La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti. Il mercato elettrico italiano e gli scenari futuri. Alessandro Marangoni Corso A3 di formazione e aggiornamento “Tecniche di formazione” Roma, 24 novembre 2015

Outline La liberalizzazione del mercato elettrico e l’attuale architettura Le componenti della bolletta elettrica (quadro d’insieme) L’approvvigionamento di energia Oneri generali di sistema Trasmissione, distribuzione, misura Imposte Focus componente energia: struttura ed evoluzione del settore elettrico Mix di generazione Struttura del mercato Rinnovabili e prezzo dell’energia elettrica Le problematiche attuali (overcapacity, adeguatezza, etc.) Focus oneri generali di sistema e A3 Stato incentivazione Evoluzioni future Lavori in corso: maggior tutela, revisione tariffe, canone Rai, …

La liberalizzazione del mercato elettrico Il processo di liberalizzazione del mercato elettrico è stato avviato dall’ Unione Europea che, con la Direttiva 96/92/CE, ha promosso la creazione di un mercato unico dell’elettricità a livello europeo, attraverso l’apertura alla concorrenza dei singoli mercati nazionali. Due principi fondamentali hanno guidato il processo: L’unbundling. Separazione tra l’attività di gestione dell’infrastruttura di rete da un lato e le attività di produzione/importazione e vendita dall’altro. Mentre la prima, stante la sua natura di monopolio naturale, continua ad essere sottratta alla concorrenza, le seconde sono libere. Il Third Party Access. Obbligo di garantire l’accesso alla rete, in base a prezzi obiettivi e non discriminatori, a tutti i soggetti che ne facciano richiesta. A questi si è aggiunto a livello nazionale l’imposizione di tetti antitrust, che identificano dei limiti massimi alla quota di mercato di ciascun operatore.

Il “Decreto Bersani” – Dlgs. 79/1999 Liberalizzazione attività di generazione, vendita finale e cambi con estero Accesso regolamentato alla rete trasmissione con tariffe definite da AEEG Trasmissione e dispacciamento affidate a in concessione a gestore della rete Separazione societaria dell’incumbent (Enel) Introduzione di nuove figure istituzionali: GRTN (oggi Terna), GME, AU Cessione di capacità produttiva di Enel per ridurre concentrazione del mercato (vendita Genco) Legge 234/04 (“Legge Marzano”): dal 1 luglio 2007 tutti i clienti possono scegliere di essere riforniti sul mercato libero. Alcune tipologie di clienti che non hanno ancora optato per il mercato libero possono rimanere nel mercato di maggior tutela o nel mercato di salvaguardia (temporaneamente).

L’attuale configurazione del mercato elettrico

La Borsa elettrica A partire dal 1° luglio 2004 viene istituita la Borsa elettrica e tutti gli utenti non domestici con consumi > 0,1 GWh/anno e possessori di P. IVA hanno facoltà di approvvigionarsi sul mercato libero Nel 2007 avviene la completa apertura del mercato, anche per i clienti domestici, che possono comunque avvalersi del servizio di maggior tutela, un mercato regolato dall’AEEGSI dove l’approvvigionamento è garantito dall’Acquirente Unico (AU), mediante criteri di economicità e trasparenza. Nel 2013 la maggior tutela rappresenta il 25% dell’energia elettrica complessiva.

Il disegno di mercato che emerge da processo di liberalizzazione delle fasi della filiera che sono concorrenziali (es. generazione, importazione, vendita) riguarda la vendita all’ingrosso dell’energia elettrica, la vendita al dettaglio e l’attività di dispacciamento. La negoziazione degli scambi di energia nei mercati elettrici è affidata al Gestore dei Mercati Energetici (GME). Il Mercato elettrico a Pronti (MPE) è articolato in: Mercato del Giorno Prima (MGP) Mercato Infragiornaliero (MI) Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) Il Mercato Elettrico a Termine (MTE) è organizzato in modo che gli operatori possano negoziare contratti standardizzati a termine sull’energia elettrica: Contratti bilaterali / Over the counter

