Evoluzione del costo dell`energia dalla liberalizzazione del

CNEL
Consiglio Nazionale dell’Economia e del Lavoro
Osservazioni e Proposte
in materia di
evoluzione del costo dell’energia
dalla liberalizzazione del mercato (1999) ad oggi
Assemblea 26 novembre 2014
1
INDICE
Iter
3
1
Mercato dell’energia elettrica .............................................................................................. 4
1.1
Struttura del mercato elettrico ................................................................................................ 4
1.2
Evoluzione del mix della produzione elettrica e modifiche strutturali della generazione......... 6
1.3
Ruolo delle energie rinnovabili e conseguenze delle incentivazioni sul prezzo finale ............ 7
1.4
Ruolo dei players attuali nel mercato elettrico e riflessi sul prezzo finale ............................... 8
1. 5
I prezzi dell’energia elettrica oggi ......................................................................................... 13
1.5.1 Industria energy intensive .................................................................................................... 13
1.5.2 Piccole e medie imprese e famiglie ...................................................................................... 15
2.
Mercato del gas .................................................................................................................. 20
2.1
Quadro europeo ................................................................................................................... 20
2.2
Sicurezza negli approvvigionamenti ..................................................................................... 22
2.3
Mercato del gas in Italia ....................................................................................................... 25
3.
Considerazioni finali ........................................................................................................... 27
3.1
Mercato dell’energia elettrica ............................................................................................... 28
3.2
Difficoltà nel passare da un operatore a un altro e criticità sulla fatturazione dei consumi ... 30
3.3
Misure per la green economy e riflessi sui costi dell’energia ................................................ 31
3.4
Mercato del gas naturale ...................................................................................................... 33
4.
Proposte .............................................................................................................................. 37
4.1
Mercato dell’energia elettrica ............................................................................................... 37
4.2
Mercato del gas .................................................................................................................... 39
Note di approfondimento ................................................................................................................ 41
a.
Cenni storici sull’ apertura del mercato elettrico ................................................................... 41
a.2
Domanda e offerta di energia elettrica ................................................................................. 43
a.3
Mix della produzione elettrica e del gas dal momento della liberalizzazione e modifiche
strutturali fino ad oggi .......................................................................................................... 44
b.
Il mercato del gas ................................................................................................................. 47
b.1
Cenni storici sull’apertura del mercato del gas ..................................................................... 47
b.2
Clienti idonei e servizio di tutela ........................................................................................... 49
b.3
La struttura del mercato ....................................................................................................... 50
b.4
Contesto di riferimento ......................................................................................................... 52
c.
Oneri generali di sistema e ulteriori componenti ................................................................. 56
2
Iter
Il presente testo di Osservazioni e Proposte è predisposto dal CNEL in
ottemperanza all’art. 10 della Legge n. 936/1986 recante “Norme sul Consiglio
Nazionale dell’Economia e del Lavoro”.
L’istruttoria del documento è stata curata nell’ambito della IV Commissione per le
reti infrastrutturali le politiche energetiche e l’ambiente - relatore e coordinatore
della linea di lavoro il Consigliere Roberto Brandi - con l’apporto tecnico delle
Organizzazioni delle Parti sociali, ai sensi dell’art. 6 comma 11 del Regolamento
degli Organi del Consiglio Nazionale dell’Economia e del Lavoro,
ai quali va il
ringraziamento per il prezioso contributo offerto1.
Lo schema è stato esaminato e approvato dalla Commissione IV per le reti
infrastrutturali, i trasporti, le politiche energetiche e l’ambiente nella seduta
del 11 novembre 2014.
Il documento è stato approvato all’unanimità dall’Assemblea del CNEL nella
seduta del 26 novembre 2014.
1
Si ringrazia in particolar modo il dr. Benedetto Aquilone (CGIL), la dr.ssa Elena Bruni
(Confindustria), l’ing. Tommaso Di Fazio (CIU), il dr. Ubaldo Pacella (CISL), il dr. Fabio Pansa
Cedronio (CIDA Federmanager), l’ing. Francesca Sabatini (Confartigianato).
3
Osservazioni sulla situazione dei mercati elettrico e gas al momento della
liberalizzazione
1.
Mercato dell’energia elettrica
1.1
Struttura del mercato elettrico
Nel marzo 1999 il Legislatore liberalizzava il mercato elettrico con Decreto
Legislativo 79/99 (noto anche come “Decreto Bersani”), così recependo la Direttiva
96/92/CE, recante regole comuni per i mercati elettrici interni dei paesi membri
finalizzate a liberalizzare la domanda, l'accesso alle reti e l'offerta dell'energia e
effettiva del settore da monopolio a libero mercato.
Al fine di evitare comportamenti discriminatori, il trasporto e la distribuzione dei
vettori energetici venivano affidati a reti, anche private ma in regime di concessione,
soggette a regole pubbliche. Nascevano così Terna per il trasporto dell’elettricità ad
alta e altissima tensione (e Snam Rete Gas per il trasporto del gas) e la serie di reti
di distribuzione elettrica in gran parte facenti capo a Enel, ma anche in capo a
Municipalizzate che, storicamente, avevano agito sin dalla nazionalizzazione in
campo energetico in nicchie di elevata redditività, assicurando la distribuzione nelle
grandi città a tariffe uniche nazionali basate sulla media dei costi realizzati su un
territorio essenzialmente rurale.
La produzione dell’energia elettrica nel 1999, essenzialmente concentrata in Enel
per effetto della nazionalizzazione del settore dal 1963, presentava un parco avente
il seguente mix di produzione lorda:

