PROBLEMI E PROSPETTIVE DEL SISTEMA ELETTRICO

Presentazione sul tema: "PROBLEMI E PROSPETTIVE DEL SISTEMA ELETTRICO"— Transcript della presentazione:

1 PROBLEMI E PROSPETTIVE DEL SISTEMA ELETTRICO
ING. TULLIO FANELLI Roma, 30 marzo 2015

2 IL DECRETO “BERSANI”: UNA GRANDE RIFORMA BEN RIUSCITA
La riforma del settore elettrico del 1999 è stata efficace perché ha colto tutti i principali obiettivi per cui fu varata, ovvero: 1) incrementare l’offerta di energia rilanciando gli investimenti; la carenza di infrastrutture era acuita dalle difficoltà di realizzare nuovi impianti; oggi l’Italia ha un parco di generazione tra i più efficienti del mondo ed ha un gestore della rete di trasmissione, Terna, che investe 5 volte di più. 2) rendere più efficiente il settore e migliorare la qualità del servizio; le inefficienze dei grandi e piccoli monopoli determinavano prezzi ben superiori a quelli europei, nonostante il petrolio a $/b, e una qualità del servizio spesso inadeguata; oggi il servizio è uno dei migliori d’Europa, gli utenti sono diventati clienti che godono di chiari diritti rispetto ai propri fornitori, milioni di clienti hanno cambiato fornitore e le associazioni dei consumatori sono diventate un riferimento competente; importanti risparmi sono stati conseguiti in termini di minor consumo di combustibili, di minori emissioni di CO2 e di efficienze gestionali; i prezzi all’ingrosso sono ancora superiori rispetto all’Europa, ma il differenziale di prezzo, già ridotto, potrebbe annullarsi se i prezzi del metano diminuiranno. 3) ridurre l’impatto sull’ambiente; l’ampio utilizzo di olio combustibile era fonte di emissioni non solo di CO2 ma anche di ossidi di zolfo e di azoto; oggi le emissioni del settore elettrico sono una frazione di quelle del passato.

3 IL DECRETO BERSANI: UNA LIBERALIZZAZIONE EFFICIENTE
Il principale strumento della riforma del settore elettrico fu la liberalizzazione delle attività. Tuttavia la scelta non fu semplicemente quella di rendere libere le attività soggette a monopolio pubblico ma quella di creare, dove possibile, mercati regolati, ovvero mercati in cui la concorrenza potesse svilupparsi nell’ambito di regole che impedissero di passare da un monopolio pubblico ad uno privato, garantendo l’accesso al mercato sia lato offerta che lato domanda a tutti gli utenti, dal piccolo produttore al consumatore domestico. Per questo furono attribuite nuove competenze alle Autorità indipendenti già esistenti (Antitrust e AEEG) e creati nuovi soggetti pubblici per la gestione della rete (GSE e poi Terna), dei mercati (GME) e della domanda dei piccoli consumatori (A.U.). Un assetto in apparenza complesso ma che si è rivelato tra i più efficienti posti in atto a livello internazionale. La gestione indipendente di ciascuna delle funzioni attribuite a tali soggetti assicura l’assenza di conflitti di interesse ed è essenziale per garantire la trasparenza del mercato elettrico; ogni intervento su questo assetto di gestione rischierebbe di minare la fiducia degli operatori privati nel corretto funzionamento del mercato.

4 SERVE UN’ALTRA RIFORMA DEL SETTORE ELETTRICO?
Quindici anni dopo il Decreto Bersani è lecito domandarsi se il settore elettrico abbia bisogno di una nuova riforma. Occorre tuttavia evitare fraintendimenti: ogni riforma può essere migliorata intervenendo su uno o alcuni degli ambiti del settore; altro è invece pensare ad un nuovo riassetto in cui ogni aspetto della riforma viene messo in discussione. Per rispondere alla questione è necessario partire da un concetto che è centrale: ogni riforma deve essere figlia di un obiettivo. Non si fanno le riforme senza aver chiaro che cosa si vuole che la riforma realizzi e quali siano gli strumenti più adatti . Per valutare l’opportunità di una nuova riforma del settore elettrico occorre quindi preliminarmente analizzare: - i più rilevanti cambiamenti intervenuti nel settore che hanno riguardato le fonti rinnovabili e, almeno in parte come conseguenza, la crisi del termoelettrico; - gli attuali problemi dei mercati, sia retail che all’ingrosso. Solo a valle di tale analisi si può valutare se serve una riforma complessiva del settore o, piuttosto, occorre procedere ad interventi per aggiornare o migliorare alcuni aspetti dell’assetto attuale.