Il Mercato del Giorno Prima Mercato per lo scambio di energia elettrica all’ingrosso dove si negoziano blocchi orari di energia 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. Ospita la maggior parte dei volumi di energia scambiati La seduta del MGP si apre alle ore 08.00 del nono giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 09.15 del giorno precedente il giorno di consegna. Controparte centrale per operazioni di acquisto/vendita è GME

La formazione del prezzo: Il modello usato per fissare il prezzo è il system marginal price. In base a tale meccanismo, tutte le offerte che sono accettate sulla Borsa elettrica sono remunerate al prezzo di equilibrio, ottenuto dall’intersezione tra la curva di offerta e domanda. Offerte di vendita sono ordinate per prezzo crescente in una curva di offerta e quelle di acquisto sono ordinate per prezzo decrescente in una di domanda. L’intersezione delle due curve determina: la quantità complessivamente scambiata ed il prezzo di equilibrio.

Il Mercato Infragiornaliero Nasce per consentire agli operatori di aggiornare le offerte di vendita e di acquisto e le loro posizioni commerciali con un frequenza simile a quella di una negoziazione continua La negoziazione continua è una modalità di contrattazione basata sull’abbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con la possibilità di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante le sessioni di contrattazione Consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita. Il MI si svolge in quattro sessioni, con orari di chiusura diversi ed in successione. Le regole di formazione del prezzo sono omogenee a quelle di MGP.

Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento Qui Terna si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione del sistema per: risolvere le congestioni sulla rete rilevante; soddisfare il fabbisogno di riserva secondaria di potenza, costituendo opportuni margini di riserva secondaria; soddisfare il fabbisogno di riserva terziaria di potenza, costituendo opportuni margini di riserva terziaria; ridurre la differenza tra la propria previsione della domanda di e.e. e della produzione da fonti rinnovabili non programmabili rispetto all’esito del mercato dell’energia e più in generale garantire l’equilibrio tra immissioni e prelievi di potenza sia a “programma” che “in tempo reale”. Il MSD si articola in due fasi: la fase di programmazione (MSD ex-ante): vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita relative ai periodi del giorno successivo a quello in cui termina la seduta; la fase di gestione in tempo reale ovvero il Mercato di Bilanciamento (MB), che si svolge nel medesimo giorno cui le offerte fanno riferimento (D) ed è articolata in cinque sessioni.

Perché c’è bisogno dei servizi di dispacciamento? L’energia elettrica non è immagazzinabile, quindi deve essere garantito in ogni istante l’equilibrio tra produzione e domanda tale da mantenere la frequenza della rete entro una banda di oscillazione accettabile per il sistema. I servizi di dispacciamento assolvono a una pluralità di funzioni e possiedono caratteristiche differenti: “Riserva di regolazione”: alcuni impianti che rispettano determinate caratteristiche tecniche devono essere dotati della strumentazione necessaria e mantenere una porzione della propria capacità per rispondere automaticamente e in tempo reale ad eventuali deviazioni della frequenza della rete dalla frequenza obiettivo “Riserva secondaria”: è chiamata in azione circa un minuto dopo il verificarsi del disequilibrio dal gestore della rete e viene remunerata all’operatore. Serve per “liberare” la riserva primaria. “Riserva operativa o sostitutiva”: viene chiamata dal gestore della rete per essere resa disponibile a partire da 10/15 minuti dopo il verificarsi del disequilibrio. “Libera” la riserva secondaria. Viene remunerata secondo gli esiti del MSD