idraulico GW 16,90

termoelettrico GW 42,51

nucleare GW 0 (in quanto la Conferenza per l’Energia del 1987 sanciva
l’uscita dal nucleare a seguito di referendum popolare)
In totale una potenza di GW 59,44 con una produzione annua complessiva (1999)
di TWh 188,97
Al fine di creare un mercato della produzione in tempi brevi, veniva imposto a Enel
S.p.A. di vendere ai privati 15.000 MW, riducendo così la propria presenza sul
mercato della produzione da una potenza installata di 53000 MW a 38000 MW.
Vennero create tre Genco (Generation Companies), di differente taglia complessiva:
Eurogen S.p.a. (7000 MW), Elettrogen S.p.a. (5438 MW) e Interpower (2600 MW).
4
Ciascuna aveva centrali provenienti dal mix sopraindicato e con età di esercizio
coerentemente corrispondenti nelle tre Genco.
Nel novembre 2002 è stata realizzata la cessione dell’ultima delle Genco
(Interpower) realizzando il seguente quadro proprietario:
-
Eurogen: Edipower, consorzio Edison, AEM Milano (municipalizzata, comune al
51%), AEM Torino (municipalizzata, comune al 69%), ATEL, Unicredito Italiano,
Interbanca e Royal Bank of Scotland; gli azionisti principali di Edison sono
Italenergia Bis SpA (76,9%) e Carlo Tassara SpA (3,6%); a sua volta Italenergia BIS
Spa è partecipata da Fiat (24,6 %), EDF (18 %), Capitalia (14,2 %), IMI Investimenti
(12,5 %), Intesa (10,7%), Gruppo Tassara (20 %).
- Elettrogen: Endesa Italia, costituita da Endesa (ex monopolista e principale
operatore del mercato spagnolo), ASM Brescia (municipalizzata, comune 72%), e
Banco Santander Central Hispano; ASM detiene il 14,67% di Endesa Italia S.r.l.
- Interpower: Electrabel (ex monopolista belga, controllata da Tractebel, che è il
polo energia di SUEZ), ACEA Roma (municipalizzata, comune al 51%), Energia
Italiana (controllata da Energia e partecipata da Hera, Amga Genova, MPS, BNL);
Energia è controllata da CIR/De Benedetti e partecipata dall’austriaca Verbund.
Le informazioni rese disponibili dal Gestore della rete di trasmissione nazionale
(GRTN) e dall’ Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) forniscono per il 2002
la seguente distribuzione delle quantità di energia prodotta dai diversi gruppi:
Produttore
Gruppo Enel
Produzione TWh
%
132.8
56.3
Eurogen
22.5
9.5
Elettrogen
19.6
8.3
Interpower
7.6
3.2
Gruppo EDISON (Edison+Sondel)
23.5
10.0
Altri produttori (ENI, Aziende Enti Locali)
29.9
12.7
235.9
100.0
Totale
Per quanto invece riguarda la vendita, furono anzitutto liberalizzati i settori produttivi
a più elevato consumo e, con una specifica progressività temporale, man mano tutti
gli altri settori produttivi fino alle PMI. La liberalizzazione raggiunse, a partire dal
2003, anche i clienti di dimensione più piccola e, infine, la clientela domestica. Per
tutti i clienti, ma soprattutto per quelli a minor consumo, è stata prevista la possibilità
5
di utilizzare i prezzi dell’Acquirente Unico non in regime di concorrenza, con prezzi
formati sempre sul mercato, ma a favore della collettività (Mercato di Maggior
Tutela).
1.2
Evoluzione del mix della produzione elettrica e modifiche strutturali della
generazione
Il mix della produzione al momento della liberalizzazione si è andato modificando
per l’effetto, voluto, della concorrenza. Le nuove società di produzione, le tre
Società sopra dette, e l’Enel stesso, hanno iniziato un programma intensivo di
investimenti in nuove centrali di produzione o di ristrutturazione di quelle possedute,
ma hanno anche attuato, soprattutto l’Enel, razionalizzazioni organizzative, il tutto
mirato alla riduzione del costo di produzione.
Il programma di trasformazione a carbone, precedentemente considerato
determinante per cogliere l’obiettivo della riduzione del costo di produzione
dell’energia elettrica, è stato prima ridimensionato e poi è stato congelato in poche
realtà (4 centrali), soprattutto per le concrete difficoltà ambientali legate a un uso
massiccio del carbone, anche se le moderne tecnologie potrebbero mitigare
fortemente tali difficoltà.
Concreto è diventato invece il programma di utilizzo di cicli combinati ad alto
rendimento a gas e si è attuato da parte di tutti i grandi operatori un programma di
riconversione o nuove costruzioni, adottando tale tecnologia. Si può anzi affermare
che lo stimolo derivante dalla liberalizzazione del mercato abbia fatto ottenere
all’Italia un primato nella diffusione dei cicli a gas ad alto rendimento.
Investimenti sono stati analogamente realizzati per le centrali idrauliche, fonte
rinnovabile per eccellenza, permettendo il mantenimento del parco che ha
lunghissimi tempi di ammortamento, ma che abbisogna di un programma di
costante efficace manutenzione.
Per quanto riguarda infine il nucleare, si è avuto un riaccendersi dell’interesse per la
tecnologia con specifiche disposizioni di legge nel biennio 2008-2010, soprattutto
con le ipotesi di utilizzo dei reattori di terza e quarta generazione a sicurezza
intrinseca. L’incidente di Fukushima, dovuto al distruttivo maremoto dell’11 marzo
2011, ha annullato qualunque programma nel campo della produzione elettrica da
nucleare.
6
Il mutato atteggiamento verso questa fonte di energia primaria, sancito peraltro dai
referendum, ha sviluppato, in modo molto accelerato, il ricorso alle fonti di energia
rinnovabile (FER), in particolare da vento e da solare, permettendo di recuperare in
pochi anni, grazie agli incentivi, i ritardi rispetto agli altri paesi e di evolvere, come
risulta dai seguenti dati:
vento
GW
TWh
2008
3,5
4,8
2009
4,9
6,5
2010
5,8
9,1
2011
6,9
10
2012
8,1
13,4
2013
8,6
14,8
Solare
GW
TWh
2008
0,4
0,2
2009
1,1
0,7
2010
3,5
2
2011
12,8
11
2012
16,4
19
2013
18,5
21,2
*Altre
fonti
GW
TWh
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2,3
13
2,8
13
3,1
14,8
3,5
17
4,5
18
4,7
21,4
*
Geotermico, biomasse e rifiuti
Le modifiche strutturali al parco di generazione italiano hanno portato al seguente
quadro nel campo delle fonti di produzione tradizionali (dati riferiti alla produzione
lorda 2013):
- idraulico TWh 54,6
- termoelettrico TWh 193.00
- nucleare TWh 0
a cui si è aggiunta la produzione da fonti rinnovabili, oltre la fonte di origine
idraulica:
-
fonti rinnovabili: solare,eolico,biomasse, geotermico TWh 57,4
per un totale di potenza lorda di GW 49,4 con una produzione annua complessiva
(2013) di TWh 96,7 a fronte di una produzione totale di circa 112 TWh (cioè circa il
33% del totale).
1.3
Ruolo delle energie rinnovabili e conseguenze delle incentivazioni sul
prezzo finale
Non vi è dubbio che, relativamente alle energie rinnovabili, l’obiettivo fissato dal
“Pacchetto Clima – Energia 20 20 20”2 sia stato raggiunto dall’Italia ancor prima del
termine temporale fissato (2020). Si è però assistito a una inadeguata capacità di
2
Pacchetto di proposte adottate dalla Commissione europea il 23 gennaio 2008 in attuazione degli
impegni assunti dal Consiglio europeo del marzo 2007 in materia di lotta ai cambiamenti climatici e
promozione delle energie rinnovabili: COM (08)13 def.; COM (08)16 def. ; COM (08)17 def.; COM (08)18
def.; COM (08)19 def.; COM (08)30 def..
7
governo degli organi decisionali nei confronti delle contraddizioni che si
manifestavano nel comparto e si è dovuto registrare che i mezzi finanziari messi a
disposizione per il raggiungimento dell’obiettivo sono stati spesi in misura eccessiva
rispetto allo stesso obiettivo e in modo da non cogliere importanti opportunità per
l’economia nazionale: in primo luogo, perché spesi per una tecnologia
prevalentemente realizzata all’estero; in secondo luogo, perché i proventi dei
finanziamenti, che graveranno per i prossimi venti anni sui consumatori elettrici,
sono solo in minima parte rimasti in Italia, dato che gli “investitori” sono per lo più
società finanziarie estere.
1.4
Ruolo dei players attuali nel mercato elettrico e riflessi sul prezzo finale
Molti sono stati i players commerciali comparsi sin dall’inizio e affermatisi poi sul
mercato. Nei primi anni dopo la liberalizzazione i quantitativi di energia elettrica
immessi sul mercato liberalizzato sono derivati da import a basso prezzo
(praticamente energia nucleare dai paesi limitrofi, principalmente dalla Francia
attraverso elettrodotti svizzeri).
Questi quantitativi ad alta convenienza sono stati riversati sulla grande industria,
prima a essere liberalizzata. Gli effetti sui prezzi immediatamente dopo la
liberalizzazione sono stati pertanto positivi; in seguito i mix di produzione nazionale
si sono aggiunti alle importazioni a basso prezzo raggiungendo, già a metà del
decennio 2000-2010, una media generale proveniente da tutte le produzioni interne
e importate. La concorrenza non ha potuto che giocare su modesti differenziali,
sviluppando molto i servizi aggiuntivi della fornitura che ne migliorano la qualità,
come il customer service e le azioni di fidelizzazione, ma non riuscendo a introdurre
più sostanziali migliorie economiche nella fornitura.
Attualmente I fornitori di energia elettrica competono tra loro per piccoli differenziali
e il mercato è stabilizzato. Importanti ritornano a essere i modi di produzione e,
quindi, il mix di generazione. Questo è stato ottimizzato, con notevoli investimenti
effettuati sin dalla liberalizzazione del 1999, soprattutto ricorrendo a centrali di
produzione a gas a ciclo combinato ad alto rendimento. Ma la presenza, nel mix di
produzione dispacciato sulla rete, di notevoli quantitativi di energia da fonte
rinnovabile, in gran parte obbligatoria, ha condotto a diminuire le ore medie di
funzionamento delle moderne ed efficienti centrali a gas, con conseguente più alto
costo di produzione. Si sommano quindi sul prezzo finale i costi della componente
8
A33 obbligati dalla massiccia acquisizione di energia da impianti a fonte rinnovabile,
di produzione peraltro non programmabile se non giorno-giorno, e i maggiori costi
derivanti dalla bassa utilizzazione delle centrali tradizionali, pur efficienti. E’ il
raggiungimento dell’ossimoro in un parco di generazione che è divenuto
“economicamente costoso”.
Va anche rilevato prioritariamente che la concorrenza di mercato può oggi, ove
avesse le leve economiche per poterlo fare, intervenire unicamente sulla parte
liberalizzata, che costituisce solo la metà del prezzo finale di fornitura, essendo
circa il 50% speso per oneri generali di sistema (in cui molta parte è la componente
A3 per le fonti rinnovabili), per servizi di rete (aumentati nei costi per il
dispacciamento di energie rinnovabili non programmabili e non baricentriche) e per
imposte. Queste ultime peraltro, a differenza di altri settori, giocano un ruolo
“relativamente” marginale e comunque incapace di portare un significativo
intervento da parte dello Stato con manovre di agevolazione fiscale. Si veda in
proposito il diagramma per il settore domestico di seguito riportato (fonte AEEG).
3
Componente A3: copre i costi per la promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate
9
Medesima situazione si ha per i settori industriali medi e medio-grandi, come si
evince dal seguente grafico, che mostra l’incidenza degli oneri sul prezzo definitivo
della fornitura (fonte di elaborazione Confindustria su dati Eurostat del 8.5.2014)
Si veda anche l’andamento negli ultimi anni dei costi del servizio di dispacciamento
(elaborazione Confindustria su dati Terna I e II
trim. 2014), in cui l’aumento è
sostanzialmente dovuto ai maggiori oneri che il sistema deve sostenere per
dispacciare (cioé portare in rete e regolare fino all’utilizzo) le energie da fonti
rinnovabili non programmabili e fortemente decentrate rispetto agli utilizzatori e, di
seguito, l’evoluzione della componente A3 nel 2010-2012 (fonte Confindustria).
10
Nella divisione del mercato tra i players che, in termini generali, non possono da
quanto osservato che ripetere I medesimii prezzi medi del mercato, si introduce un
primario fornitore, l’Acquirente Unico, che la citata legge di liberalizzazione del 1999
ha voluto per salvaguardare i clienti elettrici che - per le più diverse ragioni, ma
sostanzialmente per la scarsa forza contrattuale derivante da bassi consumi e da
scarsa conoscenza o iniziativa, come tipicamente è il settore domestico o le piccole
forniture - non riescono a essere serviti dal mercato concorrenziale e, quindi,
debbono poter avere un regime di “maggior tutela”. Questo a garanzia delle
forniture che non riescono a entrare sul mercato e approfittare delle migliori
condizioni economiche in questo offerte, affinché non subiscano una penalizzazione
e abbiano invece un “porto sicuro” nel quale permanere fino al momento
dell’esercizio della facoltà di scelta delle opportunità presenti sul mercato.
L’obiettivo raggiunto dal player Acquirente Unico è stato quello di ottenere prezzi
medi inferiori a quelli del mercato concorrenziale, ragion per cui si è di fronte a un
altro risultato ossimorico: “il più costoso è divenuto oggi il più conveniente”. Ma è
anche la pratica dimostrazione che il player operante a favore della comunità,
qualora gestito con moderni criteri di efficienza economica, non può che avere
condizioni di prezzo allineate a quelle del mercato. Si vedano a tale riguardo i dati
elaborati da Ref Ricerche di seguito riportati.
11
12
1. 5
I prezzi dell’energia elettrica oggi
1.5.1 Industria energy intensive
La nuova disciplina degli energivori, ex art. 39 del c.d. “Decreto Sviluppo” 4, si è
posta l’obiettivo di identificare le categorie di imprese a forte consumo di energia
secondo i criteri dettati dall’articolo 17 della Direttiva 2003/96/CE, ossia con
riferimento non solo alla quantità di energia consumata, ma anche al peso che
riveste il costo dell’energia sui costi di produzione e sull’attività di impresa, in modo
da riequilibrare le attuali agevolazioni e offrire uno strumento efficace a supporto
della media impresa “energivora”.
Tale misura è importante perché tende ad allineare l’Italia alla definizione di energy
intensive già adottata da diverso tempo dagli altri paesi europei, facendo venire
meno il gap competitivo delle medie imprese.
Il tema dell’allocazione delle componenti parafiscali è stato affrontato sulla base di
una valutazione comparativa tra i principali paesi europei, con specifica attenzione
all’incidenza degli oneri parafiscali per tutto il sistema manifatturiero.
Per questo è stato opportuno guardare ai principali paesi europei, in special modo
alla Germania nostro principale competitor, per allineare i criteri di ripartizione degli
oneri parafiscali italiani al benchmark europeo. In particolare, è stato definito un
13
sistema di allocazione delle componenti parafiscali correlato alla natura dell'utenza,
così consentendo una minore incidenza di tali costi sulle produzioni e
salvaguardando la competitività di un comparto essenziale per l'economia del
Paese.
La revisione del sistema allocativo degli oneri parafiscali ha anche lo scopo
principale di evitare che settori industriali già sottoposti all’Emission Trading
Scheme (ETS) voluto dalla UE paghino due volte: una volta attraverso la
partecipazione al sistema di scambio dei diritti di emissione e un’altra pagando gli
incentivi allo sviluppo delle fonti rinnovabili attraverso la componente A3.
La nuova definizione di impresa a forte consumo di energia ha modificato - in parte
- la platea dei soggetti che possono beneficiare delle esenzioni, facendovi rientrare
aziende che sicuramente sono energivore in termini di incidenza del costo
energetico sul prodotto, ma le cui dimensioni non avevano fino ad oggi consentito di
rientrare nel novero. Di fatto il nuovo criterio di energivoracità consente a moltissime
medie aziende di rientrare nel novero e usufruire del nuovo sistema, confermando
questa quale scelta di politica industriale.
Il grafico che segue registra in quale misura lo sviluppo delle rinnovabili ha
determinato, attraverso il sistema di incentivazione, un continuo innalzamento degli
oneri generali di sistema e, tra questi, della componente A3 della bolletta elettrica,
che ne costituisce la voce più consistente.
Elettricità: evoluzione componente A3 e differenziale prezzo Italia e media
prezzi Germania, Francia, Spagna e Area scandinava
4
Decreto-Legge 22 giugno 2012 n. 83
14
Appare evidente che l’evoluzione negli ultimi anni della componente A3,
direttamente gravante sulle bollette delle imprese, rende indispensabile l’adozione
di un sistema di riallocazione per salvaguardare il nostro sistema produttivo.
La nuova disciplina risulta peraltro essere coerente con quanto stabilito dalle Nuove
Linee Guida sugli Aiuti di Stato in tema di energia e ambiente 5, che affrontano il
problema delle distorsioni derivanti dalle misure di sostegno alle energie rinnovabili
e stabiliscono i criteri sulla base dei quali i paesi UE possono esentare le imprese
energivore particolarmente esposte alla concorrenza internazionale dal pagamento
degli oneri conseguenti. Le nuove regole permetteranno così una transizione
graduale verso meccanismi di sostegno alle rinnovabili più adeguati, in grado di
evitarne gli effetti distorsivi.
In questo contesto l’Italia ha proceduto con la notifica della misura alla
Commissione Europea, che sta analizzando la documentazione fornita dallo Stato
italiano. La scelta del Governo italiano sulle imprese energivore appare dunque in
pieno rispetto con quanto statuito a livello europeo.
1.5.2 Piccole e medie imprese e famiglie
Il tema del costo delle bollette si conferma come una delle principali criticità
esistenti per quel che attiene le politiche energetiche del nostro Paese e, in
particolare, per le piccole e medie imprese, le quali non hanno peraltro mancato in
questi anni di sottolineare l’inadeguatezza di un contesto legislativo ritenuto
sbilanciato a favore dei grandi consumatori energivori, con oneri generali di sistema
in proporzione maggiormente gravanti in capo a famiglie e imprese.
Il 2014 si è aperto con una dinamica dei costi dell’energia elettrica trainata
dall'ulteriore aumento degli oneri generali di sistema: la delibera 641/2013
dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI)6 dispone