5 IL PASSATO: NON UN ERRORE MA MOLTI ERRORI
FONTI RINNOVABILI IL PASSATO: NON UN ERRORE MA MOLTI ERRORI Nel settore delle fonti rinnovabili oggi vi è un consenso sostanzialmente unanime sul fatto che sia stato un errore concedere incentivi troppo elevati in particolare al fotovoltaico. Tale consenso si limita tuttavia alla constatazione che avremmo potuto ottenere gli stessi risultati con una spesa complessiva molto più bassa. In realtà questo è stato certamente l’errore con le maggiori conseguenze economiche ma forse non è stato l’errore più importante per un corretto sviluppo delle rinnovabili in Italia. L’errore più grave è non aver mai esplicitato i reali obiettivi da conseguire attraverso lo sviluppo delle rinnovabili (che non può essere in sé un obiettivo); da tale mancanza di chiarezza sono derivati i continui cambiamenti nelle modalità e nell’intensità dell’incentivazione ed i molti errori conseguenti. Almeno due obiettivi dello sviluppo delle fonti rinnovabili sono evidenti: 1. la riduzione dei gas-serra; 2. la sicurezza degli approvvigionamenti. Va notato tuttavia che questi due obiettivi sono comuni a tutte le fonti rinnovabili e non giustificano quindi alcuna differenziazione nel livello dell’incentivazione.

6 IL PASSATO: LA RELAZIONE TRA INCENTIVI E OBIETTIVI
FONTI RINNOVABILI IL PASSATO: LA RELAZIONE TRA INCENTIVI E OBIETTIVI Quindi se gli obiettivi fossero solo questi, una “incentivazione razionale” delle fonti rinnovabili dovrebbe essere quella minima necessaria a conseguire gli obiettivi in termini quantitativi decisi dalla autorità politica (il Parlamento o, se a ciò delegato, il Governo), e dovrebbe essere la stessa per qualunque tipologia di fonte rinnovabile. E’ evidente che questa forma di incentivazione favorirebbe le fonti rinnovabili meno costose, ma il problema diventa: perché spendere di più? La risposta è che esistono altri obiettivi che possono giustificare incentivi aggiuntivi ; ad esempio: 1. il miglioramento della qualità dell’aria nelle grandi aree urbane attraverso il solare termico o alcuni biocarburanti; 2. la sostituzione di importazioni di energia con valore aggiunto italiano grazie a fonti rinnovabili che possono essere realizzate in modo competitivo dall’industria italiana come ad esempio la geotermia o il miniidroelettrico la mitigazione del rischio idrogeologico o del rischio di incendio in particolari ambiti locali per mezzo dell’utilizzo (solo in quelle aree) di alcune fonti rinnovabili, come ad esempio le biomasse. In questi casi una “incentivazione razionale” aggiuntiva dovrebbe essere differenziata tra le diverse fonti rinnovabili e tra le diverse aree geografiche proprio per consentire il raggiungimento degli obiettivi specifici definiti.

7 IL PASSSATO: INCENTIVAZIONE “RAZIONALE” E “IRRAZIONALE”
FONTI RINNOVABILI IL PASSSATO: INCENTIVAZIONE “RAZIONALE” E “IRRAZIONALE” In Italia, prima che in altri Paesi, fu varato un esempio di “incentivazione razionale” con il “Decreto Bersani” del 1999 che istituiva il sistema dei certificati verdi (CV) per le fonti rinnovabili, sistema che fu poi “copiato”, con vari adattamenti, da Gran Bretagna, Olanda, Danimarca, Svezia, Polonia, Ungheria e Romania. Si trattava di un sistema di regolazione della famiglia dei “cap and trade” che consentiva di definire gli obiettivi di produzione rinnovabile, senza distinguere tra le diverse fonti, affidando al mercato l’ottimizzazione dei costi. Lo stesso “Decreto Bersani” affidava ad altri strumenti di incentivazione (a livello regionale) il perseguimento di obiettivi aggiuntivi. Nonostante il sistema abbia ben funzionato per alcuni anni, con la finanziaria 2008 i CV vennero snaturati introducendo una differenziazione in funzione della tipologia di fonte rinnovabile. Di fatto venne soppresso il principio che l’incentivo dovesse essere quello minimo necessario per raggiungere gli obiettivi e venne introdotto il principio che l’incentivo dovesse essere calcolato in relazione al costo della singola fonte rinnovabile. Si tratta evidentemente di un principio “irrazionale” che porta a conseguenze anche paradossali come fare il solare dove non c’è sole e l’eolico dove non c’è vento.

8 IL PASSATO: UN’EREDITA’ PESANTE
FONTI RINNOVABILI IL PASSATO: UN’EREDITA’ PESANTE Purtroppo questo principio è stato alla base anche di tutti gli altri meccanismi di incentivazione che si sono poi affiancati, ed in alcuni casi sovrapposti, a quelli preesistenti. In Italia si è giunti a far convivere di fatto quasi tutti i meccanismi di incentivazione possibili, sia metodi di quantità (certificati verdi), sia metodi di prezzo (CIP 6, conti energia, feed-in tariffs e feed-in premium tariffs, con e senza aste) e ancora incentivi in conto capitale e incentivi fiscali. In più, altre norme assicurano (o assicuravano) ulteriori incentivi impliciti alle fonti rinnovabili, come lo scambio sul posto, gli oneri di sbilanciamento, gli oneri di allacciamento etc.. Nonostante gli ultimi tre governi siano intervenuti per cercare di limitare i danni, purtroppo gli errori del passato hanno lasciato una eredità pesante da gestire: oltre 200 miliardi di “debito” a carico delle bollette elettriche. Si tratta di un debito che non può essere cancellato: ogni soluzione che includa aspetti di retroattività rischia non solo di rivelarsi, nel tempo, inefficace ma anche di creare ulteriori oneri. E’ un “debito” che va invece gestito, come farebbe un buon CFO . Un modo efficace per gestire il debito è quello proposto dal Sen. Mucchetti, ed approvato nella legge 116/2014 di conversione del d.l. 91/2014 (art. 26, commi da 7 a 12).