Le componenti della bolletta elettrica

Approvvigionamento e commercializzazione dell’energia elettrica: Componente energia. Corrisponde al costo per l’acquisto dell’energia elettrica sul mercato, comprensivo delle perdite sulle reti di trasmissione e di distribuzione. Per il servizio di maggior tutela tale componente è regolata dall’AEEGSI sulla base dell’attività dell’AU. Per tutti gli altri utenti dipende dalle condizioni stipulate dai fornitori con i clienti. Le perdite di rete, che inevitabilmente si verificano per la trasmissione dell’energia, sono conteggiate mediante percentuali definite dall’AEEGSI e incluse nelle partite economiche del mercato elettrico a spese di chi consuma l’energia. Componente di commercializzazione e vendita. Si riferisce alle spese che le società di vendita sostengono per rifornire i loro clienti. Per i clienti serviti in maggior tutela questa voce è fissata dall’AEEGSI sulla base dei costi sostenuti mediamente da un operatore del mercato libero. Per tutti gli altri utenti dipende invece dalle condizioni contrattuali. Prezzi medi finali (componente approvvigionamento) nel 2013 in €/MWh. (Fonte: AEEGSI)

Il prezzo del dispacciamento Il prezzo del dispacciamento. Si riferisce alle attività per il mantenimento in costante equilibrio del sistema elettrico. Il dispacciamento assicura che ad ogni quantitativo di elettricità prelevato dalla rete per soddisfare i consumi, corrisponda un quantitativo uguale immesso dagli impianti produttivi. I clienti in maggior tutela pagano per questo servizio in proporzione ai consumi, secondo un valore aggiornato ogni tre mesi dall'Autorità; nei contratti di mercato libero può essere previsto diversamente. Oneri netti di acquisto/vendita di energia per approvvigionamento delle risorse di dispacciamento su MSD maturati nel periodo 2004-2013

Trasmissione, distribuzione e misura: I servizi di rete sono le attività di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione nazionali, di distribuzione locale e comprendono la gestione del contatore. Per i servizi di rete si paga una tariffa fissata dall'Autorità sulla base di precisi indicatori, con criteri uniformi su tutto il territorio nazionale, tenendo conto dell'inflazione, degli investimenti realizzati e degli obiettivi di recupero di efficienza. In generale, la componente di costo può essere scomposto in tre fattori: La remunerazione riconosciuta per i costi operativi (costo del lavoro, acquisti di beni e servizi, etc.) La remunerazione del capitale investito (costo del denaro investito per nuove infrastrutture di rete) La remunerazione degli ammortamenti (costo effettivo nuove infrastrutture di rete) Costo indicativo annuo dei servizi di rete per un utente domestico tipo (fonte RSE)

Oneri generali di sistema: Per il corretto funzionamento e la sostenibilità economica e ambientale, il sistema elettrico necessita di alcune attività e servizi a beneficio della collettività, che non sono direttamente remunerate dai servizi di produzione, trasporto e vendita dell’energia. Non potendo imputare il costo di tali servizi direttamente, si ricorre al meccanismo degli oneri generali di sistema, dove ogni consumatore versa una quota, proporzionale all’energia prelevata, che è gestita per la remunerazione dei servizi collettivi. Componenti degli oneri generali di sistema attualmente in vigore: Componente A2 – Nucleare. È la componente mediante la quale sono recuperati i costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti. Componente A3 – Rinnovabili e assimilate. Nata allo scopo di finanziare gli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate di cui al provvedimento CIP6/92, negli anni è stata estesa a copertura di altri costi più o meno legati all’incentivazione delle rinnovabili. Fra i principali costi attualmente recuperati attraverso questa componente ci sono gli incetivi al fotovoltaico (Conto Energia), la tariffa onnicomprensiva per impianti rinnovabili, il meccanismo dello scambio sul posto, il ritiro da parte di GSE dei Certificati Verdi, il servizio di ritiro dedicato per piccoli impianti.

