’Analysis sheet, considera i costi di base (o componenti elementari) dei TNSP che devono essere sommati per ottenere la MAR. Qui si combinano i dati derivanti dall’Input sheet con quelli dell’Asset e del WACC sheet. Questo foglio include anche un’analisi della previsione dei flussi di cassa. L’AER applica l’approccio a componenti elementari (building blocks) per assicurarsi che i TNSP possano recuperare i costi sostenuti. Le componenti elementari contenute in questo foglio sono:

• ritorno sul capitale proprio al netto d’imposta;

• costo del capitale di terzi ;

• ammortamento;

• opex;

• tassa dovuta meno il valore di crediti di imputazione disponibili agli azionisti investitori.

Fondamentale per la decisione del guadagno limite, risulta l’analisi dei flussi di cassa. Questa fornisce un’idea della validità delle decisioni prese. Per informazioni dettagliate riguardo a questo tema si rimanda a [35].

Il quinto foglio, lo Smoothing sheet, applica la metodologia di perequazione (smoothing) al reddito previsto. Con questo metodo, le entrate sono incrementate annualmente con la metodologia CPI-X dove il fattore di perequazione X è impostato come il Net Present Value (NPV) dell’intero flusso di reddito. Dunque il fattore X non è altro che un meccanismo di aggiustamento dei prezzi

Figura 4.7: Smoothing sheet (fonte[35]).

L’ultimo foglio di calcolo è il Price Path sheet. Questo foglio raccoglie i dati provenienti dai precedenti e fornisce un’indicazione sull’impatto che le decisioni prese ha sulla tariffa di trasmissione. Come detto AER deve definire la MAR ma non può decidere sul prezzo delle tariffa di trasmissione, perciò questo foglio è solo a scopo illustrativo e tende a dare un’idea sull’impatto delle decisioni prese e per questo motivo non viene commentato.