Numero 4 – 2019

1999-2019 20 anni di mercato libero dell’energia elettrica

Un momento di riflessione sul passato, per comprendere il presente, ma soprattutto il futuro

Nel corso degli anni ’90, quando la maggior parte dei mercati nazionali dell’energia elettrica e del gas naturale erano ancora oggetto di monopolio, l’Unione Europea e gli Stati membri hanno deciso di aprire gradualmente tali mercati alla concorrenza. Le prime direttive in materia di liberalizzazione (primo pacchetto energia) sono state adottate nel 1996 (energia elettrica) e 1998 (gas), con recepimento negli ordinamenti giuridici degli Stati membri rispettivamente entro il 1998 e il 2000.

Il 16 marzo 1999, il governo di Massimo D’Alema, approvava il decreto del ministro dell’Industria, Pier Luigi Bersani, per il recepimento della direttiva 96/92/CE. Con tale provvedimento, l’Europa stabiliva le regole per una graduale apertura del mercato alla concorrenza con l’obiettivo di renderlo più efficiente, rafforzare la sicurezza energetica, promuovere la competitività dell’economia europea e la tutela ambientale.

In precedenza, a partire dal 1962, il sistema elettrico italiano era stato organizzato in forma di monopolio pubblico verticalmente integrato ed era stato istituito l’Ente nazionale per l’energia elettrica (Enel) che aveva in capo le attività di generazione, trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica. Il territorio interessato era la quasi totalità del territorio nazionale e, nelle aree geografiche non servite da Enel, operavano società municipalizzate.

La c.d. liberalizzazione ha imposto la fine del monopolio, la divisione di tutte le attività e ha iniziato un processo a step che ha portato, il 1° luglio 2007, alla completa liberalizzazione del mercato elettrico.

Per la parte riguardante la vendita di energia elettrica si è passati da un unico operatore più alcuni piccoli locali a ben oltre 600 operatori.

A distanza di vent’anni si possono individuare luci e ombre conseguenti a questi importanti cambiamenti. È aumentata la concorrenza interna e si sono ridotti di due ordini di grandezza i guadagni dei fornitori, ma le politiche nazionali nel contesto europeo ne hanno sofferto: dove prima operava un gigante da solo, ora operano molti fornitori, da quelli più importanti fino a quelli più piccoli, con interessi che non sempre coincidono con l’interesse nazionale o territoriale. Va infine osservato che, mentre la teoria economica considera la concorrenza in grado di determinare nel lungo periodo costi di produzione inferiori a quelli del monopolista e di trasferire i rischi dell’attività principalmente in capo agli azionisti e non sugli utenti, la realtà ha spesso presentato un conto salato anche per gli utenti finali.

Ora gli obiettivi nel medio/lungo periodo mirano a offrire un’energia sicura, sostenibile dal punto di vista ambientale, con una migliore qualità e a prezzi accessibili. Gli scenari variano velocemente e l’Unione Europea ha individuato le seguenti azioni per raggiungere gli obiettivi precedentemente citati. Esse sono:

• regolamentazione del mercato dell’energia tramite l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER);

• misure relative alla sicurezza dell’approvvigionamento di elettricità, gas naturale e petrolio;

• orientamenti sulle Reti transeuropee dell’energia (TEN-E);

• misure rivolte al mercato interno dell’energia elettrica di ogni Stato UE (fatture più chiare e frequenti, protezione dei clienti in condizioni di povertà energetica e dei clienti vulnerabili, introduzioni di nuovi soggetti come gli aggregatori per il mercato del dispacciamento, agevolazioni all’elettromobilità e coordinamento dei compiti dei distributori, capacity market).

Le sfide sono molteplici e necessitano di professionalità specifiche ma anche di coraggio e di persone con una visione di medio/lungo periodo e con una spiccata sensibilità per l’ambiente e per il destino delle generazioni future.

La cosa certa è che non bisogna perdere tempo, perché il futuro inizia oggi, non domani.