Componente A4 – Regimi tariffari speciali Componente A4 – Regimi tariffari speciali. Attraverso questa componente si costituisce un fondo a copertura delle agevolazioni sul prelievo dell’energia concesse ad alcune utenze come le Ferrovie dello Stato, i Comuni rivieraschi, gli impianti siderurgici. Componente A5 – Ricerca. Componente volta a finanziare l’attività di ricerca e sviluppo finalizzata all’innovazione tecnologica di interesse generale per il sistema elettrico. Attraverso questa componente sono stanziati fondi di finanziamento delle ricerche svolte da CNR, ENEA, RSE e i bandi di ricerca destinati alle imprese. Componente As – Bonus elettrico. Introdotta a partire dal 2008 a compensazione degli sconti elargiti a clienti economicamente svantaggiati o in gravi condizioni di salute. Componente MCT – Compensazione territoriale. I proventi derivanti da questa componente sono destinati a compensare le erogazioni economiche a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare. Componente UC3 – Perequazione. Questa componente alimenta il conto a supporto dei meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura. La necessità di una tariffa unica a livello nazionale per il trasporto e la misura non sempre si concilia con le differenze sui costi dei servizi che nascono per esigenze territoriali. Il bilancio fra il gettito della tariffa unica e i costi riconosciuti agli operatori viene garantito attraverso questa componente.

Componente UC4 – Imprese minori Componente UC4 – Imprese minori. Finanza le integrazioni destinate alle imprese minori che esercitano il servizio integrato di produzione, distribuzione e vendita nelle piccole isole, sostenendo costi maggiori rispetto alla media nazionale. Componente UC6 – Qualità. Questa componente va a premiare i gestori delle reti in caso siano raggiunti i livelli di qualità del servizio disciplinati dall’Autorità. Componente UC7 – Efficienza energetica. Tale componente è destinata a finanziare il meccanismo dei Certificati Bianchi, finalizzato alla copertura dei costi delle imprese distributrici soggette all’obbligo di realizzare interventi di efficienza energetica Spesa annua indicativa per oneri generali di sistema a carico dell’utente domestico tipo (euro/anno)

Imposte: Con la bolletta dell'energia elettrica si pagano: l'imposta nazionale erariale di consumo (accisa) e l'imposta sul valore aggiunto (IVA). Attualmente è in fase di approvazione la Legge di Stabilità che, tra le varie norme, prevede che per il 2016 il canone Rai venga pagato, come voce distinta, nella bolletta elettrica degli utenti domestici residenti L'accisa. Si applica alla quantità di energia consumata indipendentemente dal contratto o dal venditore scelto. I clienti domestici con consumi fino a 1800 kWh godono di una riduzione per la fornitura nell'abitazione di residenza. L'IVA. Si applica sul costo totale della bolletta (servizi di vendita+servizi di rete+accise). Attualmente l'IVA per i clienti domestici è il 10%; per i clienti con "usi diversi" è il 22%. Stima del totale imponibile per categoria di consumo ai fini del calcolo IVA per l’anno 2012

Struttura ed evoluzione del settore elettrico Il mix di generazione attuale: 269,1 TWh generati nel 2014

La consistenza del parco impianti: 122,3 GW installati al 2014

Dall’oligopolio alla liberalizzazione del mercato La struttura del mercato: Dall’oligopolio alla liberalizzazione del mercato Lo sviluppo delle FER porta la concorrenza nel mercato Solo nel PV 550.550 impianti (di cui 176.559 sotto i 3 KW) Ma negli ultimi cinque anni è in atto un processo di consolidamento del mercato … I primi 20 operatori nel comparto delle rinnovabili

Volumi di energia elettrica scambiati su MGP (MWh) In Italia la maggior parte dell’energia elettrica generata da fonte rinnovabile viene ritirata dal GSE ed immessa sul mercato a prezzo nullo. Nel 2014 il GSE ha offerto circa 47 TWh sulla Borsa elettrica, pari al 25,5% del totale dei volumi scambiati in Borsa.

Quantità di energia elettrica soggetta a ritiro dedicato Nel dettaglio, gran parte dei produttori da fonti rinnovabili ha sottoscritto con il GSE un accordo per il ritiro dedicato dell’energia generata. Nel 2013 la quantità di energia elettrica oggetto di ritiro dedicato è stata pari a circa 25,8 TWh , per la maggior parte riconducibile a fotovoltaico, eolico e idroelettrico fluente.

