Due paradigmi di regolamentazione per le utility

Nei mercati in cui non è possibile scegliere il proprio fornitore di energia elettrica, gas o acqua, i consumatori si trovano di fronte a un fornitore di servizi monopolistico. Si tratta di una situazione comune in molti mercati, visti gli investimenti ingenti necessari per fornire tali servizi. Per evitare comportamenti anticoncorrenziali, i monopoli naturali devono essere regolamentati. Nel mondo esistono diversi modelli di regolamentazione. In questo articolo mettiamo a confronto il sistema tariffario basato sui costi degli Stati Uniti con il modello europeo basato su tetti massimi dei prezzi e incentivi, concentrandoci sulle utility elettriche per esplorare come funzionano questi diversi quadri e in che modo influenzano i risultati degli investimenti.

Dopo la Grande Depressione, il settore delle utility statunitense era altamente concentrato e si temeva potesse essere terreno fertile per pratiche monopolistiche. In risposta a questi timori, il Congresso degli Stati Uniti promulgò nel 1935 il Public Utility Holding Company Act (PUHCA), che introduceva la supervisione federale e poneva un freno a strategie di prezzo abusive. Il provvedimento conferiva alla Securities and Exchange Commission (SEC) il potere di regolamentare le utility multi-statali, imponendo formule di determinazione dei prezzi e limitando l’inflazione dei costi attraverso aumenti artificiali della regulatory asset base (RAB).¹

Lo shock petrolifero degli anni ‘70 provocò una crisi energetica, accelerando lo sviluppo di fonti di elettricità alternative come l’energia nucleare. Verso la metà degli anni ‘90, alcune utility operanti in mercati deregolamentati riversarono sui consumatori gli ingenti costi di capitale delle infrastrutture nucleari. La deregolamentazione, tuttavia, si rivelò problematica in diversi Stati, soprattutto in California e nel Montana, dove le utility furono costrette ad acquistare energia a prezzi elevati da produttori indipendenti, con conseguenti difficoltà finanziarie e, in alcuni casi, interventi di salvataggio statali.²

Una svolta decisiva arrivò con l’Energy Policy Act del 2005, che definì le responsabilità di regolamentazione: le attività inter-statali furono assegnate alla Federal Energy Regulatory Commission (FERC), mentre la regolamentazione intra-statale rimase sotto la giurisdizione statale. Ne seguì che alcuni Stati USA mantennero mercati dell’energia elettrica completamente regolamentati, mentre altri adottarono modelli competitivi deregolamentati (Grafico 1).

Grafico 1: stati USA con tariffe al dettaglio regolamentate (grigio) e non regolamentate (rosso) per utility elettriche.

Sull’altra sponda dell’Atlantico, negli anni ‘80 il governo di Margaret Thatcher lanciò un’ondata di privatizzazioni, partendo dalla British Telecom nel 1984 e proseguendo con le utility di gas, acqua ed elettricità.³ Questa ondata portò all’introduzione di un nuovo quadro normativo, RPI-X, ideato originariamente da Stephen Littlechild (1983) per il settore delle telecomunicazioni. In questo modello, i rendimenti delle utility su RAB (Regulated Asset Base) erano soggetti a un tetto massimo in termini reali, rettificati per l’inflazione, con il fattore X quale incentivo per i guadagni di efficienza nel periodo di regolamentazione.⁴

Il quadro è andato evolvendosi fino a includere meccanismi di trasferimento dei costi per le materie prime utilizzate nelle attività di fornitura di gas, acqua ed elettricità. Il nuovo quadro normativo è noto come RPI-X+Y, dove Y rappresenta la componente di trasferimento dei costi. Più recentemente, il Regno Unito ha adottato il modello RIIO: Revenue = Incentives + Innovation + Outputs (Ricavi = Incentivi + Innovazione + Produzione), che integra controlli sulla spesa totale (totex), incentivi basati sulle prestazioni e indennità di innovazione. Il modello RIIO-1 è stato implementato da Ofgem, l’autorità di regolamentazione dell’energia elettrica del Regno Unito, nel 2010⁵ (Grafico 2), mentre il modello RIIO-2 è attualmente in vigore per il periodo di regolamentazione 2021-2028.⁶

Grafico 2: componenti dei ricavi regolamentate consentite dal meccanismo RIIO per le utility del Regno Unito.

Componenti di ricavi consentite UK

Le utility regolamentate offrono agli investitori un elevato grado di visibilità e prevedibilità degli utili. Tuttavia, queste qualità potrebbero essere erose da potenziali modifiche normative. Per preservare o migliorare i rendimenti, le utility perseguono solitamente strategie quali l’espansione della RAB attraverso investimenti di capitale o la riduzione delle spese operative. Sono inoltre incentivate a chiedere rendimenti sul capitale proprio (ROE) più elevati, che riflettano il profilo di rischio dei loro investimenti.⁷ Le revisioni normative introducono incertezza, principalmente a causa dell’asimmetria informativa tra utility e autorità di regolamentazione. In uno studio condotto su 3.500 procedimenti di regolamentazione statunitensi nell’arco di quattro decenni, Dunkle Werner e Jarvis (2024)⁸ hanno rilevato che il ROE medio approvato era pari al 9,92%, inferiore dello 0,39% rispetto ai tassi richiesti. Nel periodo precedente tali revisioni, le utility interagiscono con le autorità di regolamentazione per influenzare i parametri chiave, mentre gli investitori seguono da vicino i procedimenti a causa della sensibilità delle valutazioni delle utility ai risultati della regolamentazione. In ultima analisi, le imprese che hanno solide relazioni con le autorità di regolamentazione e un track record coerente di risultati operativi si trovano in una posizione migliore per mitigare il rischio normativo, il che sostiene rendimenti più stabili e giustifica valutazioni elevate.

UtilityConfrontare la redditività delle utility regolamentate è intrinsecamente difficile a causa delle differenza tra i vari regimi normativi. Ciò nonostante, alcune caratteristiche di regolamentazione, insieme alla comprovata capacità di un’utility di garantire risultati favorevoli, possono aiutare a identificare le utility meglio posizionate per sostenere rendimenti del capitale proprio più elevati nel tempo.

¹ Electric Choice, Timeline and History of Energy Deregulation in the United States — Electric Choice
² Electric Utility Deregulation and the Myths of the Energy Crisis. Tyson Slocum da “Energy controversy” di Bulleting of Science, Technology & Society, Vol. 21, No. 6, 2001, pubblicato da Steven M. Hoffman. MYTHS_Dec01_BofST&S.PDF
³ On Restructuring, Regulation and Competition in Utility Industries: the Experience in the United Kingdom and the Implications for Latin America. Andrew Powell. Dicembre 1996. On Restructuring, Regulation, and Competition in Utility Industries: Experience in the United Kingdom and Implications for Latin America by Andrew Powell: SSRN
⁴ Littlechild (1983) “Regulation of British Telecommunication’s Profitability”, London: HMSO. eprg-S.-Littlechild_1983-report.pdf
⁵ Ofgem and RIIO Handbook for implementing the RIIO model | Ofgem
⁶ Ofgem and RIIO Network price controls 2021-2028 (RIIO-2) | Ofgem
⁷ Energy Institute di Hass (settembre 2024) “Rate of Return Regulation Revisited”, Karl Dunkle Werner e Stephen Jarvis. p.4, WP329.pdf
⁸ Ibid, p.12