l’introduzione di una nuova componente (denominata AE)7 degli oneri generali di
sistema con maggiori costi per famiglie e imprese; segue, nella stessa direzione, la
delibera di adeguamento delle tariffe 133/2014 del 27 marzo 2013, che aggiorna la
5
o
Le Nuove Linee Guida, adottate dalla Commissione europea il 9 aprile 2014, sono entrate in vigore il 1
luglio 2014 e saranno valide fino al 2021.
6
Da dicembre 2011 l’Autorità è denominata AEEGSI - Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Servizio
Idrico (Decreto-Legge 6 dicembre 2011, n. 201).
7
Componente AE: a copertura delle agevolazioni alle imprese manifatturiere con elevati consumi di
energia elettrica.
15
stima degli oneri relativi alla componente AE per 300 milioni di euro per il periodo 1
luglio 2013 – 31 dicembre 2013 e 600 milioni di euro per l’anno 2014.
In due anni l’escalation degli oneri pagati da una piccola impresa-tipo arriva
all’84,1%; nello stesso periodo le piccole imprese manifatturiere hanno perso 24,1
miliardi di fatturato (-7,7%). Per una piccola impresa l'aumento degli oneri allarga di
un ulteriore 19,8% il gap di competitività di prezzo con i competitor europei.
La crescita degli oneri generali di sistema prosegue con un ulteriore aumento dal 1°
aprile 2014, determinato da un incremento della componente A28, a copertura degli
oneri per il decommissioning nucleare (+0,055 centesimi di euro per kWh per
utenze in bassa tensione con potenza impegnata superiore a 1,5 kW), e della
componente UC39, perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura
(+0,00176 centesimi di euro per kWh). La piccola impresa-tipo vede aumentare del
3,3% gli oneri per le misure citate, pagando oneri generali di sistema in salita del
13,6% rispetto all’anno precedente, mentre il calo del costo relativo alla quota
energia è del 7,8%.
Il secondo trimestre del 2014 è, infatti, caratterizzato dalla diminuzione del costo
dell’energia elettrica rispetto al trimestre precedente. Nel dettaglio, nel secondo
trimestre 2014 una piccola impresa-tipo registra un calo della quota energia di 373
euro (equivalente al -1,5%) rispetto al precedente trimestre, tenuto conto del
consumo medio annuo; tale diminuzione è in parte attenuata dall’aumento di 162
euro (+3,3%) degli oneri generali di sistema e, di conseguenza, la diminuzione di
costo di cui beneficia il conto economico dell’impresa è di soli 211 euro (-1,5%): la
dinamica degli oneri generali depotenzia del 43,4% il calo dei prezzi della
commodity energia elettrica.
Si rafforza quanto evidenziato dall'Autorità, secondo la quale nel periodo 2009-2013
“lo spazio lasciato al gioco del mercato si è contratto di oltre 10 punti percentuali,
occupato interamente dagli oneri di sistema”.
8
Componente A2: copre i costi per lo smantellamento delle centrali nucleari e la chiusura del ciclo del
combustibile.
9
Componente UC3: è il corrispettivo a copertura dei meccanismi di perequazione dei costi di
trasmissione, distribuzione e misura dell' energia elettrica.
16
Il vigente impianto normativo determina un impatto differenziato degli oneri generali
di sistema sui clienti finali, con un’incidenza dei costi non allineata al peso in termini
di consumo. Ad esempio, le utenze in Bassa Tensione (BT) con potenza superiore a
1,5 KW – famiflie, piccoli commercianti o piccole imprese artigiane – sono gravati
del 35% del gettito totale degli oneri generali, rappresentando però solo il 25% dei
consumi complessivi. Appaiono invece relativamente meno gravati i clienti in Alta e
Altissima tensione (AT e AAT) – ossia le imprese con elevati consumi – il cui
contributo al gettito totale è pari a circa la metà del loro peso sui consumi totali
(7,4% rispetto al 14,8%).”10
Si riporta la distribuzione della componente A3 (80% degli oneri) tra tipologia di
cliente.
L’onere della componente A3 attualmente grava in termini di gettito:
• per circa il 19% sui clienti domestici,
• per circa il 38% sugli altri clienti in bassa tensione,
• per il 36% sui clienti in media tensione,
• per il restante 7% sui clienti in alta e altissima tensione.
(Memoria AEEG 46/2012/I/eel del 19 aprile 2012)
10
Fonte AEEGSI Memoria 8 Luglio 2013 298/2013/I/Com
17
Appare d’altra parte evidente quale sia, per fasce di consumo, la situazione
dell’Italia rispetto agli altri paesi Europei. L’attuale tassazione dell’elettricità
contribuisce a un sistema fiscale sull’energia tra i più gravosi in Europa: l’Italia ha
una tassazione sull’energia pari al 2,3% del Pil, di 0,6 punti più elevata della media
dell'Eurozona, pari a 1,7%. Con i 13.719 milioni di oneri generali di sistema la
‘pressione fiscale e parafiscale sull’energia’ in Italia balza al 3,2% del Pil; il gettito
parafiscale aumenta del 37,6% il solo gettito fiscale.
Dietro accise e oneri di varia natura si cela una vera e propria forma di tassazione
di tipo indiretto che sfugge dal calcolo della pressione fiscale media italiana che, di
per sé, già raggiunge livelli insostenibili.
Si registra infatti in Italia la presenza, per almeno il 25% del costo totale della
bolletta, di sussidi nonché una doppia tassazione costituita dal pagamento
dell’imposta sul valore calcolato su una base imponibile che comprende altre
imposte.
Questi sono tutti fattori che alimentano un preoccupante gap in termini di
competitività delle imprese, riducendo il reddito delle famiglie italiane e la loro
capacità di creare risparmio.
L’approvazione del Decreto-Legge 24 giugno 2014, n. 91 (c.d. “Decreto
Competitività”), per la prima volta, mette al centro dell’attenzione le PMI. E'
opportuno evidenziare che l'entità della riduzione ottenibile con le disposizioni in
esame dovrebbe rappresentare solo un primo passo in tal senso, poiché il gap di
costo che le PMI sopportano rispetto ai principali competitor europei supera il 30%.
La riduzione delle bollette energetiche per le piccole e medie imprese necessita di
una serie di misure che andranno affrontate in maniera coordinata con precisi
interventi sul piano fiscale, evitando provvedimenti spot che aggrediscono singoli
aspetti e non hanno la capacità di incidere sul quadro complessivo.
18
Ci sono ampi spazi di miglioramento nelle decisioni politiche in corso, innanzi tutto
cercando di reperire ulteriori risorse per poter quanto meno avvicinarsi all’obiettivo
dichiarato di riduzione del 10% dei costi energetici, obiettivo questo molto lontano
così come è oggi previsto dal citato decreto.
Al di là delle misure contenute nel citato “Decreto Competitività”, è opportuno che
Governo e Parlamento riaprano un confronto con le categorie interessate per
condividere obiettivi e interventi al fine di rilanciare una strategia del Paese in
materia di rinnovabili, fermo restando l'obiettivo che tale strategia non appesantisca
le bollette di imprese e famiglie.
Una riforma energetica non può prescindere da un riforma della fiscalità sull’energia
tesa a garantire maggiore equità e ad orientare produzione e consumo verso
modelli più efficienti. Occorre una profonda riflessione finalizzata a individuare
strutturali modifiche del quadro normativo vigente.
La fiscalità può diventare uno strumento efficace qualora fosse in grado di favorire i
consumi energetici più rispettosi dell’ambiente, premiandone fiscalmente l’utilizzo in
sostituzione degli attuali sistemi incentivanti.
Il sistema del “chi inquina paga” è, peraltro, già applicato attraverso l’ETS e, in
previsione, da quanto disposto dall’art. 15 della c.d. Delega Fiscale (“carbon tax”),
conferita con Legge 23/2014.
Il Sistema di scambio di quote di emissione (Emission Trading Scheme), infatti, è il
principale strumento adottato dall’Unione europea, in attuazione del Protocollo di
Kyoto, per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori energivori, ovvero i
settori industriali caratterizzati da maggiori emissioni. Sono circa 11.000 gli
operatori coinvolti, tra impianti termoelettrici, industriali nel campo della produzione
di energia e della produzione manifatturiera (attività energetiche, produzione e
trasformazione dei metalli, cemento, ceramica e laterizi, vetro, carta) e operatori
aerei. Dal 2012 il Sistema è stato ampliato anche agli operatori del settore aereo e,
dal 2013, è stato esteso ulteriormente alle attività di produzione di alluminio, calce
viva, acido nitrico, idrogeno, carbonato e bicarbonato di sodio e agli impianti che si
occupano della cattura, trasporto e stoccaggio di CO2. Ad oggi, sono oltre 1.300 gli
impianti italiani coinvolti, di cui il 71% nel settore manifatturiero. È prevista la
possibilità di escludere ospedali e piccoli emettitori, ovvero impianti con emissioni
inferiori a 25.000 tonnellate di CO2 equivalente
e, nel caso di impianti di
19
combustione, con potenza termica nominale inferiore a 35 MW, escluse le emissioni
da biomassa.
Per quanto concerne la previsione dell’art. 15 della “Delega Fiscale”, questa è
finalizzata alla “realizzazione di un sistema fiscale più equo, trasparente e orientato
alla crescita da attuare entro dodici mesi (26 marzo 2015)”,
ma va
garantita
l’armonia tra quanto disposto da tale articolo e quanto statuito dalla normativa
comunitaria, al fine di evitare che alcuni settori “paghino due volte” per le emissioni
che producono: una volta con il sistema dell’ETS, cui sono sottoposti, e un’altra con
la “carbon tax” prevista nel citato articolo 15.
La sola applicazione del sistema ETS non soddisfa però tutti i comparti
dell’industria; in particolare, le piccole e medie imprese sostengono che il principio
'chi inquina paga' sia disatteso attraverso il prelievo fiscale mediante accisa non
equamente ripartito.
Con l’obiettivo di razionalizzare il sistema di tassazione sull’energia si propone di:
 armonizzare la politica energetica con quella fiscale, prevedendo il riequilibrio e
la riduzione del prelievo anche mediante scelte di flessibilizzazione dell’accisa sui
consumi tali da neutralizzare gli incrementi di gettito IVA;
 abrogare esenzioni vigenti sull’accisa erariale prevedendo, a parità di gettito per
l’erario, nuovi scaglioni di aliquote applicabili sulla totalità dei consumi nazionali;
 implementare un sistema a garanzia della competitività delle imprese e degli
investimenti, che anche per il futuro sia ancora in grado di sostenere il settore delle
rinnovabili e delle altre tecnologie di efficienza energetica e di innovazione.
2.
Mercato del gas
2.1
Quadro europeo
Quando si parla di processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale non
ci si può limitare a parlare dell’Italia, poiché tale processo è di portata
continentale sia per l'impulso impresso dall'azione comunitaria, sia per la
dimensione sovranazionale degli aspetti di approvvigionamento della materia
prima, di interconnessione delle reti e di diversificazione e integrazione delle
imprese.
20
Influiscono sull'evoluzione del mercato gli sviluppi interni ai singoli paesi, l'assetto
delle infrastrutture, il comportamento degli operatori. Per l'Ita lia , l'evoluzione
europea costituisce un'importante opportunità di sviluppo e di consolidamento
del sistema del gas naturale.
Negli ultimi anni l’Europa, pur presentando una sempre più elevata dipendenza da
importazione di materie prime energetiche, ha evidenziato una situazione di
strutturale
overcapacity sia per ciò che concerne l’approvvigionamento di gas
naturale che per la produzione di energia elettrica. In particolare, per il gas si deve
considerare la significativa contrazione nei consumi nel settore termoelettrico in
relazione al forte sviluppo delle fonti rinnovabili.
Secondo i dati pubblicati da Eurogas, nel 2013 la domanda di gas naturale
nell'Eurozona è scesa mediamente di circa l'1,4% rispetto all'anno precedente. In
Italia si è assistito a una diminuzione superiore alla media UE, del 6,4 % sul 2012,
che ha portato i consumi ad attestarsi su di un ammontare totale di circa 68,7 m.di
mc.
Nonostante l’elevata disponibilità di gas contrattualizzato in tutti i paesi europei e
l’abbondante capacità di generazione elettrica, la sicurezza del sistema energetico,
pur risultando in apparenza stabile, deve considerare i seguenti punti:
 La recente evoluzione della crisi Ucraina ha evidenziato i punti deboli dell’attuale
assetto di approvvigionamento gas Europeo fortemente incentrato sulla dipendenza
dalle importazioni provenienti dalla Russia. Questa dipendenza strutturale ha
determinato storicamente anche uno sviluppo infrastrutturale fortemente incentrato
su una gestione dei flussi “est-ovest” e scarsamente flessibile (nel breve periodo)
per gestire nuove “rotte” di approvvigionamento basate su flussi ovest-est. Inoltre, la
produzione europea di gas naturale sta riscontrando un progressivo calo, che
porterà nel futuro a una crescente necessità di importazione della materia prima.
 La struttura di produzione di energia elettrica, con la presenza sempre più
elevata di
fonti di energia rinnovabili non programmabili, non può garantire la
sicurezza di approvvigionamento necessaria per i consumi interni. Risulta quindi
necessario garantire un servizio di backup adeguato attraverso la produzione
termoelettrica tradizionale, alle quali è richiesta una sempre più elevata flessibilità.
Tale flessibilità risulta essere proprio il maggiore vantaggio degli impianti
termoelettrici alimentati a gas naturale rispetto a quelli alimentati a carbone, il quale
21
rappresenta ad oggi il combustibile economicamente più vantaggioso per la
produzione di energia, anche grazie ai bassi prezzi delle emissioni di CO 2 in
Europa.
 L’exit strategy europea dal nucleare determinerà una sempre maggiore necessità
di produzione elettrica dalle altre fonti energetiche, comportando un crescente
aumento dell’import di gas naturale, necessario per la generazione termoelettrica.
2.2
Sicurezza negli approvvigionamenti
Per
rendere
effettivamente
stabili
e
sicure
in
Europa
le
condizioni
di
approvvigionamento occorre operare attraverso un approccio comune a livello
europeo nei confronti dei principali produttori extra-UE. Sul tema si rinvia anche al
Documento di Osservazioni e Proposte “Problemi europei di approvvigionamento
energetico” (Pronuncia CNEL n. 53 del 2009).
Le esportazioni di materie prime energetiche verso l’Europa, in particolar modo per
ciò che riguarda il gas naturale, sono operate da un ristretto numero di paesi. Come
noto, si riscontra una forte dipendenza europea dall’importazione di gas proveniente
dalla Russia che, nella prospettiva di un rafforzamento delle politiche della
sicurezza di approvvigionamento, è importante affiancare a una strategia di import
alternativo. In questa analisi devono essere considerati due elementi importanti. Il
primo è che le importazioni europee dalla Russia sono state negli ultimi due anni tra
22
i 130 e 140 miliardi di metri cubi. Il secondo è relativo al fatto che in Europa sono
funzionanti 19 terminali di rigassificazione del gas naturale liquefatto (GNL), con
una capacità di rigassificazione complessiva pari 186 miliardi di metri cubi.
Purtroppo, date le condizioni strutturali del mercato, il loro utilizzo medio è stato di
circa il 20%. Ciò significa che l’attuale struttura di terminali GNL consentirebbe
ulteriori importazioni di gas per circa 137 miliardi di metri cubi ovvero una capacità
quasi equivalente all’ammontare complessivo di gas importato dalla Russia.
Per una maggiore sicurezza occorre quindi adottare una politica di investimenti
infrastrutturali (pipeline e centrali di spinta) in grado di utilizzare anche il potenziale
di GNL in Europa: prioritariamente è necessario sviluppare le infrastrutture per un
sistema di dispacciamento gas in grado di gestire anche i flussi secondo le direttrici
ovest-est, al fine di ottimizzare importazioni alternative attraverso la capacità
inutilizzata dei terminali GNL. Inoltre, l’Europa deve rafforzare le politiche orientate
ad accelerare lo sviluppo di pipelines di importazione alternative, quali ad esempio
quelle provenienti dal Caucaso (Trans Adriatic Pipeline - TAP) e in relazione allo
sviluppo del trattato transatlantico fra Europa e Stati Uniti (Transatlantic Trade and
Investment Partnership -TTIP).
Proprio in relazione a quest’ultimo punto si prefigura il prossimo avvio delle
esportazioni verso l’Europa di GNL proveniente dagli Stati Uniti. Infatti, sono stati
firmati al momento contratti ventennali tra produttori statunitensi e operatori europei
(italiani e spagnoli) per un volume totale di 6 Mld m3 annui. Le imprese che curano
la produzione, il trasporto e il dispacciamento di gas naturale, capeggiate dall’Eni
hanno evidenziato come, a causa dei costi di liquefazione, trasporto e
rigassificazione, non sia pensabile di ottenere abbassamenti di prezzo della
commodity paragonabili a quelli avutisi in America grazie alla cosiddetta “rivoluzione
shale”: volendo fare un confronto, abbiamo che la commodity prezzata sull’Henry
Hub ha toccato un minimo storico nel 2012 (7,58 c€/m3) per poi risalire fino al
valore di 13,24 c€/m3 nel 2014; sulla media dei mercati europei si sta invece
assistendo a un abbassamento dei prezzi nell’ultimo anno (24,37 c€/m3), dopo il
picco avutosi nel 2013 (28,80 c€/m3).
Tuttavia, parte del mondo imprenditoriale pone lo sviluppo di tali infrastrutture fra le
maggiori possibilità attualmente esistenti per ottenere una riduzione del prezzo del
gas naturale. Il Governo italiano ha ribadito l’impegno verso una riduzione del costo
23
dell’energia; sul tema si è di recente espresso in audizione parlamentare11 il
Ministro dello Sviluppo Economico, Federica Guidi, evidenziando come sia
necessario “rimuovere gli ostacoli allo sviluppo della nostra capacità di
rigassificazione per beneficiare della rivoluzione dello shale gas”.
Prezzi Gas Naturale c€/m3
Henry Hub
24,09
Media Mercati EU
26,44
28,80
24,37
18,21
13,08
9,99
2009
11,60
13,24
10,17
7,58
2010
2011
2012
9,94
2013
2014*
* i dati del 2014 considerano i valori riscontrati fino al mese di maggio
Esploso del differenziale di prezzo Europa - USA
Delta Media EU - Henry Hub
Prezzi Henry Hub
28,80
24,09
26,44
24,37
18,21
13,08
18,86
13,92
18,86
11,13
6,61
3,09
9,99
11,60
2009
2010
10,17
2011
7,58
2012
9,94
2013
13,24