Esenzione costo componenti RE-RE_T gas per termoelettrici

L’esenzione potrebbe comportare delle ricadute economiche positive sui costi dell’energia elettrica ma negative sui costi del gas naturale

Con il documento di consultazione 375/2019/R/com, l’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) illustra i propri orientamenti riguardo all’opportunità di non applicare più la parte delle componenti tariffarie RE e RE_T a copertura dei costi derivanti dal meccanismo dei titoli di efficienza energetica (TEE) al gas metano prelevato per alimentare le unità di produzione termoelettriche a fini della successiva immissione di energia elettrica.

Secondo l’Autorità appare infatti opportuno che certe tipologie di oneri (es. tariffe di trasporto/distribuzione e oneri generali di sistema) siano applicate solamente all’energia prelevata per usi finali e non a quella prelevata per attività di “trasformazione”. In tale ottica, gli impianti termoelettrici non costituiscono veri e propri “clienti finali” del sistema energetico nel suo complesso, poiché effettuano di fatto una trasformazione di un prodotto energetico (gas naturale) in un altro (energia elettrica).

L’obiettivo del provvedimento è disincentivare il trasferimento dei costi derivanti dal meccanismo dei TEE (cioè le componenti: RE, applicata al gas naturale prelevato dalle reti di distribuzione, e l’equivalente componente RE_T , applicata al gas naturale prelevato dalle reti di trasporto) sui prezzi dell’energia elettrica, che normalmente avviene (con effetti amplificati) nelle offerte delle unità termoelettriche presentate e accettate nei mercati dell’energia: tale trasferimento di costi comporta infatti distorsioni e conseguenti inefficienze, sia a livello nazionale che europeo, e, in ultima analisi, costi maggiori per i clienti finali del settore elettrico.

Con questo articolo si è cercato di capire le ricadute economiche che potrebbe avere questa esenzione ai termoelettrici nei confronti dei consumatori. Si è partiti dai dati del 2018, vale a dire:

• 128,5 miliardi di kWh prodotti da centrali termoelettriche alimentate a gas naturale;

• 23,6 miliardi di m³ di gas utilizzati, di cui il 35% circa da impianti puri e il resto da impianti con produzione combinata di energia elettrica e calore;

• ipotesi di impianti direttamente allacciati alla rete di Snam Rete Gas (c.d. clienti diretti con applicazione della componente RE_T).

In base a questi dati e in base alle ipotesi sulla rimodulazione parziale o totale del pagamento delle componenti, risulta un’esenzione per i termoelettrici pari a circa 195 milioni di euro l’anno, pari a circa 1,50 €/MWh. Questo comporterebbe quindi un’energia termoelettrica meno cara. Dato che l’energia termoelettrica pesa circa il 43% sul totale consumato, il beneficio potrebbe essere di circa 0,65 €/MWh.

Va altresì detto che i restanti clienti che utilizzano il gas sarebbero gravati di questo importo. Se infatti togliamo ai circa 72,7 miliardi di m³ consumati in Italia nel 2018 la quota utilizzata dagli impianti termoelettrici, pari a 23,6 miliardi di m³, otteniamo un dato di 49,1 miliardi di m³. L’esenzione di 195 milioni di euro dei termoelettrici potrebbe quindi comportare un aumento delle tariffe del gas pari a 0,40 c€/m³.

Si può quindi concludere come l’esenzione del pagamento delle componenti RE/RE_T per gli impianti termoelettrici potrebbe comportare una diminuzione del costo dell’energia elettrica di 0,65 €/MWh e un aggravio dei costi del gas naturale di 0,40 c€/m³.

Va infine fatto presente come la componente UC7, ora inglobata nella tariffa elettrica A_RIM, destinata a finanziare gli interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali potrebbe subire delle rimodulazioni per coprire l’esenzione ai termoelettrici. Sulla questione, per ora, WWF, Legambiente e Greenpeace (con un testo congiunto) e Italia Solare hanno risposto alla consultazione pubblica esprimendo parere contrario. Nel dettaglio le associazioni lamentano come la proposta dell’Autorità favorisca il settore della produzione termoelettrica a gas esentandolo da oneri comunque derivanti dalla necessità di decarbonizzare i sistemi energetici e penalizzi le fonti rinnovabili.