9 IL PASSATO: GESTIRE IL DEBITO
FONTI RINNOVABILI IL PASSATO: GESTIRE IL DEBITO La norma prevede che una banca internazionale selezionata dall’AEEGSI acquisti tramite aste una quota degli incentivi al loro Net Present Value, finanziandosi attraverso l’emissione di obbligazioni di durata pari a quella degli incentivi acquistati. Il tasso di sconto del NPV sarebbe significativamente superiore agli interessi passivi sulle obbligazioni, data l'attuale congiuntura dei tassi, e quindi il GSE erogherebbe alla banca una somma inferiore a quella che oggi eroga agli operatori. Il risparmio si tradurrebbe in una diminuzione della bolletta fino a oltre 1 Mld di ϵ/anno.   Purtroppo l’efficacia della norma è stata inopinatamente subordinata alla “verifica da parte del Ministero dell'economia e delle finanze della compatibilità degli effetti delle operazioni sottostanti sui saldi di finanza pubblica ai fini del rispetto degli impegni assunti in sede europea”. Si tratta di una verifica senza fondamento posto che attualmente gli incentivi erogati non hanno alcun impatto sulla finanza pubblica in quanto la spesa è coperta dalle bollette, e la norma non interviene né sulla natura degli incentivi né sulle modalità di copertura né impone alcun obbligo in capo a soggetti pubblici o privati, arrivando a escludere esplicitamente forme di garanzia che prevedano l’intervento diretto o indiretto dello Stato. Eppure da agosto ad oggi incomprensibilmente questa “verifica” non è stata fatta. E’giunto il momento di chiedere perché.

10 IL PASSATO: RIDURRE GLI ONERI PER LE IMPRESE
FONTI RINNOVABILI IL PASSATO: RIDURRE GLI ONERI PER LE IMPRESE Il livello degli oneri parafiscali sulla bolletta elettrica ha reso l’Italia un Paese “anomalo”: il gap con gli altri Paesi europei è ormai imputabile quasi esclusivamente a questi oneri e solo marginalmente ai prezzi all’ingrosso. Questa anomalia, insieme ad altri ben noti problemi come la logistica, la giustizia civile, la corruzione, la burocrazia, e non certo il costo del lavoro che è inferiore alla media europea, ostacola nuovi investimenti in molti settori industriali non solo tradizionali ma anche ad alta tecnologia in cui è elevato il consumo di energia elettrica. L’Italia non può rinunciare anche a questi investimenti. Occorre dunque intervenire per rendere sostenibile l’onere delle rinnovabili per le imprese. La strada maestra per ottenere questo risultato è prendere atto che tale onere non può essere a carico solo delle bollette: è necessario riallocare almeno una quota dei costi sulla fiscalità generale, a partire da quelli delle imprese. Non esistono vincoli europei a percorrere questa strada, almeno nei limiti di quanto già fanno altri Paesi, a cominciare dalla Germania; si tratta di assumere la decisione che abbassare il costo dell’energia elettrica è prioritario rispetto a ridurre altre forme di fiscalità gravanti sulle imprese.

11 IL FUTURO: QUALE SCENARIO DI RIFERIMENTO?
FONTI RINNOVABILI IL FUTURO: QUALE SCENARIO DI RIFERIMENTO? In un “mondo di rinnovabili” l’elettricità sarà l’energia dominante grazie alla mobilità elettrica e alle pompe di calore per la climatizzazione; la stabilità del sistema sarà assicurata da nuove forme di flessibilità, come l’accumulo elettrico, più efficienti e meno costose di quelle attuali. E’ con tutta evidenza un mondo auspicabile e perseguibile ma non ineluttabile: l’era delle fonti fossili non finirà per mancanza di petrolio, metano o carbone; potrà finire solo se le nuove tecnologie si dimostreranno più efficienti in un contesto in cui i prezzi internazionali dell’energia incorporino adeguatamente i costi ambientali delle diverse fonti. Occorre essere consapevoli che per pervenire a questo scenario non è sufficiente operare attraverso l’incentivazione della produzione rinnovabile, ma sono necessari ancora alcuni salti tecnologici, in particolare nell’accumulo elettrico, e alcune grandi riforme globali nelle regole del commercio mondiale. Si tratta quindi di un percorso non lineare che prevede essenziali obiettivi intermedi fondati sull’efficienza energetica e sulle fonti rinnovabili termiche ed il cui punto di arrivo non è scontato né nei tempi né nei modi.