2014*
* i dati del 2014 considerano i valori riscontrati fino al mese di maggio
Aggiungendo al valore di mercato un margine per i servizi accessori, si presume
che il gas statunitense potrebbe approdare nei Terminal europei a un prezzo che
varia fra i 23,58 c€/m3 e i 28,76 c€/m3. Tale valutazione sarebbe perfettamente in
linea con l’attuale prezzo riscontrato sui mercati europei e ciò confermerebbe
l’ipotesi per cui l’arrivo del gas americano non determinerebbe un abbassamento
sostanziale del prezzo ma avrebbe come effetto positivo la diversificazione delle
rotte di approvvigionamento in termini di sicurezza.
11
Audizione del 2 settembre 2014
24
Per completare il processo di creazione del mercato unico dell’energia a livello
europeo e garantire maggiore sicurezza e prezzi più competitivi, è necessario
rafforzare le politiche e incrementare i fondi per lo sviluppo delle infrastrutture del
sistema energetico. A questo proposito importanti appaiono le previsioni del
“Decreto Sblocca Italia” (Decreto-Legge 133/14), dove si fa espresso riferimento al
Tap sancendo il carattere strategico dei gasdotti di importazione dall'estero, dei
terminali Gnl, degli stoccaggi, delle reti nazionali e delle opere connesse. Una
spinta forte, questa, verso la capacità di indipendenza e di acquisizione di forza
strategica nel settore gas.
2.3
Mercato del gas in Italia
Il mercato gas ha visto una rapida evoluzione negli ultimi 4 anni. Se nel 2009 il
differenziale del costo gas rispetto all’Europa si attestava intorno ai 6/7 Euro/Mwh,
attualmente è sceso intorno all’1,5 Euro/Mwh. L’evidente beneficio per l’industria
italiana, e in particolare per i settori ad alto consumo di gas, è dimostrato
considerando il fatto che tale gap di competitività era stimabile intorno al miliardo di
Euro.
Il processo di liberalizzazione sta dunque dando i suoi frutti e il sistema industriale
italiano può beneficiare della convergenza dei prezzi nazionali a quelli dei principali
Paesi europei. I risultati per l’industria italiana e per la sua competitività sono
evidenti, secondo due canali: il primo diretto e il secondo indotto.
Si può osservare il risultato diretto considerando la diminuzione del costo spot del
gas naturale nei confronti dei paesi manifatturieri nostri competitor, in particolar
modo all’interno della comunità europea.
Il risultato indotto appare invece evidente guardando al prezzo dell’energia elettrica,
che in Italia è per circa il 60% derivante dal gas naturale.
Il mercato del gas naturale ha registrato dunque negli ultimi anni importanti passi
avanti in termini di aumento di efficienza, competitività e trasparenza del settore
attraverso meccanismi di mercato, in linea con gli obiettivi della normativa
europea.
25
Si vuole evidenziare in particolare che tale convergenza potrebbe risultare da una
modesta crescita del riferimento italiano, che si attesta a 28,74 €/MWh (+2%
rispetto al 2011), a fronte di tutti gli altri riferimenti europei allineati attorno a 25,4
€/MW e in forte crescita (dal +10% al + 14% rispetto al 2011).
Confronto europeo prezzi gas netto imposte
clienti industriali 1999-2009
c€/smc
1999*
39,6
2009**
33,2
34,4
33,3
35,4
41,4
37,2
35,4
30,4
28,1
16,1
13,2
12,0
10,8
11,8
12,8
10,1
* dati riferiti a consumo
annuo1.098.686,8 smc;
** dati riferiti a consumo annuo tra 262.467 smc e 2.624.670 smc;
PCS = 0,03810 GJ/smc
De
nm
Un
ite
d
Sp
ai
n
Be
lg
iu
m
11,8
Sw
Ne
th
ed
er
en
la
nd
s
12,9
Ire
la
nd
13,3
Fr
an
ce
Ita
ly
G
er
m
A livello nazionale, sonoKingstate approvate una serie di misure che anhanno
y
ar
k
do
m
concretamente risolto alcuni punti di attenzione, aumentando l’efficienza e la
competitività del settore.
Sul piano strutturale, la separazione di Snam Rete Gas da Eni ha rappresentato un
importante passo in avanti rispetto al processo di liberalizzazione. Tuttavia, questa
misura da sola non è sufficiente se la separazione non viene inserita nell’ambito di
un progetto di sviluppo e integrazione all’interno del mercato europeo.
26
Importante la partenza della borsa del gas, un mercato dove gli operatori possono
scambiare gas ‘a pronti’: il “Decreto Stoccaggi” (D.Lgs.130/10) ha infatti
consentito, attraverso realizzazione di infrastrutture di stoccaggio di gas,
l’accesso a tale risorsa anche alle utenze industriali e una maggiore competitività
del mercato; e ancora, l’avvio del mercato del bilanciamento di merito economico,
nel quale gli operatori titolari di capacità di stoccaggio offrono la propria
disponibilità di gas.
Appare comunque necessario procedere all’integrazione dell’Italia nei mercati
energetici europei. Si chiede un forte impegno da parte del Governo e delle Autorità
competenti affinché si prosegua in questa direzione, operando azioni atte a
garantire l’assenza di congestioni, sia transfrontaliere che interne al Paese, e
sviluppando infrastrutture strategiche, quali terminal GNL e gasdotti sulle dorsali di
collegamento verso il nord Europa e il mid-east. Nel 2013 è stato avviato il mercato
a termine italiano.
Gli sforzi devono ora essere diretti allo sviluppo della liquidità di questo mercato,
riferimento indispensabile nell’ottica di portare l’Italia a divenire un HUB Europeo del
Gas Naturale.
Il completamento del processo di integrazione del nostro mercato con
quelli
europei è fondamentale anche per la sicurezza degli approvvigionamenti. Un
mercato italiano fisicamente interconnesso colloca il nostro paese quale piattaforma
per soddisfare la domanda di gas di un mercato europeo più ampio e, in questa
prospettiva, potrebbe concretamente facilitare lo sviluppo delle infrastrutture di
arrivo del gas nel nostro paese, terminali e pipeline valorizzando la posizione
geostrategica dell’Italia.
Nei prossimi anni è importante effettuare molti investimenti sul piano delle
interconnessioni con gli altri paesi europei.
3.
Considerazioni finali
L’analisi dei mercati dell’energia elettrica e del gas dalle prime fasi della
liberalizzazione, agli inizi degli anni 2000, mostra come oggi, a circa quindici anni di
distanza, il mercato sia ampiamente maturo, con una serie di operatori sul libero
mercato dal lato dell’offerta oramai affermatisi con certezza e continuità sia
nell’elettrico sia nel gas, spesso offerti assieme. Anche dalla parte della domanda,
27
va detto che questa oggi è conscia di essere nel mercato e di poter sfruttare le
opportunità in esso offerte, ma con una netta distinzione tra grandi consumatori,
capaci di sfruttare al meglio ogni opportunità, una categoria intermedia ancora ben
capace di utilizzare vantaggi e opportunità, mentre i piccoli e i piccolissimi
consumatori in pratica subiscono in condizione passiva un mercato che per loro,
spesso, è fonte di problematiche se non di timori per la continuità della fornitura e
della stabilità dei prezzi.
La riflessione fin qui svolta, con il concorso delle varie componenti sociali ed
economiche rappresentate nel CNEL, ha messo in luce i vari aspetti del mercato
attuale e i riflessi sul costo finale al cliente, individuando le criticità che rendono
necessario mettere in atto sistemi correttivi tanto più efficaci quanto più si voglia
uscire con determinazione dall’attuale situazione di non perequata allocazione dei
costi effettivi, delle maggiorazioni a remunerazione di scelte energetiche o
industriali già compiute e della imposizione fiscale. Ampi settori dei comparti
produttivi nazionali pagano dette criticità con un gap di costo dell’energia, rispetto ai
livelli europei e internazionali, che riduce fortemente il livello di competitività; e non
da meno pagano le famiglie, per le quali il costo energetico è cresciuto più che
proporzionalmente ed è divenuto un’importante componente del bilancio familiare.
Di seguito si riportano gli elementi degni di attenzione per giungere a un riequilibrio
del mercato dal lato dei costi, avuto riguardo a grandi, medi e piccoli consumatori, e
nell’ottica di fornire un impulso per la ulteriore maturazione del mercato verso
l’equilibrio sociale e la competitività economica.
3.1
Mercato dell’energia elettrica
Negli ultimi cinque anni si è avuto uno sviluppo senza precedenti della produzione
elettrica da fonte rinnovabile, che ha oggi superato il 30% dell’energia dispacciata
sulla rete nazionale. Le prerogative riconosciute alle fonti rinnovabili, sia in termini di
incentivi sia di priorità di dispacciamento, stanno mettendo a dura prova i principi
cardine,
che
prevedevano
in
origine
lo
sviluppo
del
mercato
elettrico
essenzialmente basato sul dispacciamento di merito economico; inoltre, le difficoltà
strutturali, legate a una rete nazionale che ancora oggi presenta molti colli di
bottiglia, rischiano di pregiudicare la sicurezza del sistema.
28
Lo sviluppo delle fonti rinnovabili elettriche ha superato gli obiettivi del Piano
Nazionale al 2020, avendo già raggiunto nel 2013 un livello prossimo al 35% (fonte
Terna).
In pochi anni, quindi, lo scenario energetico nazionale ha subito profondi
mutamenti. Un aspetto importante è riconducibile alla spinta, intensa e molto rapida,
proveniente dalla generazione distribuita, alla quale il nostro sistema dovrà
rapidamente adeguarsi. Alle grandi centrali che utilizzano fonti fossili si stanno
affiancando, infatti, migliaia di piccoli e piccolissimi impianti in gran parte alimentati
da fonti rinnovabili e, in particolare, da solare fotovoltaico ed eolico. Accanto a tale
fenomeno, che ha generato un progressivo scardinamento dei fondamentali
economici del mercato elettrico, si è aggiunta negli ultimi anni, a causa della
profonda crisi economica, l’importante calo della domanda elettrica. Ad agosto
2014, la richiesta di energia elettrica è stata pari a 24,1 TWh, in diminuzione del 4,0
% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente, un valore che, depurato dai fattori
calendario e temperatura, porta la flessione a –1,6% rispetto all’anno precedente.
Queste accelerazioni degli ultimi anni hanno consequentemente determinato una
serie di effetti economici che hanno ulteriormente appesantito il già alto costo
complessivo dell’energia elettrica per la necessità di una più complessa gestione
del sistema. Difatti:
 le centrali del parco termoelettrico che, proprio per effetto della concorrenza
introdotta con la liberalizzazione, sono state costruite con le migliori tecnologie per
ottenere la massima efficienza energetica, dando luogo a un parco di generazione
riconosciuto tra i più efficienti d’Europa, non sono dispacciate, malgrado il loro
potenziale basso costo unitario, quando la priorità in significativa parte del giorno è
data alla produzione da fonti rinnovabili. Ne consegue che gli impianti, pur
efficientissimi, entrano in dispacciamento con un elevato costo unitario per la bassa
utilizzazione; questo aggrava il costo complessivo finale, e molti impianti, pur
modernissimi, rischiano di chiudere definitivamente oppure di dover essere
altamente remunerati per rimanere in servizio perché necessari per la stabilità e la
sicurezza del sistema (Riserva rotante);
 la non programmabilità delle fonti rinnovabili comporta costi di “sistema”, dovuti
alla necessità di bilanciamento orario, sempre più elevati per garantire la stabilità
del
sistema
elettrico.
L'incremento
degli
oneri
sostenuti
da
Terna
per
l'approvvigionamento delle relative risorse èpassato dai 3 euro/MWh del 2009 ai 7,5
euro/MWh del 2013.
29
Ai maggiori costi sopra detti si aggiunge il forte incremento nella bolletta elettrica
della componente A3, che remunera gli incentivi alle rinnovabili; questa significativa
componente di costo è passata, prendendo il caso delle “utenze in media tensione”,
dai 16 euro/MWh del III trimestre del 2010 ai 48 euro/MWh del III trimestre del
2013, registrando un incremento del 200% in appena tre anni.
Ulteriore aspetto di rilievo, connesso al tumultuoso sviluppo di fonti rinnovabili,
intermittenti e di limitata programmabilità è: il loro impatto sulle reti, soprattutto di
distribuzione in media e bassa tensione, alle quali i nuovi impianti di piccole e medie
dimensioni si connettono. Anche su questo fronte sono, quindi, necessari interventi
all’insegna di una nuova filosofia di progetto e di esercizio del sistema elettrico, nel
quale le reti devono assumere un ruolo diverso e tale da consentire l’integrazione di
una generazione distribuita in forte crescita. Si tratta di utilizzare meglio la capacità
delle reti esistenti, rendendole capaci di gestire la variabilità dei flussi di potenza
con opportuni sistemi di controllo in tempo reale sugli impianti di produzione (smart
grid).
L’Italia è il secondo produttore manifatturiero europeo con una quota di valore
aggiunto industriale superiore rispetto ai principali paesi europei, per cui il costo
dell’energia è un fattore di competitività decisivo. Ciò nonostante le nostre industrie
pagano, a causa di quanto sopra, l’energia circa il 30% in più rispetto ai principali
competitor europei.
3.2 Difficoltà nel passare da un operatore a un altro e criticità sulla fatturazione
dei consumi
L’ultima relazione annuale dell’Autorità rileva che i consumatori non sembrano in
grado di sfruttare al massimo le potenzialità del mercato concorrenziale: il tasso di
switching del 2013 del comparto non domestico, pur dimostrando un’apertura del
mercato elettrico, non risulta particolarmente incoraggiante. Complessivamente per
il comparto non domestico in bassa tensione si registra un tasso di switching pari
solo al 23,4 % in termini di volumi e ha coinvolto il 15% della clientela del mercato
elettrico.
Oltre alla bassa convenienza in termini economici, si evidenziano anche fenomeni
di scarsa qualità del servizio connessi al passaggio al mercato libero: contratti non
30
richiesti, doppie fatturazioni o assenza di fatture per periodi prolungati; ma l’aspetto
più problematico è quello legato alla misura. Le difficoltà, soprattutto nei primi mesi
connessi con il passaggio al nuovo fornitore, ad avere fatture su consumi reali e
non stimati rendono le bollette poco confrontabili con le precedenti, generano
conguagli e
trasmettono, quindi, un messaggio di incertezza al cliente finale
piuttosto che rassicurarlo sulla bontà della scelta effettuata.
Gli operatori che utilizzano contatori elettronici devono pertanto essere obbligati a
una fatturazione su dati reali e non presunti, ed effettuata in tempi congrui.
I conguagli possono a loro volta generare elementi di criticità quali ingenti
fatturazioni, poca chiarezza nelle bollette, insoddisfazione nei clienti finali in un
mercato che dovrebbe essere, invece sempre più dinamico.
Queste procedure e criticità determinano, tra i molti effetti, sfiducia nel mercato da
parte dei clienti, stante anche le lunghissime tempistiche di risoluzione delle
controversie generate. Peraltro, il cliente ha rapporto unicamente con il venditore di
energia o gas e, anche quando si mettono in piedi procedure di conciliazione, riceve
al contempo inviti a pagare da parte di società di recupero crediti, alle quali sono
state comunque affidati gli insoluti in contestazione.
Nel mercato in cui la tecnologia è più avanzata, come l'elettrico, non è ammissibile
che le fatturazioni si basino ancora su dati stimati che generano necessariamente
nel tempo fatturazioni di conguaglio.
3.3
Misure per la green economy e riflessi sui costi dell’energia
Per quanto riguarda lo sviluppo ulteriore della partecipazione delle fonti rinnovabili di
energia alla copertura dei fabbisogni del paese e al raggiungimento degli obiettivi al
2020 e oltre, occorre stimolare correttamente il settore, gravemente compromesso
dalle recenti misure di drastica riduzione deli incentivi. La politica degli incentivi alti,
difatti, ha drogato negli scorsi anni il mercato, facendo accorrere operatori stranieri,
nel campo sia tecnologico che finanziario, e procurando danno all’economia
italiana, che non ha potuto cogliere appieno con il suo comparto industriale, pur
preparato tecnologicamente, tutte le opportunità che si sono presentate.
Occorre oggi, con incentivi economicamente sostenibili e opportunamente dosati
nel tempo fino ad annullarsi con il raggiungimento della grid-parity, stimolare una
31
generazione da fonte rinnovabile più piccola e più diffusa, favorendo l’autoconsumo
e lo scambio di energia sul posto. L’industria nazionale, che ha già prodotti di alta
qualità nel settore e ha sviluppato una forza lavoro specialistica da non disperdere,
potrà – in presenza di una politica energetica del settore stabilizzata - meglio
organizzarsi per uno sviluppo anch’esso economicamente sostenibile, specie se la
tecnologia metterà a disposizione miglioramenti sensibili nel campo dell’accumulo
statico di energia elettrica e nel miglioramento dell’efficienza degli impianti. Questo,
anche, consentirebbe uno sviluppo dell’autoconsumo svincolato dagli orari di
produzione della fonte rinnovabile, senza più necessità di scambio con la rete se
non per modesti quantitativi legati alla sicurezza.
Adeguata certezza va garantita alla programmazione territoriale e alle pratiche
autorizzative di concessioni riguardanti le infrastrutture energetiche, i siti industriali
e gli interventi di modernizzazione del sistema energetico italiano. Le garanzie
devono riferirsi sia ai tempi di rilascio delle autorizzazioni, che devono essere
definiti all’atto della richiesta, sia alle condizioni di revoca.
La previsione della sostenibilità dei costi prefigurata dalla Strategia Energetica
Nazionale (con una incentivazione che si attesta tra gli 11,5 e 12,5 md di euro al
2020, a fronte di una tendenza inerziale di circa 15 miliardi nel 2020) genera forti
dubbi circa l'efficacia delle misure di accompagnamento alla grid-parity, risultando
molto onerose e non in grado di avvicinarsi alla sostenibilità economica.
Una volta conseguita la grid-parity, e certamente la cessazione degli incentivi,
sarebbe lasciata come misura trainante il diritto di dispacciamento prioritario in rete;
anche efficace sarebbe la promozione di contratti di fornitura bilaterali tra produttori
con fonti rinnovabili e gruppi di consumatori industriali, o civili, con lo scopo di
