Il prezzo dellenergia elettrica in Italia Una riduzione possibile? Riccardo Bani Convegno Cara Energia Assopiastrelle Sassuolo, 14 settembre 2005

2 Il prezzo dellenergia elettrica Il prezzo dellenergia elettrica in Italia è costituita da diverse componenti di costo Il costo di generazione è sicuramente la componente principale (oltre il 50%) e la sue evoluzione sarà determinata dallandamento dei prezzi del petrolio e dal processo di liberalizzazione in corso La definizione delle altre componenti di costo è invece soggetta al regime regolatorio e pertanto non influenzata dal processo di liberalizzazione E interessante analizzare le diverse componenti il costo complessivo dellenergia elettrica, oltre alla generazione, andando ad esaminare la loro evoluzione nel tempo e limpatto per le PMI

3 Il prezzo dellenergia elettrica Incidenza delle diverse componenti il costo dellenergia elettrica 56% Costi di generazione 20% Trasporto 10% Imposte 9% Componenti A e UC 5% Bilanciamento

4 Disponibilità elettrica per il mercato libero Importazione Municipalizzate338 (in prod. priv) Produzione privata CIP TOTALE (TWh) Approvvigionamento (in TWh) Domanda (in TWh) La disponibilità di energia elettrica (import e CIP 6) CIP 6: nel 2004 il 78% della capacità disponibile (4.600 MW) è stato assegnato al mercato libero, mentre nel 2005 la quota per il mercato libero è stata del 60% del disponibile (5.800 MW!) con una riduzione di 240 MW

5 La disponibilità di energia elettrica Produzione termoelettrica Anno Potenza disponibile a fine anno Nuovi impianti in esercizio a fine anno Potenza dopo repowering Uscita per dismissioni Entrate nette – Evoluzione della potenza efficiente netta operativa degli impianti termoelettrici in Italia nel periodo 2004 – 2007 Fonte: relazione annuale AEEG del marzo 2005

6 Tra il 2005 e il 2007 Avvio operatività prime centrali CCGT Riduzione del 20% Costo variabile di produzione Le nuove centrali CCGT 56% Costi di generazione 20% Trasporto 10% Imposte 8% Componenti A e UC 6% Bilanciamento

7 termolettricoindustrialecivilealtro Evoluzione della domanda di gas in Italia Nuove infrastrutture gas

8 Utenza in media tensione (mt; pot < 500 kW) Basso Utilizzo Medio Utilizzo Alto Utilizzo Lattività di trasmissione e distribuzione

9 Le perdite di rete sono cresciute tra il primo ed il secondo periodo regolatorio In particolare incremento del 8% le perdite di rete per i clienti allacciati in bassa tensione sono passati da 10,0% a 10,8% con un incremento del 8% incremento del 8,5% Le perdite di rete per i clienti allacciati in media tensione sono invece passate da 4,7% a 5,1% con un incremento del 8,5% Lattività di trasmissione e distribuzione

10 Valori in euro/MWhBTMT OD3,4 CD0,50,4 INT1,81,2 DP0,1 TOTALE (*)5,85,1 Si riassumono di seguito i valori delle differenti componenti costituenti il costo del servizio di dispacciamento (*)I valori sono riferiti al terzo trimestre 2005 e sono stati determinati assumendo i profili di prelievo per cliente tipo in BT e MT La remunerazione complessiva per il servizio di interrompibilità è pari a circa 400 milioni di euro/anno per tre anni (dal 2004 al 2006) Il dispacciamento dellenergia

11 Il prezzo dellenergia include una serie di oneri generali obbligatori afferenti il sistema elettrico nazionale In particolare gli oneri sono tipicamente definiti componenti A ed UC Le componenti A sono a copertura di - smantellamento centrali nucleari dismesse (A2) - oneri del GRTN per acquisto energia CIP6 (A3) - perequazione contributi per regimi tariffari speciali (A4) - costi per attività di ricerca e sviluppo (A5) - stranded cost (A6) - integrazioni tariffarie del provvedimento CIP 34/74 (A8) Le componenti UC sono a copertura di: - squilibri perequazione dei costi di acquisto energia elettrica per vincolato (UC1) - squilibri perequazione dei costi di trasporto (UC3) - integrazioni tariffarie del provvedimento CIP 34/74 (UC5) - costi riconosciuti per recupero qualità del servizio (UC6) Gli oneri di sistema