12 IL FUTURO: LA SINDROME DELL’ULTIMO CLIENTE PRIMA DEI SALDI
FONTI RINNOVABILI IL FUTURO: LA SINDROME DELL’ULTIMO CLIENTE PRIMA DEI SALDI Tutto ciò che è accaduto in Italia sulle fonti rinnovabili rischia di determinare una sorta di “sindrome dell’ultimo cliente prima dei saldi”: aver pagato così tanto gli stessi oggetti che oggi costano molto meno può indurre a bloccare ogni nuovo acquisto, ovvero ogni nuova iniziativa per lo sviluppo delle rinnovabili. Ciò sarebbe altrettanto sbagliato quanto lo è stata la politica degli incentivi degli ultimi anni. Ma per decidere dove e come investire ulteriori risorse pubbliche è indispensabile definire degli obiettivi chiari. Nel breve periodo è possibile, sul fronte della produzione di energia rinnovabile, qualificare il percorso verso i target europei al 2030 individuando obiettivi aggiuntivi (qualità dell’aria, valore aggiunto, rischio idrogeologico) che diano razionalità al sistema di incentivazione. E’ inoltre auspicabile rafforzare l’impegno sulla ricerca congiunta Enti pubblici – Imprese su nuove tecnologie rinnovabili, eliminando il riferimento alla sola ricerca incrementale nella attuale norma della legge di stabilità. Esiste infine un altro fronte sul quale l’Italia, tenendo conto delle competenze e delle capacità disponibili nonché delle infrastrutture già realizzate, può svolgere un ruolo di leadership, ovvero quello dello sviluppo di sistemi avanzati di gestione della produzione rinnovabile che garantiscano almeno gli stessi livelli di sicurezza e qualità del servizio delle fonti fossili.

13 IL FUTURO: CHE COSA SONO LE SMART GRIDS?
FONTI RINNOVABILI IL FUTURO: CHE COSA SONO LE SMART GRIDS? Il tema della gestione della produzione rinnovabile è infatti cruciale nel percorso di una crescente penetrazione delle fonti rinnovabili elettriche, ma fino ad oggi ogni problema è stato evitato (non risolto) attraverso il mantra delle smart grids. Alle smart grids è attribuito un potere taumaturgico, come se la rete, in sé, possa dare soluzione alle problematiche tipiche del settore elettrico come la stabilità della tensione e della frequenza, la disponibilità di riserva a salire e a scendere, etc.. Al di là delle ovvie caratteristiche di essere bidirezionale e di essere dotata di sistemi di misura avanzati, la smart grid rimane un oggetto scarsamente definito ; soprattutto non è chiaro cosa c’è dietro la smart grid, in termini di infrastrutture fisiche e immateriali, di responsabilità organizzative e decisionali. Questa mancanza di chiarezza sulla rete rischia di alimentare aspettative su scenari che possono danneggiare lo sviluppo delle fonti rinnovabili e possono far assumere ai decisori scelte sbagliate in misura almeno pari a quelle assunte fino ad oggi. Tali scelte riguardano l’eventuale incentivazione di impianti domestici di produzione rinnovabile dotati di accumulo, la cui diffusione è crescente.

14 IL FUTURO: LA TRAPPOLA DELLE RINNOVABILI “FAI DA TE”
FONTI RINNOVABILI IL FUTURO: LA TRAPPOLA DELLE RINNOVABILI “FAI DA TE” Il fascino delle rinnovabili non deriva solo dalla possibilità di affrancarsi dalle fonti fossili; tale possibilità infatti è offerta, in una prospettiva più o meno lontana, anche dalla fusione nucleare che, in fondo, è la “madre” dell’energia solare e di tutte le altre fonti rinnovabili. Le rinnovabili sono tuttavia attrattive anche perché, nell’immaginario collettivo, a differenza dalla fusione nucleare, esse sono percepite come impianti piccoli, diffusi sul territorio, e soprattutto gestibili a livello individuale, una sorta di energia elettrica “fai da te”. Il paragone più diffuso è quello di Internet: una rete interconnessa di piccoli impianti che, con il contributo di tutti, assicura a tutti l’energia necessaria. Si tratta di uno scenario accattivante e desiderabile, semplice da spiegare anche a coloro che non dispongono di competenze tecniche. Ma è un’idea di futuro che non può realizzarsi, almeno non nei termini che vengono proposti, salvo salti tecnologici oggi difficili anche solo da immaginare. E’ quindi una “trappola” in cui possono essere dissipate importanti risorse e che potrebbe quindi ritardare di molti anni il percorso di avvicinamento ad un futuro sostenibile.