ottenere una sensibile riduzione del costo al consumo.
E’ importante evitare, per quanto riguarda i riflessi sul costo dell’energia delle
politiche europee per la decarbonizzazione, che queste si ripercuotano sulla
capacità competitiva dell’industria europea, rallentando la già difficile ripresa
economica.
Si attende che la Commissione Europea coordini gli obiettivi di politica ambientale
con quelli di politica industriale. È indispensabile che l’Europa individui gli strumenti
più idonei ed efficaci per trovare una sintesi tra questi obiettivi, limitando i fenomeni
di delocalizzazione industriale dovuti ai vincoli ambientali.
32
L’auspicio è che l’Italia trasformi questi vincoli in opportunità di crescita e limiti le
penalizzazioni che potrebbero comportare un aumento ulteriore del costo
dell’energia.
3.4
Mercato del gas naturale
Il mercato del gas è stato introdotto con maggiore gradualità, anche per la naturale
resistenza dell’operatore pubblico principale, e si è assistito negli ultimi anni a una
regolazione molto efficace, che ha permesso in breve tempo di recuperare
importanti punti di competitività rispetto ai competitors europei. Sono stati approvati
una serie di provvedimenti, importanti, che hanno di fatto aumentato efficienza,
concorrenzialità e trasparenza del settore consentendo al nostro Paese di avere
una piattaforma commerciale, già da tempo esistente in molti Paesi europei.
Il processo di liberalizzazione ha quindi dato nel settore i suoi frutti e il sistema
industriale italiano ha potuto beneficiare della convergenza dei prezzi nazionali con
quelli dei principali Paesi europei: nel 2012, una significativa convergenza tra i
prezzi registrati sull’intera piattaforma europea e quelli registrati in Italia risultava da
una modesta crescita del riferimento italiano, che si attestava a 28,74 €/MWh (+2%
rispetto al 2011), a fronte di tutti gli altri riferimenti europei allineati attorno a 25,4
€/MWh e in forte crescita (dal +10% al + 14% rispetto al 2011).
Ma tale risultato, seppur di ampia soddisfazione per gli utenti industriali italiani in
termini di competitività relativa con i principali Paesi europei, non può considerarsi
tale se confrontato con i riferimenti della rivoluzione americana dello Shale Gas, con
prezzi pari a circa un terzo di quelli europei.
Si ritiene, quindi, che la vera partita per lo sviluppo strategico del mercato del gas
richieda una partecipazione e un monitoraggio sistematico in sede europea e
internazionale. Risulta pertanto determinante effettuare investimenti mirati ed
efficaci sul piano delle interconnessioni fisiche con gli altri Paesi europei e
internazionali, a partire dal completamento e dall’attivazione delle interconnessioni
già esistenti sul piano commerciale: l’apertura delle trattative per il gasdotto
Transitgas svizzero, ad esempio, consentirebbe di utilizzare il gas olandese e
norvegese e di sviluppare la capacità di interconnessione tra l’Italia e gli hub del
nord Europa, con il necessario raccordo con i Regolatori europei affinché anche le
tariffe di transito del gas tra gli Stati membri siano armonizzate.
33
Il completamento del processo di integrazione del nostro mercato con le aree
geografiche che ci circondano è fondamentale anche per la sicurezza e
l’economicità degli approvvigionamenti.
Sul fronte interno è necessario avviare una revisione delle tariffe dei servizi di
trasporto e di distribuzione per i clienti industriali maggiormente cost reflective in
relazione alle caratteristiche di consumo.
Risulta, infatti, molto delicata la definizione delle modalità di remunerazione del
costo delle infrastrutture attraverso le tariffe del servizio erogato. E’ critico il
meccanismo di realizzazione delle infrastrutture con un recupero garantito dei costi
totali di investimento a carico del sistema. Occorre introdurre meccanismi non di
remunerazione tout court ma sulla base della garanzia di efficienza e di selettività,
in modo da assistere a un reale sviluppo delle infrastrutture.
Dovrà anche essere perfezionata, in termini temporali, la riforma della distribuzione
di gas rafforzando l’azione di vigilanza sull’operato dei distributori locali nell’ambito
della gestione della rete locale.
Nell’ottica di ricercare soluzioni a livello europeo occorrerà:
· avviare un mercato di scambio liquido;
· potenziare il sistema degli stoccaggi valorizzando anche il GNL.
Per quanto attiene alla liquidità della Borsa Gas occorre emulare il mercato
all’ingrosso di elettricità favorendo l’incontro della domanda di gas dei clienti finali e
di loro aggregazioni con l’offerta, al fine di garantire l’effettivo trasferimento dei
benefìci della concorrenzialità del mercato ai clienti finali. Una vera Borsa del gas è
il presupposto essenziale per ottenere la trasparenza sui prezzi.
In merito alla contrattualistica del mercato di approvvigionamento di gas via gasdotti
è evidente che il sistema necessita di un intervento normativo che renda possibile
introdurre nel mercato strumenti più snelli in termini di volumi e più ancorati al costo
della materia prima gas sui mercati internazionali piuttosto che sulla commodity del
petrolio. Trovare il giusto equilibrio tra la sicurezza offerta dai contratti Top (Take or
Pay), oggi essenzialmente con i paesi del Nord Africa, e l’economicità di contratti
“spot” è un obiettivo ambizioso che dovrà essere raggiunto con uno sforzo del
Paese anche a livello comunitario.
34
I contratti Take or Pay di lungo periodo potrebbero essere, nei prossimi anni, un
onere insopportabile, se paragonato con le condizioni economiche praticate sui
mercati del Nord Europa, creando forti penalizzazioni per la competitività delle
imprese. In una tale situazione a nulla servirebbe la ricerca e l’estrazione di gas di
produzione nazionale, poiché il gas da ToP dovrebbe essere comunque pagato
anche se non utilizzato.
L’impiego del gas nell’autotrazione potrebbe contribuire a risolvere il problema di
utilizzo completo dei quantitativi contrattuali ToP.
Si tratta di valutare le seguenti opzioni :
 incentivare la trasformazione a metano dei motori a ciclo otto
 favorire la diffusione di distributori stradali di gas per autotrazione
 favorire, nell’ambito della ricerca, l'industrializzazione della tecnologia italiana
dell'accumulo (es: nanospugne) e il GTL.
In ogni caso si ritiene opportuno limitare la contrattualistica ToP alla sola copertura
della base del profilo della domanda annuale. La copertura del profilo invernale,
invece, andrà assicurata con contratti spot.
Oltre a quanto già riportato, non bisogna dimenticare di perseguire ulteriormente
l'obiettivo di reale liberalizzazione dei mercati energetici, con interventi che
favoriscano la concorrenza e determinando benefici concreti per i clienti finali di
energia. In termini di liberalizzazione, un tema importante che meriterebbe di essere
considerato nell’ambito di una programmazione del futuro è quello di riconsiderare il
ruolo del settore pubblico nella proprietà delle imprese, sia a livello centrale sia a
livello locale, poiché rimane nel settore energetico troppo rilevante.
In un contesto caratterizzato da un esiguo grado di concorrenzialità del mercato
all’ingrosso, da un elevato numero di imprese di distribuzione per di più integrate
con società di vendita e, infine, da un insufficiente grado di informazione dei clienti
finali, occorrerebbe adottare ulteriori misure finalizzate a:
- conferire maggiore impulso, anche valutando la partecipazione dell’Acquirente
Unico S.p.a. a tutela della domanda di gas delle famiglie, allo sviluppo di un
mercato all’ingrosso per lo scambio di gas;
- individuare un ristretto numero di investimenti a rapida cantierabilità da realizzare
con procedure accelerate potenziando, al tempo stesso, il sistema degli stoccaggi;
35
- rafforzare l’azione di vigilanza sull’operato dei distributori locali nell’ambito della
gestione della rete.
36
4.
Proposte
4.1
Mercato dell’energia elettrica
Il mercato libero dell’energia elettrica si basa oggi, per una grande parte della
clientela italiana, circa 37 milioni di clienti finali, su un costo al cliente che vede la
parte liberalizzata, cioè quella di libera contrattazione, ridotta per la gran parte della
clientela al 30% del totale, il resto essendo “oneri di sistema”, nei quali sono anche
ricompresi costi provenienti da provvedimenti pubblici di politica industriale e
imposizione fiscale.
Deve quindi osservarsi che si tratta di un mercato fortemente condizionato, tanto da
poter dire che non è più un “libero mercato”. Il decisore pubblico incide
profondamente sul prezzo con politiche industriali e sociali spesso non eque.
Occorre pertanto ripensare globalmente al modello di mercato sinora perseguito e
al modo di ripartizione degli oneri e della imposizione fiscale, in modo da
riequilibrare gli interessi economici dei comparti produttivi e sociali della
comunità.
La riduzione delle bollette energetiche necessita di una serie di misure che
andranno affrontate in maniera coordinata, con precisi interventi sul piano fiscale ed
evitando provvedimenti spot che aggrediscono singoli aspetti e non hanno la
capacità di incidere sul quadro complessivo.
Si ritiene che ci siano ampi spazi di miglioramento nelle decisioni politiche in corso,
innanzi tutto cercando di reperire ulteriori risorse per poter quanto meno avvicinarsi
all’obiettivo dichiarato di riduzione del 10% dei costi energetici, oggi ancora molto
lontano.
Un provvedimento da adottare in favore di una più equa distribuzione dei costi e
degli
oneri
del
sistema
elettrico
è
la
revisione
del
meccanismo
dell’interrompibilità, da tempo richiesto dal comparto industriale che non ne trae
vantaggio. Questa misura, introdotta oltre venti anni fa per far fronte a una critica e
prolungata carenza dell’offerta di energia, oggi risulta, per l’abbondanza dell’offerta,
meno utilizzata. La riserva che proviene dalla interrompibilità è ancora necessaria
nella misura di 3.000 MW, in ragione della criticità delle reti, della non
37
programmabilità delle fonti rinnovabili e della disomogenea distribuzione geografica
della microproduzione. In sostanza, si rende
necessario ricorrere a tale
meccanismo per situazioni di minore emergenza che nel passato, ragione per cui
occorre procedere a una revisione della clientela che effettivamente partecipa al
programma di interrompibilità e, solo per questa, remunerare il servizio richiesto. In
tal senso si muovono recenti provvedimenti tesi a rivedere il meccanismo di
incentivazione e la revisione triennale dei clienti che, chiamati alla interrompibilità,
godono del beneficio.
Con riguardo al costo dei servizi di rete, questo va esteso, a diverso titolo, agli
utilizzatori, che per effetto dell’attuale regolamentazione immettono energia nel
sistema senza essere chiamati a pagarne gli oneri: le energie rinnovabili
dovrebbero contribuire ai costi dei servizi di rete, ovvero comprare sul mercato una
riserva pari alla loro potenza così da rendere stabile la fonte energetica, creando un
mercato della riserva almeno fino a che non entrino in esercizio gli accumuli.
Altro importante provvedimento a favore della clientela più piccola, con particolare
riguardo alla PMI e alle famiglie, è il mantenimento del servizio di maggior tutela
– gestito da Acquirente Unico - che rappresenta uno strumento e un benchmark di
cui, nelle attuali condizioni di mercato con le criticità irrisolte fin qui descritte, anche
le piccole imprese, oltre alle famiglie, ritengono di non poter fare a meno.
Non bisogna cedere a tentazioni ripetutamente ventilate di soppressione di tale
servizio di tutela, poiché resta fondamentale il ruolo di Acquirente Unico nel
garantire una fornitura per tutti quei clienti che non riescono, per qualsiasi motivo, a
beneficiare delle opportunità del libero mercato ovvero sono delusi da una serie di
esperienze con operatori privati, in un mercato che consente anche di lanciare
offerte fantasiose e ingannevoli.
Va, difatti, osservato che il cliente con alti o medi consumi di energia ha
generalmente struttura propria, o si appoggia a struttura consortile, dotata degli
strumenti conoscitivi e tecnici per selezionare i fornitori, metterli in concorrenza e
ottenere i migliori vantaggi dalla concorrenzialità, avendo anche dalla propria parte
la forza di un elevato consumo con cui contrattare.
Diverso è il caso dei piccoli e poccolo-medi consumatori, quali le famiglie e le
piccole attività imprenditoriali, che non hanno la medesima forza di contrattazione
né riescono, anche per alcune carenze nella legislazione vigente, ad organizzarsi in
38
aggregazioni significative di consumo. Queste categorie subiscono una vera
aggressione da parte degli operatori commerciali, inclusi più grandi sul mercato,
che utilizzano metodi “porta a porta”, soprattutto con il mezzo telefonico e con
personale spesso spregiudicato e, in ogni caso, volitivamente interessato a
concludere il contratto forzando tempi e volontà del cliente. Ne consegue il risultato
di non favorire un giudizio sereno del libero mercato e delle sue preziose
opportunità. Si rende pertanto necessaria una regolamentazione trasparente e
affidabile delle azioni di vendita “porta a porta” degli operatori commerciali, le
quali devono sempre presentare proposte in forma scritta prima di qualsiasi
sottoscrizione di contratto, con adozione di uno schema validato dall’Autorità a
garazia della chiarezza e della certezza dei prezzi applicati, e l’ipotesi di contratto
va preventivamente reso disponibile al cliente, contestualmente alle proposte di
vendita avanzate.
Vanno inoltre incentivate le aggregazioni dei piccoli consumatori, favorendo la
costituzione di Consorzi o Gruppi di acquisto in modo da avvicinarsi alle
condizioni commerciali degli utenti di maggiori dimensioni.
Occorre in tale campo che le azioni di sorveglianza, rispettivamente dell’Autorità di
settore e dell’ Autorità per la concorrenza, siano costanti e organizzate, atte a
reprimere
con
esemplarità,
applicando
adeguate
sanzioni
pecuniarie,
i
comportamenti gravemente scorretti, che ancora oggi è troppo spesso dato di
rilevare, altresì stimolando la clientela, anche con campagne pubbliche nei media, a
denunciare ogni comportamento di grave scorrettezza.
4.2
Mercato del gas
La vera partita per lo sviluppo strategico del mercato del gas richiede una
partecipazione e un monitoraggio sistematico in sede Europea. Nei prossimi anni è
importante effettuare molti investimenti sul piano delle interconnessioni fisiche con
gli altri Paesi europei. Il completamento del processo di integrazione del nostro
mercato con quelli europei è fondamentale anche per la sicurezza e l’economicità
degli approvvigionamenti.
E’ necessario completare anche le interconnessioni sul piano commerciale
allocando con meccanismi di mercato la capacità di interconnessione tra l’Italia e gli
hub del nord Europa.
39
Occorre raccordarsi con i Regolatori europei affinché anche le tariffe di transito del
gas tra gli stati membri siano armonizzate.
Vanno riviste le tariffe dei servizi di trasporto e di distribuzione per i clienti
industriali
che
siano
maggiormente
cost
reflective
in
relazione
alle
caratteristiche di consumo.
È necessario intervenire sulle modalità di funzionamento del mercato di
bilanciamento di merito economico in modo che questo renda corretti segnali
di prezzo in qualsiasi condizione. La strutturale sovracapacità infrastrutturale
rispetto al mercato implica che gli attuali meccanismi di recupero tariffario
comportino verosimilmente progressive variazioni compensative dei costi di
trasporto e distribuzione del gas naturale. Il sistema tariffario di accesso alle
infrastrutture e le modalità di prenotazione della capacità devono essere ripensate
nel nuovo contesto di mercato e regolatorio.
In una logica di sviluppo delle infrastrutture e di sicurezza del sistema occorre
valutare attentamente il ruolo dei contratti a lungo termine che sono in grado
di fornire segnali di lungo termine.
40
Note di approfondimento
a.
Cenni storici sull’ apertura del mercato elettrico
Nel 1962 la Legge 1643 ha avviato la nazionalizzazione del settore elettrico,
affidando all'Enel la titolarità delle varie fasi costituenti la filiera elettrica (produzione
- distribuzione - vendita) e lasciando uno spazio alle aziende municipalizzate,
mentre la produzione di energia elettrica da parte di privati era ammessa solo se
finalizzata all'autoconsumo.
A distanza di 20 anni, la Legge 308/82 ha introdotto la liberalizzazione della sola
produzione di energia elettrica per gli auto - produttori, anche se solo fino a 3 MW e
da fonte rinnovabile.
Altra importante tappa della storia della politica energetica italiana è stata la
Conferenza per l’Energia del 1987, che ha sancito l’uscita dal nucleare a seguito di
referendum.
La Legge 9/91 ha invece rappresentato il primo passo verso la liberalizzazione
dell’intero settore, rendendo libera l'attività di produzione dell'energia elettrica
purché derivante da fonti rinnovabili e assimilate, come la cogenerazione e quelle
da rifiuti residui di lavorazioni.
La successiva Delibera Cip 6/92 attuava gli articoli 20 e 22 della Legge 9/91,
definendo i prezzi dell'energia elettrica relativi a cessione, vettoriamento e
produzione, i parametri relativi allo scambio e le condizioni tecniche per
l'assimilabilità a fonti rinnovabili.
Nel 1995, mediante la Legge 481/95, è stata istituita l'Autorità per l'Energia Elettrica
e il Gas (AEEG) con il compito di regolamentare il settore. Essa ha ereditato le sue
competenze dal Ministero dell'Industria nel 1997, in seguito alla pubblicazione sulla
Gazzetta Ufficiale del regolamento di organizzazione e funzionamento dell'Autorità
stessa.
Il Decreto Legislativo 79/99 (noto anche come “Decreto Bersani”) ha recepito la
Direttiva 96/92/CE, recante regole comuni per i mercati elettrici interni dei paesi
membri finalizzate a liberalizzare la domanda, l'accesso alle reti e l'offerta
dell'energia e effettiva del settore da monopolio a libero mercato.
41
Le altre maggiori novità introdotte dal “Decreto "Bersani" sono state:

La “deverticalizzazione” dell’Enel, attuata tramite la sua trasformazione in S.p.A.
e la creazione di una holding con società separate a livello gestionale per le attività
di produzione, trasmissione, distribuzione e vendita ai clienti finali idonei. Di fatto il
riassetto societario dell’Enel ha portato la stessa ad ampliare e a diversificare il
proprio business in altre attività quali il trading elettrico e del gas, la gestione di
sistemi idrici e le telecomunicazioni, dando vita a un gruppo internazionalizzato tra i
più grandi in Europa, solo a partire dal 2001 riportato tendenzialmente ai soli settori
elettrico e del gas.

La fine del monopolio legale di Enel, autorizzando nuovi soggetti a entrare nei
mercati della produzione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica, limitando al
50% entro il 2003 la quota di mercato detenibile da ciascun operatore. A tal scopo è
stata prevista e attuata la dismissione di 15.000 MW di capacità di generazione.
Tale capacità è stata suddivisa in tre compagnie di generazione (denominate
Genco, ovvero Elettrogen, Eurogen e Interpower) e messe sul mercato.

Sul lato della domanda è stata creata la figura dei clienti idonei (clienti finali o
consorzi di clienti), soggetti autorizzati ad acquistare energia elettrica sul mercato
libero. Le soglie di accesso al mercato sono state fissate in termini di consumi
annui: dal 2000 limite minimo 20 GWh, dal 2002 limite minimo 9 GWh;
successivamente al “Decreto Bersani” si è arrivati prima a stabilire il limite minimo
0,1 GWh con la vendita dell’ultima Genco e, infine, a considerare idonei tutti i titolari
di partita IVA.