Uno sguardo all’Europa: “Gas Wholesale Market Volume”

Pubblicato il Rapporto di monitoraggio 2019 dall’Agenzia per la cooperazione dei regolatori energetici Ue (Acer) relativo ai dati dell’anno 2018

Acer ha pubblicato il rapporto annuale che mostra i risultati del monitoraggio dei mercati interni del gas naturale in Europa per l’anno 2018.

Riportiamo alcune parti interessanti che rappresentano degli spunti di riflessione. Innanzitutto si riporta la stima dei costi medi di approvvigionamento di gas dei fornitori da parte degli Stati membri dell’UE e negli altri stati confinanti. Con i colori della superficie degli Stati, dall’azzurro al blu è mostrata la differenza rispetto ai prezzi quotati all’hub TTF. Più il colore è scuro è più il prezzo è alto rispetto al TTF.

I prezzi nella figura (si ricorda che 1 €/MWh = 1,05833 c€/Sm³), sono evidenziati da uno sfondo di colore blu (prezzi di importazione dichiarati alla frontiera), giallo (prezzi di copertura dell’hub) e verde (produzione propria).

La valutazione dei costi di approvvigionamento dell’offerta per la Georgia, la Serbia e la Bosnia Erzegovina non è stata possibile, mentre i prezzi all’importazione per Austria, Francia e Polonia non sono stati valutati.

Si può notare come nella maggioranza dei casi, negli Stati con maggiori scambi, il gas costi meno che in Italia. Si riportano tre casi con questa differenza (confronto operato sui costi medi di copertura all’hub, individuati dallo sfondo giallo):

• 1,70 €/MWh (1,80 c€/Sm³) in meno in Germania

• circa 1,00 €/MWh (1,06 c€/Sm³) in meno in Francia

• 0,80 €/MWh (0,85 c€/Sm³) in meno in UK

Altro argomento interessante trattato nel Rapporto riguarda le tariffe ai punti di interconnessione in Germania: dovrebbero aumentare e questo potrebbe influire sulla formazione dei prezzi del gas all’ingrosso nei mercati vicini che importano via Germania, con Austria e Italia su tutte.

Venendo infine all’analisi del mercato del gas europeo, il rapporto conferma la continua crescita delle importazioni Ue (arrivate al 77% del fabbisogno, +2,1% rispetto al 2017) a causa del continuo calo della produzione interna (-6,5%), cui l’anno scorso si è ovviato con un maggiore ricorso al Gnl (+10%) e ai flussi via tubo, principalmente dalla Russia, mentre il gas liquido e gli stoccaggi sono sempre più usati come strumenti di flessibilità di breve-termine. A fronte di una discesa della domanda complessiva di gas del 3,7%, il biogas rappresenta nella Ue ancora una parte minima del consumo (4%) e non oltre il 15% della produzione di gas, con Germania, Regno Unito e Italia in testa.

Capacity Market: si parte!

Il meccanismo creato per la sicurezza del sistema e l’abbandono delle fonti fossili

Il capacity market (mercato della capacità) è una misura del mercato elettrico che prevede una serie di azioni, che coinvolgono i grandi impianti di produzione elettrica, volte a garantire la sicurezza del sistema e l’approvvigionamento di energia elettrica, con risorse sempre disponibili per coprire le punte di carico in ogni area della rete ed evitare così dei blackout.

Il contesto elettrico italiano, negli ultimi decenni, ha subito una radicale trasformazione del mix di generazione e risulta fondamentale mantenere l’attuale sicurezza e qualità del servizio anche nel nuovo contesto. Si riportano dei grafici esplicativi che mostrano l’aumento delle fonti rinnovabili, la copertura dei picchi di consumi con le fonti rinnovabili, la diminuzione della capacità termoelettrica installata e la riduzione della sicurezza.

Il mercato si è evoluto con un aumento degli impianti FER (Fonti Energia Rinnovabili) che hanno delle caratteristiche, in seguito elencate, che producono impatti sulla gestione del sistema elettrico nazionale:

• caratteristiche tecniche impianti: riducono l’inerzia del sistema elettrico e riducono le risorse che forniscono regolazione di frequenza e tensione;

• non programmabilità: riducono il margine di adeguatezza, accrescono i periodi di over-generation nelle ore centrali della giornata;

• localizzazione impianti: aumentano le congestioni di rete per distribuzione non coerente degli impianti rispetto al consumo e le problematiche di gestione del sistema, dovute all’aumento della generazione distribuita.