15 IL FUTURO: PRODUZIONE DISTRIBUITA, NON GESTIONE DISTRIBUITA
FONTI RINNOVABILI IL FUTURO: PRODUZIONE DISTRIBUITA, NON GESTIONE DISTRIBUITA Questa idea di futuro basata non solo su una produzione distribuita ma anche su una “gestione distribuita” si basa infatti su una “smart grid” che dovrebbe essere sempre in grado di fornire i servizi necessari (tensione, frequenza, riserve, etc.) ma verso la quale nessuno avrebbe alcun obbligo. Evidentemente ciò non è possibile. In un sistema “individuale”, per assicurare le stesse garanzie di fornitura attuali, il dimensionamento degli impianti per ciascun utente (produzione + accumulo), e conseguentemente i relativi costi, sarebbero superiori a quelli di un sistema in cui le risorse fossero ottimizzate a livello centrale. L’alternativa ad una gestione individuale delle FER è quella di uno o più gestori del dispacciamento che dispongano, anche attraverso strumenti di mercato, della flessibilità impiantistica (riserva, accumuli) e contrattuale (modulazione della domanda) necessaria a governare il sistema. Per attuare tale sistema sono tuttavia necessari sia interventi tecnologici per la gestione della produzione distribuita (oggi TERNA “vede” solo mille impianti su oltre , gli altri impianti sono solo una “domanda negativa”), sia una ridefinizione dei ruoli dei distributori, delle utilities e dei singoli utenti, eventualmente intermediati da “soggetti aggregatori” della domanda. Su tali interventi occorrerebbe avviare da subito un’attività di sviluppo e sperimentazione.

16 LA CRISI DEL TERMOELETTRICO: LE MOTIVAZIONI
La crisi del termoelettrico deriva da tre fattori concomitanti e correlati: - la bassa domanda di energia; - la rilevante overcapacity esistente oggi in Italia - il basso livello dei prezzi all’ingrosso. La debolezza della domanda deriva in parte dalla crescente efficienza energetica ma soprattutto dalla contrazione dei consumi dell’industria conseguente alla crisi economica. Se la domanda di energia elettrica dell’industria continua a ridursi è forte il rischio che il settore elettrico possa avvitarsi in una spirale in cui: - la domanda decresce e quindi cresce il peso degli oneri di sistema e tariffari che gravano su una base minore; - di conseguenza, anche se i prezzi all’ingrosso si riducono, i prezzi al dettaglio crescono spingendo ulteriormente al ribasso la domanda. Per rompere questa spirale bisogna intervenire, come accennato, attraverso la fiscalizzazione degli oneri di sistema del settore elettrico. Nonostante il recente dimezzamento dei prezzi del petrolio, i prezzi finali dell’energia elettrica per i clienti industriali in Italia, a causa degli oneri di sistema e della fiscalità, restano più alti di quelli medi europei e sono quasi il doppio rispetto a USA e Cina. Non è ragionevole ipotizzare che l’andamento dell’economia sia indipendente dai prezzi dell’energia per il settore industriale: senza un deciso intervento su tale fattore la domanda di energia elettrica rimarrà, nella migliore delle ipotesi, debole.  

17 LA CRISI DEL TERMOELETTRICO: EVITARE LE CHIUSURE
Per quanto riguarda la situazione di overcapacity, l’eccesso di offerta è certamente imputabile all’imprudenza di alcuni investitori ma anche all’imprevedibile intervento pubblico di sovraincentivazione delle FER. Da qui la richiesta di una compensazione con forme di capacity payment ulteriori rispetto ad un capacity market correttamente finalizzato solo all’approvvigionamento di potenza nel lungo termine. Le conseguenze sul livello degli oneri a carico dei consumatori di un anomalo capacity payment così come di ogni altra forma di riconoscimento di stranded costs, non sarebbero sopportabili. La reazione attesa dei produttori, e già annunciata da diversi operatori, è la chiusura di un certo numero di centrali per ridurre l’eccesso di offerta. Occorre impedire che sia posto in atto un massiccio processo di chiusura degli impianti: non può essere consentito che l’offerta ritorni a valori tali da poter governare i prezzi a discapito dei consumatori. Tuttavia se il Paese ha il diritto di evitare che il livello di concorrenza si riduca, allora ha anche il dovere di evitare che l’obbligo di mantenere in esercizio degli impianti comporti oneri non recuperabili per i produttori. Per chiarezza, non si tratta di una forma di capacity payment, ma di riconoscere i costi di esercizio indispensabili per non chiudere gli impianti, come ad es. il costo del personale o i costi fissi della fornitura di metano. Si tratta quindi di interventi il cui costo è relativamente modesto ma che impedirebbero di tornare ad una situazione di mercato in cui alcuni produttori potevano estrarre dal mercato rendite elevate.

18 LA CRISI DEL TERMOELETTRICO: NUOVI MERCATI EUROPEI
Per quanto riguarda il basso livello dei prezzi all’ingrosso, esso è evidentemente conseguenza dell’eccesso di offerta, ma non solo. Esistono altre due componenti che meritano la necessaria attenzione. La prima riguarda la corretta valorizzazione dei prezzi da parte dei mercati regolati; la domanda è: è giusto che un MWh termoelettrico e un MWh di un impianto non programmabile siano remunerati nella stessa misura? Su questa questione ritornerò più avanti. La seconda riguarda la dimensione del mercato di riferimento. Oggi in Europa siamo in una kafkiana situazione in cui ad esempio il Belgio non partecipa al market coupling perché ha problemi di capacità, ma non assume iniziative per comprare capacità a termine in altri Paesi. Non si tratta di un caso isolato: Francia e Germania hanno in programma la realizzazione di cicli combinati mentre in Italia ne esistono in eccedenza. In che cosa si risolve quindi il mercato unico europeo, solo di una specie di mercato del giorno prima europeo? Sarebbe ben poca cosa rispetto a una strategia europea per ottimizzare le capacità sul territorio. Perché succede? Un po’ perché molti Paesi europei non accettano alcuna forma di dipendenza, ma anche perché oggi non esiste un mercato regolato europeo per contrattare una disponibilità di capacità a termine in altri Paesi. Dobbiamo lavorare con i nostri partners europei, sia a livello di Governi che di Autorità, perché vengano sviluppati questi nuovi mercati.