Riguardo alla distribuzione, che è esercitata in regime di concessione, il “Decreto
Bersani” prevede la razionalizzazione dell’assetto su scala nazionale attraverso
l’obbligo di aggregazione fra operatori, al fine di consentire l’operare di un unico
distributore per ambito comunale e di aumentare l’efficienza del sistema. Inoltre, ha
imposto a Enel di costituire una società (Enel Distribuzione) separata da quella di
distribuzione per la vendita di energia elettrica ai clienti idonei.
Con il Decreto Legislativo 79/99 e gli adempimenti successivi si sono poste in Italia
le basi per la liberalizzazione del mercato interno dell'energia elettrica, la cui
gestione economica è affidata al Gestore del Mercato (società per azioni costituita il
27 giugno 2000 dal Gestore della Rete di
Trasmissione Nazionale) e la cui
42
disciplina è predisposta sempre dal Gestore del Mercato, ma è approvata con
Decreto dal Ministero delle Attività Produttive, sentita l'Autorità per l'Energia
Elettrica e il Gas. In più è stata definita l'entrata nel mercato di nuovi operatori e di
altri interlocutori oltre a Enel.
a.2
Domanda e offerta di energia elettrica
L’ultima relazione annuale della Autorità per l’Energia Elettrica Gas e il Servizio
Idrico evidenzia che, nel 2013, i consumi di energia elettrica sono diminuiti del
3,4%, passando dai 307 TWh del 2012 ai quasi 297 TWh del 2013. Nello stesso
anno la produzione netta ha coperto l’87,5% del fabbisogno nazionale, con i 44,3
TWh di importazioni che hanno consentito di coprire la restante parte della
domanda. In diminuzione del 5,5% sono anche le esportazioni, che quest’anno si
sono fermate a 2.178 GWh. L’analisi dei dati relativi agli impieghi consente inoltre di
evidenziare come i consumi si siano ridotti in tutti i settori, in particolare nel
comparto industriale (-4,7%), ma anche nel settore domestico (-4,3%).
Nel 2013 i tre gruppi principali, Enel Edison ed Eni, hanno venduto rispettivamente
89,9 TWh, 18,7 TWh e 10,4 TWh al mercato finale. A questi si aggiunge la classe
degli operatori più grandi, cioè quelli che hanno venduto tra 5 e 10 TWh di energia
elettrica al mercato finale, con sette gruppi societari presenti: Hera, Green Network
Luce & Gas, A2A, Sorgenia, Axpo Group, E.On e Gala.
Relativamente alle vendite finali, la quota di vendite ai clienti domestici è
complessivamente pari al 23%. Questa quota appare particolarmente significativa
per Enel, che al mercato domestico destina la metà delle proprie vendite, e per Eni,
che a questa categoria di clienti riserva il 20% dell’energia complessivamente
venduta a clienti finali. Anche per i gruppi di più piccola dimensione le vendite alla
clientela domestica sono particolarmente significative, essendo pari a 0,8 TWh, cioè
a circa il 22% del totale venduto; ciò accade perché in questa categoria di soggetti
rientrano anche numerosi venditori del servizio di maggior tutela.
Non a caso, sono proprio questi stessi gruppi quelli in cui è più significativa la quota
di vendite a clienti finali non domestici in bassa tensione: per Enel questa quota è
pari al 72%, mentre per la classe dei gruppi con vendite inferiori a 100 GWh la
quota arriva al 53,3% delle vendite ai clienti non domestici. Le vendite ai grandi
43
clienti industriali in alta e altissima tensione sono, invece, piuttosto significative per
Edison (24,1%), per Eni (26,2%) e per i gruppi con vendite tra 5 e 10 TWh (23,6%).
Bilancio dell’energia elettrica 2013 (TWh; valori riferiti ai gruppi industriali)
a.3
Mix della produzione elettrica e del gas dal momento della liberalizzazione e
modifiche strutturali fino ad oggi
Il mix della produzione al momento della liberalizzazione si è andato modificando
per l’effetto, voluto, della concorrenzialità. Le nuove società di produzione, le tre
Società sopra dette, e l’Enel stesso, hanno iniziato un programma intensivo di
investimenti in nuove centrali di produzione o di ristrutturazione di quelle esistenti,
ma hanno anche attuato, soprattutto l’Enel, razionalizzazioni organizzative, il tutto
mirato alla riduzione del costo di produzione.
44
Il programma di trasformazione a carbone, precedentemente considerato
determinante per cogliere l’obiettivo della riduzione del costo di produzione
dell’energia elettrica, è stato prima ridimensionato e poi è stato congelato in poche
realtà (4 centrali), soprattutto per le concrete difficoltà ambientali legate a un uso
massiccio del carbone.
Il sentiero degli investimenti produttivi da realizzare sembrava chiaramente
individuato e puntava su una tecnologia consolidata, con rischio tecnologico basso
e con tempi di costruzione relativamente contenuti: quella dei cicli combinati a gas
(CCGT). Lo spostamento del parco di generazione verso il gas era, inoltre, in linea
con gli obiettivi di miglioramento delle performance ambientali del parco.
D’altro canto, anche i primi interventi di apertura della generazione di energia
elettrica ai produttori privati, tra cui ad esempio la Legge 9/91, già all’inizio degli
anni ’90 avevano sostenuto lo sviluppo di nuova capacità alimentata a gas. Era,
inoltre, ormai chiaro che gli impianti a olio non avrebbero potuto rappresentare la
soluzione del futuro. Anche nucleare e carbone, per ragioni diverse, non
sembravano vie percorribili in Italia in quegli anni.
Concreto, quindi, è diventato il programma di utilizzo di cicli combinati ad alto
rendimento a gas e si è attuato da parte di tutti i grandi operatori un programma di
riconversione o nuove costruzioni adottando tale tecnologia.
Gli investimenti sono stati significativi per quanto riguarda la capacità di
generazione termoelettrica, che è cresciuta di 19.000 MW. Tra il 2004 e il 2009 la
capacità termoelettrica installata è aumentata in media di quasi 3.000 MW all’anno
– al netto delle dismissioni – contro i circa 600 MW del quadriennio precedente. Nel
parco termoelettrico complessivo (convenzionale e biotermoelettrico) è da
segnalare anche la crescita significativa degli impianti in cogenerazione, la cui
potenza lorda è raddoppiata dal 2000 al 2009.
Nel 2013 la produzione termoelettrica ha segnato un crollo del -13%,
corrispondente alla drastica riduzione della produzione di energia elettrica da gas
naturale (-15%), ma anche, per la prima volta dal 2008, alla discesa della
produzione da carbone (-7%). Continua pure il calo della produzione da prodotti
petroliferi (-13%), ormai ridotta a una quota del 2% sulla produzione totale (a titolo
di confronto, 15 anni fa tale quota era del 40%).
45
Investimenti sono stati analogamente realizzati per le centrali idrauliche, fonte
rinnovabile per eccellenza, permettendo il mantenimento del parco che ha
lunghissimi tempi di ammortamento, ma che abbisogna di un programma di
costante efficace manutenzione.
Per quanto riguarda infine il nucleare, si è avuto un riaccendersi dell’interesse per la
tecnologia con specifiche disposizioni di legge nel biennio 2008-2010, soprattutto
con le ipotesi di utilizzo dei reattori di terza e quarta generazione a sicurezza
intrinseca. L’incidente di Fukushima, dovuto al distruttivo maremoto dell’11 marzo
2011, ha riportato ad annullare qualunque programma nel campo della produzione
elettrica da nucleare. Il mutato atteggiamento verso questa fonte di energia
primaria, sancito peraltro dal referendum, ha sviluppato, in modo molto accelerato, il
ricorso alle fonti rinnovabili di energia, in particolare da vento e da solare,
permettendo in pochi anni, grazie agli incentivi, di recuperare i ritardi rispetto agli
altri paesi.
Nel caso della produzione da gas, la quota si è attestata al 38% nel 2013, contro il
43% del 2012 e il 50% di cinque anni fa.
In un contesto di sensibile riduzione della produzione complessiva, la crescita della
produzione elettrica da fonte rinnovabile si mantiene sostenuta (+17% tra il 2012 e il
2013), in virtù dell’incremento della generazione eolica (+12%), fotovoltaica (+19%)
e da biomassa e rifiuti (+12%), ma soprattutto per il notevole contributo, tra il 2012 e
il 2013, della produzione idroelettrica (+21%). Gli ultimi incrementi annuali
dell’eolico e del fotovoltaico appaiono sensibilmente inferiori rispetto allo scorso
anno (quando avevano registrato, rispettivamente, un +36% e un +75%), ma hanno
concorso a mantenere la produzione da queste due fonti, rispettivamente, al 14% e
al 20% della produzione nazionale rinnovabile.
Produzione lorda per fonte 2009-2013 (GWh)
46
b.
Il mercato del gas
b.1
Cenni storici sull’apertura del mercato del gas
Il mercato energetico europeo negli ultimi anni è stato oggetto di una profonda
rivoluzione in direzione di una progressiva liberalizzazione e privatizzazione
dell’energia elettrica e del gas naturale. L’input per la liberalizzazione del mercato
del gas naturale avviene a livello comunitario con la direttiva 98/30/CE 12 che,
recepita dai vari Stati membri. ha modificato radicalmente i mercati nazionali.
In Italia il recepimento della direttiva comunitaria è avvenuto con il D.Lgs.
164/200013 (c.d. “Decreto Letta”). Si è così passati da un regime monopolista di
fatto, verticalmente integrato lungo tutta la filiera produttiva, a un mercato
concorrenziale con più operatori, che devono confrontarsi con gli operatori nazionali
degli altri Stati membri.
In particolare, il “Decreto Letta” ha previsto:
 in tema di unbundling, la separazione societaria delle attività di trasporto e
dispacciamento di gas naturale da tutte le altre attività del settore, ad eccezione
dello stoccaggio (per cui prevede comunque la separazione contabile);
 in relazione all’apertura del mercato, l’idoneità (ovvero la possibilità dei clienti di
poter scegliere liberamente il fornitore) fin dal 2000 dei clienti industriali,
termoelettrici, delle imprese di distribuzione e dei grossisti e disposto che dal 1°
12
Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 22 giugno 1998, pubblicata nella Gazzetta
Ufficiale delle Comunità Europee, n. L 204 del 21 luglio 1998 ed entrata in vigore il 10 agosto 1998.
13
Pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana, n. 142 del 20 giugno 2000.
47
gennaio 2003 tutti i clienti sono idonei;
 a tutela e sviluppo della concorrenza i cosiddetti “tetti antitrust”, ovvero limiti im
posti a ciascun operatore alla quantità di gas naturale immissibile nel sistema al fine
della vendita in Italia e limiti alla vendita ai clienti finali.
Numerosi passi che sono stati compiuti da quando ha avuto inizio il processo di
liberalizzazione con il “Decreto Letta”.
Anche in relazione alla c.d. “Seconda
Direttiva Gas” (2003/55/CE), molte delle disposizioni in essa contenute sono state
di fatto recepite nell’ordinamento nazionale in modo più stringente rispetto ai
requisiti minimi richiesti dalla normativa comunitaria.
La Direttiva 2009/73/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas
naturale abroga la direttiva 2003/55/CE. Con tale direttiva gli Stati membri possono:
 imporre alle imprese che operano nel settore del gas obblighi relativi al servizio
pubblico concernenti, tra l’altro, la qualità e il prezzo delle forniture (articolo 3,
comma  tutela di prezzo
 assicurare
in
particolare
ai
clienti
vulnerabili
un'adeguata
protezione,
comprendente misure idonee a permettere loro di evitare l'interruzione delle
forniture (articolo 3, c. 3)
 garanzia della fornitura
Il cammino verso una maggior concorrenzialità del mercato ha trovato, anche
recentemente, nuovo impulso, in particolare con:
 con il D.Lgs. 93/11 lo scorso 1 giugno 2011 è stato recepito nel nostro
ordinamento il Terzo Pacchetto Energia, inclusivo della Direttiva 2009/73/CE e del
Regolamento 2009/715/CE.
 il Decreto Legislativo 13 agosto 2010, n.130 (c.d. “Decreto stoccaggi”);
 l’avvio del bilanciamento di merito economico.
Con il D.Lgs. 93/11, lo scorso 1 giugno 2011 è stato recepito nel nostro ordinamento
il Terzo Pacchetto Energia, inclusivo della Direttiva 2009/73/CE e del Regolamento
2009/715/CE; la Direttiva stabilisce, tra le altre tematiche, che gli Stati membri in cui
il sistema di trasporto appartiene a un’impresa verticalmente integrata operante
nella commercializzazione del gas possano optare tra tre possibili modalità
attraverso le quali garantire l’indipendenza del trasportatore. I modelli di
separazione tra cui optare sono:
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 Ownership Unbundling (OU): le società che detengono la proprietà delle reti ed
effettuano la gestione delle attività di trasporto sono separate dal punto di vista
proprietario dalle imprese verticalmente integrate che svolgono le attività di
approvvigionamento/produzione e vendita.
 Independent Transmission Operator (ITO): le imprese verticalmente integrate
mantengono il controllo delle società che gestiscono l’attività di trasporto e che
detengono la proprietà delle reti, a condizione di garantire l’indipendenza
decisionale e funzionale del gestore del trasporto dall’impresa verticalmente
integrata.
 Independent System Operator (ISO): le imprese verticalmente integrate
mantengono la proprietà delle reti, ma ne affidano la gestione ad un soggetto terzo.
Il legislatore italiano ha optato per il modello ITO per l’impresa maggiore di trasporto
(Snam Rete Gas), mentre agli altri trasportatori nazionali è concessa la scelta di
uno dei tre modelli sopra descritti.
b.2
Clienti idonei e servizio di tutela
Prima della liberalizzazione completa del mercato, avvenuta il 1° Gennaio 2003, per
“Clienti idonei” si intendeva, ai sensi del Decreto Legislativo 164 del 2000 (“Decreto
Letta)”, la persona fisica o giuridica autorizzata a stipulare contratti di fornitura,
acquisto, vendita con qualsiasi produttore, importatore, distributore o grossista, sia
in Italia che all'estero. La soglia di idoneità individuata dalla normativa faceva
riferimento a un consumo annuo superiore a 200.000 metri cubi. Dal 1° gennaio
2003 tutti i clienti finali sono "idonei" e possono liberamente scegliere l'azienda
venditrice di gas.
E’ denominato “Servizio di Tutela” la fornitura di gas naturale alle condizioni e ai
prezzi di riferimento stabiliti dall'Autorità per l’Energia Elettrica Gas e Servizio Idrico,
ai sensi della Legge 125/07. Tutti i venditori devono offrire il Servizio di Tutela ai
clienti che ne hanno diritto, unitamente alle altre offerte commerciali.
Fino a giugno 2013 avevano diritto al Servizio di Tutela:
 utenze domestiche e condomini con uso domestico e consumi fino a 200.000
Smc/anno;
 utenze relative ad attività di servizio pubblico;
 utenze per usi diversi con consumo fino a 50.000 Smc/anno.
49
Il Decreto Legge 21 giugno 2013 n. 69 (“Decreto del fare”): ha modificato le
condizioni del servizio di tutela gas stabilendo l'obbligo di offrire tale servizio i soli
clienti domestici. Di conseguenza i clienti non domestici con consumi fino a 50.000
Smc/anno e le utenze di servizio pubblico non hanno più il diritto di ottenere dai
venditori la fornitura al prezzo di tutela.
b.3
La struttura del mercato
Per filiera del gas si intende l’intero ciclo produttivo che va dalla produzione, o
approvvigionamento dall’estero, sino alla distribuzione finale che consente ai
consumatori di usufruire con continuità del rifornimento di gas presso le proprie
abitazioni ed industrie.
L’industria del gas in Italia è organizzata in tre grandi fasi:
1. Approvvigionamento del gas;
2. Trasporto (comprendente le attività di stoccaggio e dispacciamento, di trasporto e
di distribuzione);
3. Commercializzazione gas naturale.
L’approvvigionamento è la fase più a monte della filiera (escludendo in questa sede
ciò che attiene all’esplorazione e alla produzione del gas) che comprende le attività
volte al reperimento della materia prima necessaria per il soddisfacimento del
fabbisogno energetico.
A livello europeo, le importazioni vengono assicurate per oltre l’80% via gasdotto
attraverso contratti stipulati con le compagnie nazionali dei Paesi di produzione. Tali
contratti di norma contengono vincoli di prelievo (clausole c.d. “Take or Pay”, che
sostanzialmente prevedono il pagamento di una quota minima indipendentemente
50
dai volumi prelevati), sono di lunga durata e prevedono prezzi indicizzati a panieri di
beni sostituibili (come gli oli combustibili o il petrolio.
Negli ultimi anni si è progressivamente assistito a un incremento del ruolo del GNL,
con contratti di approvvigionamento aventi caratteristiche analoghe a quelli per
l’importazione via gasdotto ma che, generalmente, consentono maggiore flessibilità,
permettendo in particolare di indirizzare i carichi di GNL in mercati diversi da quelli
originariamente ritenuti di destinazione.
Il mercato internazionale del gas naturale si è sviluppato in Europa a partire dagli
anni ’70, in risposta all’esigenza di trasportare quantitativi crescenti dai luoghi di
produzione a quelli di consumo: così si sono realizzati i primi gasdotti RussiaGermania-Italia. Oggi l’Europa è attraversata da una fitta rete di gasdotti ad alta
pressione con uno sviluppo complessivo di circa 190.000 km, di cui oltre 100.000
km sono concentrati tra Francia, Italia e Germania.
Il sistema interconnesso europeo, in continua espansione, si estende dal Mare del
Nord e dal Baltico fino al Mediterraneo e dall’Europa orientale e dalla Siberia fino
all’Atlantico, consentendo di sfruttare le riserve provenienti dalle diverse aree di
estrazione, di diversificare le vie di trasporto e di operare scambi a livello
internazionale; inoltre, è in grado di garantire la fornitura del gas naturale persino a
fronte di problemi di approvvigionamento o punte di consumo particolarmente
elevate.
All’interno dei singoli paesi il gas naturale viene veicolato per mezzo delle reti di
trasporto nazionali che, nei tratti eserciti in bassa pressione e dotati di elevata
capillarità, assumono la configurazione di reti di distribuzione
Se il gas naturale è normalmente trasportato dalle zone di produzione a quelle di
consumo attraverso gasdotti, qualora detto trasporto non sia tecnicamente possibile
o economicamente conveniente, il gas naturale viene liquefatto in impianti
predisposti ad hoc e trasportato attraverso le c.d. “navi metaniere” fino ai terminali
di rigassificazione, dove, dopo essere stato riportato allo stato gassoso, viene
immesso nella rete di trasporto. La capacità di rigassificazione contribuisce ancora
in modo limitato all’importazione in Italia, ma a livello europeo ha portato negli anni
un contributo crescente, arrivando a coprire nel 2011 circa il 30% della capacità di
51
importazione totale, con una significativa concentrazione della stessa in pochi Paesi
(Spagna e Regno Unito) rappresentano i due terzi della capacità attuale europea.
b.4
Contesto di riferimento
Il mercato mondiale di gas è in profonda trasformazione, passando da un contesto
di bilanciamento tra domanda e offerta, a uno dove si sono andate manifestando
situazioni di surplus che si sono riflesse positivamente sui prezzi. È cresciuta
conseguentemente l’influenza della domanda, che ha favorito la possibilità di avere
contratti disaccoppiati dal prezzo del petrolio e frutto di scambi spot.
Si è registrata, infatti, una forte evoluzione a seguito dell’entrata a regime di molti
investimenti nel settore (GNL, shale gas e gas da carbone), che hanno comportato
effetti sugli scambi di tale materia prima in termini di incremento della gas to gas
competition e in termini di inaspettati incrementi di liquidità sui mercati spot di gas.
Questo ha fatto registrare una caduta dei prezzi spot di gas sui principali mercati
all’ingrosso di tale commodity; l’effetto della discesa dei prezzi è dovuto in parte anche
alla crisi della domanda di gas mondiale.
Ad agevolare la caduta dei prezzi ha poi contribuito il differente contesto del mercato
del gas rispetto a quello del petrolio, dove oltre all’assenza di una speculazione
finanziaria elevata sulla commodity, non c’è un cartello stile OPEC Organization of the
Petroleum Exporting Countries) in grado di condizionare i prezzi contraendo l’offerta.
Nel gas si assiste infatti a una oggettiva difficoltà di coordinamento dei Paesi detentori
delle principali riserve di gas nel pianificare – nell’ambito della loro organizzazione di
cartello GECF (Gas Exporting Countries Forum) – un eventuale impegno nel ridurre la
produzione di gas. Difficoltà accresciute dalla stessa crisi economica in quanto molti
Paesi esportatori non riescono a rinunciare, riducendo l’offerta, alle entrate scaturite
dalla vendita di gas. In tal senso potrebbe essere preso come esempio l’accordo sul
prezzo raggiunto tra Ucraina e Russia con il quale quest’ultima sembra aver deciso di
accettare molte delle condizioni proposte dall’Ucraina.
In questo contesto l’Italia si trova una situazione piuttosto paradossale, poiché il
nostro mercato non è in grado di trasmettere ai consumatori finali i segnali di questa
caduta dei prezzi, che sono invece rimasti al di sopra della media internazionale, sia
per le grandi industrie gasifere che per i piccoli consumatori, a causa delle
52
inefficienze del nostro mercato, derivanti da ragioni prevalentemente di tipo
infrastrutturale.
Sul piano infrastrutturale, infatti, dopo la paventata bolla-gas, che ha avuto l’effetto
di rallentare i progetti di investimento dell’operatore dominante, si registrano oggi
opinioni differenti tra stakeholders sull’effettivo bisogno di infrastrutture del nostro
Paese in considerazione del paventato rischio di overcapacity. Da un lato, l’Autorità
per l’energia elettrica e il gas ritiene il sistema gas non ancora in grado di
rispondere pienamente a eventuali picchi di domanda durante il periodo invernale,
dall’altro gli operatori parlano di un eccesso di offerta, considerata l’attuale crisi
della domanda, con ricadute negative sugli investimenti in infrastrutture.
Al riguardo, resta in ogni caso una congestione contrattuale nei metanodotti
d’importazione che collegano l’Italia ai principali hub europei che comporta un
ingessamento del sistema di approvvigionamento sulle clausole Take or Pay di
lungo termine, con la conseguente impossibilità per il mercato italiano di godere
dell’abbassamento del prezzo registrato a livello internazionale. La situazione in
termini di gestione dei flussi di approvvigionamento, a eccezione della partenza del
terminale di Rovigo e del calo della produzione nazionale, resta piuttosto stabile.
Il settore del gas merita particolare attenzione sul fronte della pianificazione, in
quanto si caratterizza per un elevato grado di incertezza sul futuro, in termini di
equilibrio tra domanda e offerta, sia quantitativo che direzionale, vale a dire con
riguardo alla previsione di quelli che saranno i flussi di scambio di gas tra Paesi a
livello comunitario. Questa situazione di incertezza può comportare un rischio
elevato di fare investimenti onerosi, che non porterebbero effettivi benefici alla
comunità nazionale ma solamente accrescerebbero i costi connessi con lo sviluppo
delle infrastrutture. In aggiunta la differenza tra crescita lineare della domanda
attesa (in regime di PIL crescente) e quella a blocchi dell’offerta fa sì che il sistema
energetico alterni momenti di squilibrio con eccesso di offerta a quelli opposti.
Mentre i primi spingono al rialzo i prezzi e rendono più sicuro il sistema gas italiano,
al verificarsi di periodi di “penuria di gas alla punta” il Paese si trova costretto ad
attivare meccanismi costosi per il blocco del consumo su utenze interrompibili.
Occorre definire una strategia sul fronte gas, che tenga innanzi tutto conto della
necessità di ridurre la dipendenza dalle importazioni e, pertanto, determini una
53
riduzione del peso del gas del nostro mix produttivo attraverso lo sviluppo delle
nuove tecnologie di produzione e la riduzione dei consumi.
Risulta, inoltre, molto delicata la definizione delle modalità di remunerazione del
servizio erogato attraverso le infrastrutture. Appare infatti critico il meccanismo di
realizzazione infrastrutture con un recupero garantito dei costi totali di investimento
a carico del sistema. Occorre introdurre meccanismi non di remunerazione tout
court dei contratti ma che diano garanzia di efficienza e selettività, in modo da
assistere a un reale sviluppo delle infrastrutture.
In aggiunta, deve essere perfezionata, in termini temporali, la riforma della
distribuzione di gas rafforzando l’azione di vigilanza sull’operato dei distributori
locali nell’ambito della gestione della rete locale.
Nell’ottica di ricercare soluzioni a livello europeo occorre:
· avviare un mercato di scambio liquido;
· potenziare il sistema degli stoccaggi valorizzando anche il GNL.
I prezzi del gas naturale sul mercato retail sono agganciati alla componente CMEM
indicata dall’Autorità a copertura dei costi di approvvigionamento del gas
naturale nei mercati all'ingrosso. Detta componente comprende l’elemento PFOR14
che si riferisce ai valori del mercato dei derivati Hub TTF (Title Transfer Facility),
proprio in mancanza dell’operatività del mercato italiano,. La riforma ha consentito
riduzioni importanti dei costi anche se il mercato libero del gas, dove vi sono la
totalità di imprese in quanto escluse da regimi di tutela di prezzo dal 1° giugno
2013, si basa prevalentemente su condizioni economiche maggiorative rispetto ai
parametri della tutela (offerte PFOR + spread).
Per quanto attiene alla liquidità della Borsa Gas occorre emulare il mercato
all’ingrosso di elettricità favorendo l’incontro della domanda di gas dei clienti finali e
di loro aggregazioni con l’offerta, al fine di garantire l’effettivo trasferimento dei
benefìci della concorrenzialità del mercato ai clienti finali. Una vera Borsa del gas è
il presupposto essenziale per ottenere la trasparenza sui prezzi.
14
PFOR,t è uno degli elementi costitutivi della componente relativa ai costi di approvvigionamento del
gas naturale nei mercati all’ingrosso.
54
In merito alla contrattualistica del mercato di approvvigionamento di gas via gasdotti
è evidente che il sistema necessita di un intervento normativo che renda possibile
introdurre nel mercato strumenti più snelli in termini di volumi e più ancorati al costo
della materia prima gas sui mercati internazionali piuttosto che sulla commodity del
petrolio. Trovare il giusto equilibrio tra la sicurezza offerta dai contratti Top (Take or
Pay) di lungo periodo, oggi essenzialmente con i paesi del Nord Africa, e
l’economicità di contratti “spot” è un obiettivo ambizioso che dovrà essere raggiunto
con uno sforzo del Paese anche a livello comunitario.
I contratti Take or Pay di lungo periodo potrebbero essere, nei prossimi anni, un
onere insopportabile, se paragonato con le condizioni economiche praticate sui
mercati del Nord Europa, così determinando forti penalizzazioni per la competitività
delle imprese. In una tale situazione a nulla servirebbe la ricerca e l’estrazione di
gas di produzione nazionale, poiché il gas da ToP dovrebbe essere comunque
pagato anche se non utilizzato.
L’impiego del gas nell’autotrazione potrebbe contribuire a risolvere il problema .
Si tratta di valutare le seguenti opzioni :
 incentivare la trasformazione a metano dei motori a ciclo otto;
 favorire la diffusione di distributori stradali di gas per autotrazione;
 favorire, nell’ambito della ricerca, l'industrializzazione della tecnologia italiana
dell'accumulo (es: nanospugne) e il GTL.
In ogni caso, si ritiene opportuno limitare la contrattualistica ToP alla sola copertura
della base del profilo della domanda annuale. La copertura del profilo invernale,
invece, andrà assicurata con contratti spot.
Oltre a quanto già riportato, non bisogna dimenticare di perseguire ulteriormente
l'obiettivo di reale liberalizzazione dei mercati energetici, con interventi che
favoriscano la concorrenza determinando benefici concreti per i clienti finali di
energia. In termini di liberalizzazione, un tema importante, che meriterebbe di
essere trattato nell’ambito di una programmazione del futuro, è quello di
riconsiderare il ruolo del settore pubblico nella proprietà delle imprese, sia a livello
centrale sia a livello locale, che rimane nel settore energetico troppo rilevante.
In un contesto caratterizzato da un esiguo grado di concorrenzialità del mercato
all’ingrosso, da un elevato numero di imprese di distribuzione per di più integrate
55
con società di vendita e, infine, da un insufficiente grado di informazione dei clienti
finali, occorrerebbe adottare ulteriori misure finalizzate a:
- conferire maggiore impulso, anche valutando la partecipazione dell’Acquirente
Unico S.p.a. a tutela della domanda di gas delle famiglie, allo sviluppo di un
mercato all’ingrosso per lo scambio di gas;
- individuare un ristretto numero di investimenti a rapida cantierabilità da realizzare
con procedure accelerate potenziando, al tempo stesso, il sistema degli stoccaggi;
- rafforzare l’azione di vigilanza sull’operato dei distributori locali nell’ambito della
gestione della rete.
c.
Oneri generali di sistema e ulteriori componenti
15
Le componenti tariffarie A coprono gli oneri sostenuti nell'interesse generale del
sistema elettrico (quali ad esempio i costi di ricerca, i costi per l'incentivazione
dell'utilizzo di fonti energetiche rinnovabili etc.) e sono individuati dal Governo con
decreto o dal Parlamento tramite legge; le componenti UC coprono ulteriori
elementi di costo del servizio elettrico (quali, ad esempio, la perequazione)
individuate dall'Autorità.