12 Variazione oneri generali e dispacciamento dellenergia

13 Imposte Il sistema prevede lapplicazione di imposte erariali ed addizionali locali (provinciali, comunali o regionali) Anche sul fronte delle imposte si è assistito ad un incremento a livello di addizionali locali. Le diverse realtà locali hanno infatti la facoltà di incrementare il valore originario di 18 lire/kWh fino ad un massimo di 22 lire/kWh che equivale ad un incremento del 22% Si sta assistendo ad un graduale e progressivo allineamento da parte di tutte le realtà locali verso la soglia più elevata Inoltre la modalità di applicazione delle addizionali locali crea una grossa disparità di costi unitari a carico delle imprese con elevata incidenza per imprese con consumi minori

14 Imposte Andamento delle imposte sulle diverse tipologie di consumatori

15 Riesame delle tariffe di trasporto e distribuzione e delle responsabilità in capo ai distributori: rimodulazione costi commerciali per il servizio di trasporto e di acquisto e vendita Corretto e puntuale svolgimento del servizio di misura per i clienti sul mercato libero correlato algi oneri sostenuti I possibili interventi sul prezzo dellenergia Costi commerciali (/cliente/anno) Cliente BTCliente MT Acquisto e vendita2,8261,62 Servizio di trasporto17,5382,4 Servizio dimisura24,8542,3 Aggiornamento dei livelli minimi di qualità di servizio introducendo microinterruzioni e/o buchi di tensione con oneri correlati allentità dei danni subiti dalle imprese Maggiore trasparenza su gettito derivante dalle componenti A ed UC e valutazione di possibili riduzioni Limitare allocazioni di import e CIP6 a soggetti che godono del servizio di interrompibilità, considerata lelevata onerosità di tale servizio per le imprese. Definire una differente digressione nellapplicazione delle imposte le diverse categorie di consumatori riducendo lonerosità perle PMI

16 Per le imprese, oltre alla riduzione dei prezzi di energia elettrica (costo di generazione + altre componenti) sono possibili interventi di risparmio energetico negli usi finali I decreti pubblicati dal MAP il 20 luglio 2004 stabiliscono gli obiettivi quantitativi nazionali di incremento dellefficienza energetica negli usi finali ai sensi dei d. lgs. n. 79/99 per lenergia elettrica e n. 164/00 per il gas naturale Il risparmio energetico

17 Obiettivi quantitativi nazionali di incremento dellefficienza energetica negli usi finali Obbligo in capo ai distributori di energia elettrica e gas naturale Misure ed interventi che comportano la riduzione dei consumi di energia primaria nel settore dei consumi di energia elettrica: - 0,10 Mtep/a GWh - 0,20 Mtep/a GWh - 0,40 Mtep/a GWh - 0,80 Mtep/a GWh - 1,60 Mtep/a GWh Almeno il 50% degli obiettivi deve essere ottenuto attraverso riduzione dei consumi di energia elettrica Obiettivi nazionali

18 Misure e interventi per la riduzione dei consumi di energia elettrica - rifasamento elettrico - motori elettrici ed applicazioni - sistemi per illuminazione - uso di fonti e vettori ad alta efficienza - apparecchi a basso consumo - riduzione di consumi energia per usi termici - apparecchiature ad alta efficienza AEEG pubblica le linee guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti AEEG definisce criteri e modalità di rilascio dei TEE e le modalità di presentazione attestato di adempimento allobbligo dei distributori Misure ed interventi

19 1. Risultati acquisiti con quattro anni di mercato 2. Organizzazione efficiente 3. Dimensioni e profili di prelievo Le forme di aggregazione rappresentano una reale opportunità per le imprese. Un nuovo ruolo delle aggregazioni I due decreti, unitamente alle delibere dellAEEG, rappresentano un momento importante per lo sviluppo di interventi di risparmio energetico nelle imprese ed il conseguente indiretto contenimento dei costi energetici I consorzi possono rappresentare uno reale strumento di vitale importanza per la promozione e limplementazione di queste iniziative nelle imprese, conseguendo così nel contempo una rinnovata conferma del proprio ruolo

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