19 MERCATO ELETTRICO RETAIL: ELIMINARE L’ACQUIRENTE UNICO NON E’ UNA LIBERALIZZAZIONE
Tra i problemi del mercato elettrico retail vi è la scarsa mobilità dei clienti della maggior tutela, in particolare domestici. La responsabilità è spesso attribuita all’Acquirente Unico (A.U.) ma le motivazioni appaiono contraddittorie: infatti da una parte si sostiene che l’A.U. sarebbe inefficiente negli acquisti dell’energia ma dall’altra si afferma che i prezzi dell’A.U. sarebbero troppo bassi (ed alcune recenti indagini vengono a sostegno di questa tesi) per consentire agli operatori del mercato libero di fare offerte appetibili. Va chiarito che il prezzo di riferimento dell’A.U. è solo formalmente un prezzo determinato amministrativamente (dall’Autorità) perché nella sostanza è l’esito economico dell’attività dell’A.U. di approvvigionamento sul mercato all’ingrosso dell’energia per i clienti della maggior tutela. In sostanza tutti i clienti, grazie all’A.U. partecipano al mercato. La soppressione dell’A.U. e il “passaggio” dei clienti alle società di vendita dei distributori non sarebbe quindi una corretta soluzione al problema della mobilità dei clienti in quanto: - non sarebbe una “liberalizzazione”perché già oggi tutti i clienti sono liberi; - non favorirebbe la concorrenza perché eliminerebbe dal mercato uno dei principali concorrenti; - penalizzerebbe ingiustamente una parte dei clienti domestici, quella più vulnerabile.

20 MERCATO ELETTRICO RETAIL: I POSSIBILI INTERVENTI
Alcune iniziative possono tuttavia essere assunte per migliorare l’assetto della maggior tutela e favorire la mobilità. In particolare andrebbero valutate le seguenti iniziative: 1) Separare dall’A.U. le attività diverse da quelle di mercato, come lo Sportello del Consumatore o il Sistema Informativo Integrato, per rendere l’A.U. più omogeneo con gli altri venditori. 2) Consentire l’autodeterminazione dei prezzi da parte dell’A.U. (determinando nello statuto la remunerazione del capitale investito) superando in tal modo il problema formale del prezzo amministrato. 3) Consentire all’A.U. di proporre ai clienti anche forniture a prezzo fisso per 1-2 anni o interamente basate su prezzi spot, o interamente rinnovabili, al fine di educare i clienti alla scelta, che è il presupposto della mobilità. 4) Dotare l’A.U. di un organismo interno preposto alla determinazione delle strategie di acquisto, partecipato da Governo, Autorità e associazioni dei consumatori, per aumentare la trasparenza. 5) Eliminare l’obbligo dei distributori di commercializzare l’energia dell’A.U.; in caso di rinuncia il servizio potrebbe essere assegnato tramite un’asta a soggetti con adeguati requisiti. 6) Maggiorare il riconoscimento degli oneri di acquisizione dei clienti della maggior tutela. Se la mobilità è un valore, su questo valore è bene investire. 7) Incrementare l’efficienza nella gestione del cambio di fornitore attraverso il Sistema Informativo Integrato, perché è essenziale che i clienti abbiano fiducia nel funzionamento del mercato libero.

21 MERCATO ELETTRICO RETAIL: LA COMPATIBILITA’ CON IL DIRITTO DELL’UNIONE EUROPEA
La Commissione U.E. ha recentemente inviato al Governo italiano un atto di costituzione in mora per presunte infrazioni al diritto U.E. riguardanti il mancato recepimento di alcune disposizioni del III Pacchetto Energia. Mentre le contestazioni riguardanti i compiti ed i poteri dell’Autorità di regolazione appaiono in gran parte condivisibili (e in molti casi già oggetto di segnalazioni della stessa Autorità italiana), sugli altri temi non sempre le tesi della Commissione sembrano corrette. In particolare sul mercato retail la Commissione solleva 4 punti: 1. identità visiva differente dei fornitori rispetto ai distributori; 2. cambio di fornitore entro tre settimane; 3. definizione di cliente vulnerabile; 4. chiusura dei conti entro sei settimane. Sul primo punto sono da tempo in corso riflessioni che occorre ora portare a decisioni operative; sul secondo e il quarto, tra loro correlati, serve come detto accelerare sull’operatività del Sistema Informativo Integrato. Sul terzo punto invece la Commissione ha commesso un oggettivo errore interpretativo della legislazione italiana affermando che i consumi siano il criterio esclusivo di definizione della vulnerabilità. Lo stesso esempio riportato (famiglia numerosa) come caso di esclusione dalla vulnerabilità è invece pienamente tutelato dalla normativa italiana che include tutti i clienti domestici; se si tratta quindi di un equivoco, va solo chiarito.