Le variazioni del contesto causano già oggi, e in misura maggiore negli scenari prospettici, significativi impatti sulle attività di gestione della rete di trasmissione nazionale. Si registra una progressiva fragilità della rete, visibile non solo in Italia, ma anche in tutta Europa. L’integrazione di nuova capacità FER in un contesto di progressiva riduzione delle grandi unità di generazione richiede interventi strategici in termini di sviluppo rete, risorse di accumulo e flessibilità. Gli interventi di Capacity Market, come quelli sulle UVA (Unità Virtuali Abilitate), possono offrire servizi utili a superare le problematiche. Di Capacity Market se ne parla già dal 2003 e, a tal proposito, si riporta uno schema che mostra l’iter che ha portato alla definizione di questo mercato. Con decreto ministeriale, lo scorso 28 giugno, il Mise ha approvato la disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica. Grazie a questo passaggio, Terna, gestore della rete di trasmissione nazionale, potrà effettuare le prime aste per la fornitura di elettricità, in modo che la disponibilità sia effettiva per gli anni 2022-2023. ARERA, con tre delibere, ha poi definito i parametri economici necessari all’operatività del mercato della capacità, stabilito le modalità e le tempistiche cui Terna dovrà attenersi nell’ambito del dispacciamento delle partite economiche relative al mercato medesimo, e si è espressa sulla conformità, rispetto ai criteri previsti dal decreto ministeriale 28 giugno 2019 e dalla deliberazione ARERA ARG/elt 98/11, delle disposizioni di funzionamento proposte da Terna.

Va aggiunto che, in seguito alla pubblicazione del decreto Mise, con motivazioni diverse, Italia Solare, Tirreno Power, Axpo e Set, altri due operatori importanti come Repower e Hera, hanno impugnato sia il decreto stesso contenente la disciplina e gli atti conseguenti dell’ARERA (il parere 281/2019, la delibera 363/2019 contenente i parametri economici nonché la 364/2019 sulle disposizioni tecniche), sia gli atti successivi pubblicati da Terna. Le aste non sono state bloccate ma il meccanismo potrebbe subire delle modifiche. L’accesso al meccanismo è consentito alla capacità esistente o nuova anche non autorizzata. Possono inoltre partecipare la domanda, la generazione da fonti rinnovabili e la capacità localizzata all’estero. Rimangono escluse le centrali soggette a provvedimenti di dismissione già approvati, quelle in regime di essenzialità e oggetto di contratti di approvvigionamento a termine con provvedimento anteriore di almeno 20 giorni rispetto alla data dell’asta. Gli impianti incentivati dal GSE devono impegnarsi a rinunciare agli incentivi per l’intero periodo di consegna, mentre i Tee sono cumulabili. Lo scopo del capacity market è nobile, in primis la sicurezza del sistema elettrico nazionale, anche se va detto che i meccanismi sono stati studiati anche per permettere la dismissione anticipata degli impianti a carbone (phase out) come previsto dal Piano nazionale integrato per l’energia ed il clima (Pniec). In altri Stati europei è già in vigore un mercato della capacità, spesso con l’obiettivo correlato (e in questo caso dichiarato apertamente) di salvare le centrali a carbone.

Una nota finale va dedicata alle osservazioni sulle ricadute economiche che il meccanismo potrebbe avere sul mercato elettrico italiano. Secondo il Mise il beneficio economico netto atteso per il sistema con il Capacity Market è stimabile in circa 1,6 miliardi di euro/anno, sulla base di simulazioni effettuate per l’anno 2022, con un costo in termini di erogazione del premio per i partecipanti a questo meccanismo pari a 1,75 miliardi di euro a fronte di minori costi sui mercati per 3,35 miliardi di euro. Dal punto di vista dei produttori non si è comunque perso tempo: oltre 6,8 GW di progetti di impianti di picco a gas sono stati presentati in pochi mesi (metà nell’ultimo mese) al Minambiente da diversi operatori (oltre due terzi sono stati presentati da Enel) per cogliere le opportunità offerte.