Peak shaving PV 2014: 896 milioni di € L’effetto delle rinnovabili sui prezzi di mercato Peak shaving PV 2014: 896 milioni di € Evidenze: Riduzione del PUN tra 5,8 e 24 €/MWh nel 2014 L’effetto peak shaving si sta consolidando Beneficio cresciuto dal 19% al 46% (nel suo massimo), nonostante bassa domanda, aumento dell’autoconsumo e riduzione dei prezzi

Le problematiche attuali Calo della domanda elettrica e crescita FER … Sovraccapacità e dismissioni annunciate … ► ≈20 GW dismissioni in un triennio Target Model europeo … Riforma in discussione in Italia … Riorientamento delle strategie delle grandi utility europee … ► rinnovabili, reti, servizi

L’adeguatezza del sistema a salire Evidenze: 7,7 GW di termoelettrico dismessi nel 2014 68 GW potenza disponibile alla punta vs. 56 domanda + riserva Nessuna criticità nel medio-lungo periodo con capacità di importazione

L’adeguatezza del sistema a scendere Evidenze: Scenario realistico: nessuna criticità nel medio-lungo periodo Scenario spinto: criticità al 2020-2024 solo in parte risolvibili con export Market coupling chiave per integrare i mercati nazionali e ridurre le criticità

Oneri di sistema: la componente A3 Gettito annuale in milioni di euro degli oneri generali di sistema nel periodo 2010-2013 Risulta evidente il trend di crescita dovuto principalmente alla componente A3 relativa all’incentivazione delle fonti rinnovabili, che con oltre 12 miliardi di euro porta il gettito totale degli oneri generali di sistema a 13,8 miliardi di euro.

Ripartizione della componente A3 Il boom di sviluppo del fotovoltaico negli ultimi anni ha contribuito a far lievitare il gettito da componente A3, passando da un costo per incentivi di circa 900 milioni di euro nel 2010 a circa 6,6 miliardi nel 2013.

Il costo per l’incentivazione delle rinnovabili nel 2014: Nel 2014 l’onere complessivo per il supporto alle energie rinnovabili si è attestato a 12 miliardi di euro circa. Di questi, il 56% è riconducibile alla generazione da fotovoltaico, mentre gli impianti incentivati tramite il meccanismo dei Certificati Verdi sono il 27% del totale. La Tariffa Onnicomprensive copre il 15% dei costi, mentre CIP6 e il DM 7 luglio sono il restante 3%.

Gli scenari futuri Quali strategie future? 2020 Stop Scenari definiti da: Domanda elettrica (PIL, efficienza, switch consumi termici, mobilità elettrica, …) Sviluppo tecnologie e costi G.D., autoconsumo, storage Policy e market design 2020 Stop 38% di FER sui consumi Dal 2015 spesa per incentivi in riduzione 2015-20 -802 mln € anno 2020-30 -3,2 mld € anno

Road Map 2050 Scenario proattivo 2030 FER 61,5% di FER sui consumi Contatori oneri rotativi 2016-20 +780 mln € anno (82%) 2020-30 +1,7 mld € anno (51%) Quote obbligo, PPA, carbon tax…

Lavori in corso … Abolizione della maggior tutela. Prevista dal 1 gennaio 2018. I consumatori dovranno scegliere una delle offerte presenti sul mercato libero. Per facilitare la transizione l’Autorità ha avviato una prima consultazione per la definizione del percorso di riforma dei meccanismi di tutela del prezzo. Revisione delle tariffe. L’orientamento dell’Autorità prevede una rimodulazione dell’attuale ripartizione degli oneri di sistema (che oggi gli utenti domestici pagano solo in proporzione ai kWh consumati) spostandone una parte (50%) in quota potenza. Una parte di oneri, quindi, verrebbe pagata indipendentemente dalla quantità di energia elettrica prelevata dalla rete. Canone RAI in bolletta. In base all’emendamento in Legge di Stabilità approvato il 20 novembre (ancora provvisorio), per il 2016 il canone costerà 100 € (in calo rispetto ai 113,50 € del 2015), e nella bolletta sarà non imponibile ai fini fiscali. Viene introdotta una modalità di pagamento del canone che prevede 10 rate mensili. Il canone Rai comparirà nelle bollette solo nella seconda metà del prossimo anno.

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