da chi sono determinate: le aliquote relative alle componenti tariffarie A e UC
sono fissate dall'Autorità ed aggiornate periodicamente sulla base delle esigenze di
gettito.

come sono calcolate: le componenti tariffarie prevedono, in generale,
corrispettivi espressi in centesimi di euro per punto di prelievo e in centesimi di euro
per kWh;

da chi sono pagate: le componenti tariffarie A, MCT, UC3, UC4 e UC6 sono
pagate da tutti i clienti finali, con l'eccezione:
o
della componente tariffaria As che non è pagata dai destinatari del bonus
elettrico;
o
della componente tariffaria Ae, che non è pagata per i punti in media, alta e
altissima tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica.
oneri generali di sistema
Con le bollette dell'energia elettrica, oltre ai servizi di vendita (materia prima,
commercializzazione e vendita), ai servizi di rete (trasporto, distribuzione, gestione
del contatore) e alle imposte, si pagano alcune componenti per la copertura di costi
15
Fonte. http://www.autorita.energia.it/it/elettricita/onerigenerali.htm
56
per attività di interesse generale per il sistema elettrico nazionale: si tratta dei
cosiddetti oneri generali di sistema, introdotti nel tempo da specifici provvedimenti
normativi.
Negli ultimi anni, gli oneri generali di sistema hanno rappresentato una quota
crescente e sempre più significativa della spesa totale annua di energia elettrica
degli utenti finali.
Gli oneri generali sono applicati come maggiorazione della tariffa di distribuzione,
(quindi all'interno dei servizi di rete), in maniera differenziata per tipologia di utenza
-domestica, illuminazione pubblica, altre utenze in bassa, media o alta tensionesecondo criteri che variano da componente a componente. Ad esempio, la
componente A2 pesa di più sui clienti domestici e le piccole imprese servite in
bassa tensione, la A4 sui clienti non domestici mentre la As è applicata
uniformemente a tutti.
Il gettito raccolto dall'applicazione degli oneri generali è trasferito su appositi Conti
di gestione istituiti dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico per ciascuna
componente; fanno eccezione la componente A3 che affluisce per circa il 98%
direttamente al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) e la componente As, per la
quale i distributori versano alla Cassa solo la differenza tra il gettito raccolto e i costi
sostenuti per il riconoscimento del bonus (se la differenza è negativa, viene
riconosciuta al distributore). L'utilizzo e la gestione di questi fondi è disciplinata
dall'Autorità che aggiorna trimestralmente le aliquote sulla base del fabbisogno.
Per il settore elettrico, gli oneri generali di sistema sono:

A2 a copertura degli oneri per il decommissioning nucleare

A3 a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate

A4 a copertura dei regimi tariffari speciali per la società Ferrovie dello Stato

A5 a sostegno alla ricerca di sistema

As a copertura degli oneri per il bonus elettrico

Ae a copertura delle agevolazioni alle industrie manifatturiere ad alto consumo di
energia

UC4 a copertura delle compensazioni per le imprese elettriche minori

UC7 per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali
57

MCT a copertura delle compensazioni territoriali agli enti locali che ospitano
impianti nucleari
Componente A2 (oneri nucleari) - La A2 è destinata alla copertura dei costi per lo
smantellamento delle centrali nucleari dismesse (Latina, Caorso, Trino Vercellese,
Garigliano), alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse
e conseguenti, svolte dalla società Sogin.
Secondo quanto previsto dalle leggi finanziarie 2005 e 2006, una parte del gettito
della componente A2, pari a circa 100 milioni l'anno, viene destinato al bilancio dello
Stato.
Principali riferimenti normativi: dl 79/99; dm 26 gennaio 2000; legge n. 83/03;
decreto 2 dicembre 2004; legge n. 311/04 (finanziaria 2005); legge n. 266/05
(finanziaria 2006); dm 3 aprile 2006; legge n. 99/09. (gettito stimato 2013 circa 195
milioni di euro).
Componente A3 (fonti rinnovabili e assimilate)
E' la più consistente fra gli oneri di sistema e finanzia sia l'incentivazione del
fotovoltaico sia il sistema del Cip 6, che incentiva le fonti rinnovabili e assimilate
(impianti alimentati da combustibili fossili e da combustibili di processo quali scarti
di raffineria etc. La componente A3 finanzia inoltre: lo scambio sul posto, il ritiro
dedicato dell'energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili o non
rinnovabili sotto i 10 MVA; il ritiro da parte del GSE dei certificati verdi CV invenduti
nell'anno precedente; la copertura degli oneri CV per gli impianti assimilati in
convenzione CIP 6/92 non cogenerativi; la copertura degli oneri CO2 per gli impianti
assimilati in convenzione CIP 6/92; la tariffa omnicomprensiva per gli impianti
alimentati da fonti rinnovabili (feed in). L'incidenza di questi incentivi sulla spesa
delle famiglie aumenta con il crescere dei consumi.
Principali riferimenti normativi dl 79/99; dm 26 gennaio 2000; legge n. 83/03; CIP
6/92; dl n. 387/03; legge n. 239/04; decreto 28 luglio 2005; decreto 6 febbraio 2006;
decreto 19 febbraio 2007; legge n. 244/07; dm 18 dicembre 2008; legge n. 99/09;
dm 6 agosto 2010, decreto legislativo n. 28/11 (gettito stimato 2013 circa 12,55
miliardi di euro).
Componente A4 (regimi tariffari speciali)
La componente A4 è nata per coprire le agevolazioni per la fornitura di energia
elettrica ad alcune aziende con alti consumi, individuate per legge. Nel tempo le
58
agevolazioni sono state eliminate e, ad oggi, riguardano solo Rete Ferroviaria
Italiana che paga un corrispettivo ridotto per l'energia elettrica ("senza limiti
temporali") e non deve pagare gli oneri ad eccezione della MCT.
Principali riferimenti normativi dl 79/99; dm 26 gennaio 2000; legge n. 83/03;
decreto 19 dicembre 1995; legge n. 80/05; legge n. 99/09 (gettito stimato 2013 circa
460 milioni di euro).
Componente A5 (ricerca di sistema)
La A5 finanzia la ricerca svolta nell'interesse del sistema elettrico nazionale.
Principali riferimenti normativi decreto legislativo 79/99; dm 26 gennaio 2000; legge
n. 83/03; decreto 8 marzo 2006; dl 73/07; decreto 21 giugno 2007; decreto 19
marzo 2009; legge n. 99/09; decreto 27 ottobre 2010 (gettito stimato 2013 circa 40
milioni di euro).
Componente As (bonus elettrico)
La componente As è destinata alla copertura del bonus elettrico per i clienti
domestici in stato di disagio fisico o economico. E' applicata agli utenti domestici e
non.
Principali riferimenti normativi decreto 28 dicembre 2007; decreto legge n. 185/08
(gettito stimato 2013 circa 20 milioni di euro).
Componente Ae
E' destinata a finanziare le agevolazioni alle imprese manifatturiere con elevati
consumi di energia elettrica prevista dall'art. 39 del decreto-legge 22 giugno 2012,
n. 83. L'agevolazione corrisponde a una riduzione tra il 15% ed il 60% sulle
componenti A degli oneri di sistema (A2, A3, A4, A5 e AS) alle imprese che
consumano almeno 2,4 GWh l'anno e hanno un costo dell'energia elettrica utilizzata
pari ad almeno il 2% del fatturato. Le agevolazioni vengono applicate solo ai prelievi
in Media ed Alta Tensione.
Componente UC4 (imprese elettriche minori)
La UC4 serve per coprire i maggiori costi di 12 piccole aziende elettriche che
operano sulle isole minori. Nel 2009, i benefici sono stati estesi anche alle aziende
elettriche distributrici con meno di 5.000 clienti. Le imprese elettriche minori che
beneficiano del gettito della componente sono: Isola di Capri, Centrale di Capri,
59
SIPPIC; Isola del Giglio, Centrale Campese, Società Impianti Elettrici S.I.E. Srl;
Isola di Favignana, Impianto di Favignana, SEA Società Elettrica di Favignana
S.p.a.; Isola di Lampedusa, Centrale elettrica - Lampedusa, S.EL.I.S. Lampedusa
S.p.A. Isola di Levanzo, Levanzo, Impresa Campo Elettricità I.C.EL. S.r.l. ; Isola di
Linosa, Centrale elettrica - Linosa, S.EL.I.S. Linosa S.p.A., Isola di Lipari, Centrale
SEL, Società Elettrica Liparese S.r.l.; Isola di Marettimo, Centrale elettrica Marettimo, S.EL.I.S. Marettimo S.p.A. Isola di Pantelleria, Centrale elettrica Pantelleria, S.MED.E. Pantelleria S.p.A.; Isola di Ponza, Centrale Cesarano e
Centrale Le Forna, Società elettrica Ponzese S.p.A.; Isola di Ustica, Centrale
Ustica, Impresa Elettrica D'Anna & Bonaccorsi s.n.c ; Isole Tremiti, Centrale
"Germano Giacomo", Germano Industrie Elettriche S.r.l. Nola (NA), SNIE SpA Società Nolana per Imprese Elettriche; Ortona Odoardo Zecca s.r.l. Principali
riferimenti normativi provvedimento CIP n. 34/74; legge n. 10/91; legge n. 102/09
(gettito stimato 2013 circa 70 milioni di euro).
Componente MCT (misure di compensazione territoriale)
La componente MCT finanzia le misure di compensazione territoriale a favore dei
siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare e, in
futuro, il deposito nazionale delle scorie. Dal 2005, circa il 70% del gettito della
componente MCT è destinato al bilancio dello Stato. E' il CIPE, sulla base di un
decreto del Ministro dell'ambiente, che determina quali siti hanno diritto alla
compensazione.
Principali riferimenti normativi legge n. 368/03; legge n. 311/04, la finanziaria 2005;
(gettito stimato 2013 circa 60 milioni di euro).
Componente UC7 ( efficienza energetica)
La componente UC7 è destinata alla copertura degli oneri derivanti da misure ed
interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali.
Principali riferimenti normativi d.m. 20/07/2004; d.m. 21/12/2007; d.lgs. 115/08
(gettito stimato 2013 circa 270 milioni di euro). ecco alcuni esempi di interventi che
danno diritto ai TEE:

interventi sugli usi elettrici nel settore civile (sostituzione di lampadine ed
elettrodomestici con modelli a basso consumo, ecc.)

interventi sugli usi termici sempre nel settore civile (installazione di dispositivi per
la riduzione dei consumi idrici, sostituzione di caldaie e scaldabagno con modelli ad
alto rendimento, interventi sull'involucro edilizio, ecc.)
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
interventi legati a produzione e distribuzione di energia in ambito civile (sistemi di
cogenerazione e teleriscaldamento),

interventi legati all' efficientamento dell'illuminazione pubblica (lampade LED
semaforiche, lampade LED votive)

interventi nel settore industriale per l'ottimizzazione degli impianti (introduzione
di componenti più efficienti come forni, bruciatori, miscelatori),
61