Consip: aggiudicata la gara energia elettrica 17

Enel Energia si conferma vincitrice, la scoperta è A2A, la delusione Hera Comm

In data 15 ottobre 2019, Consip ha aggiudicato in via definitiva la gara per la fornitura di energia elettrica per le Pubbliche Amministrazioni a cavallo per gli anni 2020 e in parte 2021.

Dei 17 lotti, Enel Energia si è aggiudicata 8 lotti che rappresentano oltre il 50% dei volumi complessivi. Rispetto alla precedente gara (gara 16), Enel Energia si è aggiudicata un lotto in meno, A2A tre lotti in più, AGSM Energia un lotto in più, Hera Comm due lotti in meno, Iren Mercato ha confermato un lotto e Global Power ha perso l’unico.

Le conseguenze potrebbero spingere Hera Comm (grande sconfitta di questa gara) a una maggiore competitività nel mercato libero (si sono liberati quasi 900 GWh), e l’utility lombarda A2A (grande vincitrice) a presentare meno offerte (dovrà fornire circa 1.500 GWh in più). Per le forniture di energia elettrica Consip prevede prezzi variabili per 12 e 18 mesi pari al PUN (Prezzo Unico Nazionale della Borsa elettrica) medio mensile per fascia oraria F1, F2, F3 al quale è aggiunto uno spread. Consip, nel corso dell’anno, prevede inoltre di poter bloccare il prezzo dell’energia elettrica.

Per le P.A. che volessero aderire a Consip, si ricorda quanto segue:

• Consip non è prorogabile.

• L’ordinativo di fornitura del nuovo contratto va trasmesso con almeno due mesi di anticipo rispetto alla decorrenza della fornitura.

Si riporta una tabella di sintesi con indicati i fornitori aggiudicatari, i lotti e le quantità aggiudicate.

Si riporta infine una tabella di sintesi con indicati i fornitori aggiudicatari e il dettaglio, per ogni lotto, della zona geografica e delle quantità messe a gara).

Polo Tecnologico per l’Energia, per i propri clienti, è disponibile a dare assistenza per la preparazione della documentazione per l’adesione a Consip.

Fotovoltaico: online il portale del GSE

Ora è a disposizione uno strumento utile a imprese, privati e PA

È operativo il Portale sull’autoconsumo fotovoltaico del GSE. Per navigare sul Portale basta cliccare al seguente link: https://www.autoconsumo.gse.it

Le Associazioni coinvolte nella prima fase di lancio del Portale hanno avuto a disposizione un mese di tempo per navigare, testare e inviare una propria valutazione sul Portale, esprimendo un voto da 1 a 5 per ogni singola domanda. I feedback ricevuti sono stati molto positivi in particolare nel riconoscere l’utilità del Portale ai fini della diffusione dell’autoconsumo fotovoltaico: a questa domanda, infatti, gli Operatori hanno assegnato una valutazione media di 4,33 punti. Il test, composto di 20 quesiti, è servito a indagare il grado di affidabilità ed efficacia del Portale, misurando il giudizio complessivo degli utenti in merito ad alcuni aspetti quali la facilità di navigazione, la chiarezza ed esaustività dei contenuti, l’utilità degli esempi proposti e la fruibilità delle funzioni disponibili. Le risposte ricevute hanno registrato una valutazione positiva ed un particolare gradimento è stato riconosciuto all’interfaccia grafica di supporto per la navigazione.

L’Amministratore delegato del GSE, Roberto Moneta ha ribadito che “senza coinvolgere cittadini, imprese e Pubblica Amministrazione con azioni concrete e un radicale cambio di cultura, non si potranno mai raggiungere gli obiettivi di sostenibilità che l’Europa e l’Italia si sono posti al 2030. Per questo”, ha concluso Moneta, “il Portale autoconsumo vuole essere uno strumento a disposizione di tutti coloro che vogliano sentirsi parte integrante del cammino verso il Green New Deal”.