22 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO: L’IMPORTANZA
Gli effetti della liberalizzazione non furono immediati; basti ricordare che il 2003 fu un anno orribile per l’energia elettrica: il black out di settembre fu solo il tragico culmine di una lunga serie di criticità. Decisiva fu la partenza, il 1 aprile 2004, del Mercato Elettrico o Borsa Elettrica o IPEX (Italian Power Exchange) a seguito dell’approvazione del Governo e dell’AEEG dei provvedimenti attuativi del “Decreto Bersani”. Infatti il mercato elettrico fu decisivo per lo sblocco degli investimenti, in quanto gli investitori ebbero certezza di avere un luogo virtuale, il mercato regolato, in cui poter vendere l’energia all’unica condizione di essere più competitivi dei concorrenti. Tale certezza non può essere data solo dal mercato dei contratti bilaterali (OTC – Over The Counter); ciò perchè gli operatori dominanti o semplicemente esistenti possono applicare strategie di esclusione dei nuovi entranti, difficilmente contrastabili dalle Autorità di vigilanza, basate su politiche di prezzo mirate sui clienti di maggiore dimensione, uniche controparti possibili per i nuovi entranti per costruire un piano finanziario accettabile dai finanziatori. Oggi come allora un Mercato regolato ben funzionante è indispensabile per orientare gli operatori verso comportamenti e investimenti efficienti.

23 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO: IL FUNZIONAMENTO
Per ogni ora del giorno dopo le offerte di vendita vengono ordinate per prezzo crescente e le offerte di acquisto sono ordinate per prezzo decrescente. L’intersezione delle due curve determina l’esito del mercato Prezzo di equilibrio Se i flussi sulla rete non violano nessun limite di transito il prezzo di equilibrio è unico, altrimenti l’algoritmo “separa” il mercato in due zone di mercato e ripete in ciascuna il processo. Il Mercato del Giorno Prima (MGP), è un mercato per lo scambio di energia elettrica all’ingrosso dove si negoziano blocchi orari di energia elettrica per il giorno successivo nel quale si definiscono i prezzi e le quantità scambiate e i programmi di immissione e prelievo per il giorno dopo. Il MGP è organizzato secondo un modello di asta implicita e ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita di energia elettrica. La controparte centrale per le operazioni di acquisto e vendita sul MGP è il Gestore del Mercato Elettrico. Le offerte sono accettate sulla base del merito economico e nel rispetto dei limiti di transito. Prezzo (ϵ/MWh ) Curva di domanda Curva di offerta Quantità (MWh) Quantità di equilibrio

24 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO: I VINCOLI TECNICI
Nel disegno del MGP l’unico vincolo tecnico del sistema elettrico di cui si tenne conto fu la necessità che i flussi di energia su ogni elettrodotto non superassero i limiti massimi di transito. Ciò appariva del tutto ragionevole in quanto si riteneva che gli atri vincoli tecnici, quali il bilanciamento istantaneo tra le quantità di energia immessa in rete e quelle prelevate e il mantenimento della frequenza e della tensione nell’intervallo di sicurezza degli impianti, potessero essere rispettati attraverso i servizi resi dagli stessi impianti selezionati dal MGP. Infatti il necessario equilibrio tra immissioni e prelievi è garantito dai sistemi di regolazione e controllo automatici delle unità di produzione termoelettriche ed idroelettriche (c.d. riserva primaria e secondaria), che aumentano o riducono l’immissione in rete in modo da compensare ogni squilibrio sulla rete; il dispacciatore, ovvero Terna, interviene attivamente, inviando alle unità di riserva terziaria ordini di accensione, aumento o riduzione della potenza erogata, quando i margini dei sistemi di regolazione automatici sono inferiori agli standard di sicurezza al fine di reintegrarli. Posto che la quasi totalità degli impianti esistenti nel 2004 era in grado di fornire tali servizi si ritenne che Terna avrebbe potuto approvvigionare nel Mercato dei servizi di dispacciamento tutti i servizi necessari a garantire la sicurezza del sistema senza inficiare gli esiti del MGP. Il rapido incremento di impianti da fonte rinnovabile, in massima parte non in grado di fornire servizi di rete, ha drasticamente mutato questo scenario.