La Piattaforma consente a chi intenda installare un impianto fotovoltaico di ottenere tutte le informazioni e i dati necessari, oltre ad effettuare simulazioni sul giusto dimensionamento dell’impianto e sul relativo costo dell’investimento, proponendo anche diverse soluzioni finanziarie. Inserendo l’indirizzo dell’immobile, la superficie del tetto e i consumi annui di energia elettrica è possibile, ad esempio, testare il necessario dimensionamento dell’impianto, sia in termini di potenza che di superficie interessata, il costo dell’installazione, il tempo necessario per rientrare della spesa e come usufruire delle agevolazioni fiscali previste. Il Portale mostra, inoltre, se nelle vicinanze ci sono impianti simili a quello che si vuole installare ed è prevista l’analisi e la mappatura delle aree occupate da grandi edifici industriali o commerciali. In questo modo le imprese possono valutare i vantaggi derivanti dall’installazione di impianti fotovoltaici sui propri siti.

Fine mercati tutelati energia elettrica e gas

La scadenza del 1° luglio 2020 si avvicina, ma manca ancora il decreto Mise

La legge 124/2017, poi modificata dal decreto-legge 91/2018, ha stabilito che a partire dal 1° luglio 2020 il servizio di tutela debba essere abolito. Famiglie e piccole imprese dovranno scegliere obbligatoriamente un fornitore di energia elettrica del mercato libero di elettricità e gas.

Con la delibera 396/2019/R/eel pubblicata lo scorso 26 settembre, l’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) ha dato avvio al procedimento per l’attuazione degli interventi previsti legge 124/2017  per l’istituzione del servizio di salvaguardia per i clienti domestici e le piccole imprese in vista della fine del mercato tutelato.

Con il documento di consultazione (DCO) 397/2019/R/com l’ARERA vuole acquisire di primi elementi informativi utili alla predisposizione della regolazione del servizio di salvaguardia per l’energia elettrica per i clienti finali domestici e le imprese connesse in bassa tensione con meno di cinquanta dipendenti e un fatturato annuo non superiore a dieci milioni di euro che si troveranno senza fornitore, all’indomani della cessazione del servizio di maggior tutela, in attuazione dell’articolo 1, comma 60 della legge 124/2017. Col DCO l’Autorità suggerisce una uscita scaglionata dalla maggior tutela che interesserebbe per primi i 3 milioni di consumatori non domestici e, solo in una seconda fase, gli oltre 16 milioni di domestici oggi serviti in maggior tutela.

I clienti interessati dovranno fare i conti con una disciplina transitoria dei prezzi regolati (maggior tutela per l’energia elettrica e servizio di tutela per il gas naturale) e con l’ingresso consapevole nel mercato dei clienti finali, secondo meccanismi che assicurino la concorrenza e la pluralità di fornitori e di offerte nel libero mercato. Le strade possibili potrebbero essere tre:

1. Governo e Parlamento da qui alla scadenza dei prezzi tutelati scelgono un ennesimo rinvio.

2. Il legislatore recepisce lo spunto che l’ARERA ha messo nella consultazione e dispone un rinvio solo parziale: fine tutela per la bassa tensione “altri usi”, per lo più micro imprese e proroga per le famiglie.

3. Viene confermata la scadenza del 2020.

Il primo caso riprende la strada già scelta in passato: ci sono già state molte proroghe rispetto alla prima scadenza che era prevista per il 1° luglio 2018.

Il secondo caso prevede di superare e le “forti criticità” evidenziate dall’Autorità nel caso di un superamento delle tutele di prezzo per tutti e permette di evitare l’ennesima proroga.

Il terzo comporta il problema dei clienti elettrici attualmente tutelati che non scelgono un fornitore nel mercato libero dell’energia elettrica. Nel mercato di Salvaguardia non potrebbero infatti accedere. Questo è un problema di vuoto normativo che il Mise, assieme all’Autorità e all’AGCM, non ha ancora colmato.

Una riforma completa potrebbe infine considerare in maniera seria l’istituzione degli albi dei fornitori (con parametri rigidi che attestino un’adeguata capacità tecnica) per migliorare il servizio e tutelare gli utenti, oltre che misure di unbundling di brand e funzionali per aumentare la concorrenza e rimuovere le attuali posizioni dominanti.