25 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO: I PROBLEMI ATTUALI
L’incremento delle FER, in massima parte non in grado di fornire servizi di rete, ha compromesso il buon funzionamento del MGP. Infatti: 1) accade sempre più spesso che l’esito dell’MGP non sia eseguibile perché gli impianti selezionati non garantiscono un livello sufficiente di riserva; 2) si è ridotta la quota di impianti che operano in regime di concorrenza; infatti il sistema di soluzione del mercato (marginal price) consente alle FER di offrire a zero e di essere remunerate al prezzo dell’impianto più costoso; 3) si è ridotta la sicurezza del sistema a causa dell’incremento delle modifiche in prossimità del funzionamento; su questo tema va segnalata una preoccupante tendenza, a livello europeo, ad avvicinare la chiusura dei mercati al tempo reale per ridurre gli oneri di sbilanciamento e consentire forme di partecipazione delle FER al mercato del dispacciamento. Ciò può ridurre la sicurezza in particolare quando la produzione delle FER è elevata e la domanda è bassa: se il livello delle riserve risulta insufficiente (situazione che si è già verificata e diventerà sempre più frequente con l’aumento delle FER) l’intervento di Terna per garantire la sicurezza può imporre in tempi brevi modifiche al programma di un elevato numero di impianti sia termoelettrici che FER, con un conseguento aumento dei rischi di mancata esecuzione; 4) esiste una mancanza di equità tra la remunerazione degli impianti che forniscono servizi di riserva e quella delle FER in quanto l’MGP non distingue e valorizza allo stesso modo l’energia offerta dagli impianti: il servizio di riserva primaria è valorizzato di fatto sulla base dell’energia (in più o in meno) erogata e non in base al valore di un servizio essenziale al funzionamento del sistema.

26 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO: UNA POSSIBILE RIFORMA
Per risolvere tali problematiche non sarebbero sufficienti degli aggiustamenti, pure opportuni, come l’introduzione delle offerte a prezzi negativi e di punti di offerta multipli (FER + Termoelettrici). Tantomeno la soluzione può essere cercata nel mercato retail riducendo le tutele dei consumatori attraverso l’eliminazione del diritto di recesso nei contratti di lungo termine. Occorre invece una riforma del MGP che preveda: 1) l’introduzione del vincolo della disponibilità di riserva nell’algoritmo di soluzione del mercato, che garantirebbe quindi l’eseguibilità dell’esito del MGP; 2) un meccanismo di remunerazione differenziato per le FER non programmabili, basato su un “marginal price” specifico: fermo restando il diritto di priorità di dispacciamento, le FER non programmabili dovrebbero quindi offrire al duplice scopo di essere selezionate (e remunerate) e di evitare che si formi un prezzo basso. L’esito del MGP sarebbe quindi definito attraverso due “marginal price” di cui quello delle FER risulterebbe di norma inferiore. In tal modo la determinazione del maggior valore della produzione programmabile (termoelettrica e idroelettrica) sarebbe affidata al mercato e non a provvedimenti amministrativi discrezionali.

27 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO: DALLA RIFORMA PIU’ VANTAGGI CHE SVANTAGGI PER LE FER
Nel nuovo MGP la penalizzazione delle FER sarebbe in realtà solo apparente perché già attualmente esse subiscono in misura maggiore gli effetti economici degli esiti del MGP a prezzo zero o minimo, che si verificano proprio quando la produzione rinnovabile è massima. Tali effetti nel sistema attuale sono destinati ad ampliarsi. Viceversa il nuovo MGP, attraverso la partecipazione di tutte le possibili forme di flessibilità, favorirebbe gli investimenti necessari (pompaggi, batterie) per consentire lo sviluppo delle FER, e stimolerebbe iniziative per la modulazione della domanda (anche tramite aggregazioni zonali di clienti) e per la “programmabilità” delle FER (aggregazione di offerte tra FER e convenzionali). La compatibilità del nuovo MGP con il Price Coupling of Regions, che è il progetto europeo per l’integrazione dei mercati, potrebbe essere assicurata da idonee procedure che garantiscano la confrontabilità delle offerte. D’altra parte lo sviluppo delle FER ha indotto analoghi problemi in Spagna, Germania e Irlanda ed occasionalmente anche in altri Paesi; è quindi possibile una convergenza verso un nuovo modello di mercato all’ingrosso. Non sarebbe la prima volta che, nel settore elettrico, la regolazione italiana precede quella europea.

28 CONCLUSIONI L’assetto del settore elettrico definito nel 1999 dal Decreto Bersani appare ancora del tutto funzionale anche ai nuovi obiettivi di sviluppo del settore; non serve quindi una riforma complessiva del settore elettrico. Servono tuttavia una serie di importanti interventi finalizzati sia a risolvere i problemi del settore, che incidono profondamente sullo sviluppo del Paese, sia a governare il futuro, traendo vantaggio dalle opportunità offerte dalla transizione tecnologica verso le fonti rinnovabili. Serve gestire il debito degli oneri di sistema e fiscalizzare una parte degli oneri che gravano sulle imprese. Serve investire sulle nuove tecnologie potenziando l’incentivazione della ricerca congiunta tra Enti pubblici e imprese. Serve governare le chiusure del termoelettrico per evitare di compromettere la concorrenza. Serve intervenire nel mercato retail per aumentare la mobilità dei clienti senza ridurre le tutele per i clienti vulnerabili. Serve infine una ambiziosa riforma del Mercato elettrico all’ingrosso, che consenta di recuperare efficienza, sicurezza ed equità. Questi interventi possono riportare l’Italia all’avanguardia in ambito europeo e possono consentire al settore elettrico di tornare ad essere un importante strumento dello sviluppo del Paese.