1 Bene: possibilità di separare la produzione dalla vendita ed

Bene: possibilità di separare la produzione dalla vendita ed immagazzinabile. Servizio: produzione contestuale al consumo o all’utilizzo produttivi, non immagazzinabile. Energia elettrica e gas sono servizi materiali destinati sia a consumatori sia a clienti industriali. Filiera industriale: catena di attività produttive, descrizione dell’intero processo di produzione (es: produzione, trasmissione, distribuz, consumo). Settore industriale (o industria): costituito dall’insieme delle imprese che svolgono una o più fasi produttive necessarie all’offerta del prodotto finale e dall’insieme dei mercati intermedi in cui tali imprese si scambiano beni e servizi. Un’industria può raggruppare più filiere. MERCATI INTERMEDI: 1 -­‐ Mercato: esiste se impresa fornitrice e impresa cliente sono indipendenti. Come obiettivo c’è il profitto della propria impresa. 3 configurazioni: a) Mercato vero e proprio: Numerose imprese clienti e numerose imprese fornitrici, nessuno in grado di imporre un prezzo; b) Mercato regolato: Fornitore monopolista. Serve un’autorità pubblica che definisca il prezzo; c) Mercato organizzato (Borsa): Difficili incontri tra clienti e fornitori per la natura dei prodotti, un gestore di mercato incrocia domanda e offerta determinando il prezzo. 2 -­‐ Integrazione verticale: Fornitore e cliente appartengono alla medesima impresa; 3 -­‐ Accordi: impresa fornitore e impresa cliente indipendenti ma con relazione stabile (contratti a medio-­‐lungo termine, prezzi e quantità da fornire fissati, collaborazione tecnologica). SETTORE ENERGIA ELETTRICA: Attività distintive (filiera): produzione, gestione della rete di trasmissione, distribuzione, vendita. Industria: attività ulteriori rispetto alla filiera, come: gestione del mercato, attività di trading, contratti derivati. SETTORE GAS NATURALE: molto simile a quello dell’EE. STRUTTURA MERCATI DELL’ENERGIA Struttura di mercato: insieme degli elementi che le imprese assumono come dati nella formulazione delle proprie strategie (condotte). Condotta: comportamento nel breve periodo (azioni operative: comportamenti in termini di prezzi e qualità del prodotto), comportamento nel lungo periodo (azioni strategiche: investimenti in impianti o ricerca, organizzazione). Le condotte di un’impresa ne determinano le performance: redditività (crescita fatturato, investimenti). ELEMENTI DELLA STRUTTURA DEI MERCATI DELL’ENERGIA: 1 -­‐ Concentrazione dell’industria: il numero e la dimensione delle imprese coinvolte (concentrazione maggiore se economie di scala rilevanti); 2 -­‐ Barriere all’ingresso e all’uscita: vantaggi delle imprese presenti nei confronti delle potenziali entranti, costi aggiuntivi per uscire dal mercato (aspetti rilevanti: economie di scala, economie di apprendimento, costi irrecuperabili); 3 -­‐ Regolazione mercato: come l’Autorità (se presente) condiziona le scelte delle imprese (prezzi, qualità e investimenti) (aspetti rilevanti: monopolio naturale, costi irrecuperabili, elasticità domanda); 4 -­‐ Complementarietà tra prodotti generati utilizzando le stesse risorse (aspetto rilevante: economie multiprodotto). COSTI IMPRESA Costo totale: misura il valore economico delle risorse utilizzate da un’impresa per produrre e vendere i propri prodotti. CT=f(q) con q≥0 pari alle unità prodotte (CT cresce al crescere di q: dCT/dq ≥ 0). Risorse variabili: possono essere immediatamente cambiate per aumentare o diminuire la quantità prodotta (materie prime, lavoro, materiali). Risorse fisse: possono essere modificate solo nel lungo periodo (stabilimenti, reti, impianti, ricerca e sviluppo). Risorse di set-­‐up (o indivisibili): risorse necessarie per entrare nel mercato, fisse e che non variano nemmeno nel lungo periodo perché indipendenti dalla dimensione dell’impresa (autorizzazioni o licenza per erogare un servizio, concessioni, etc): diventano rilevanti nelle decisioni di ingresso e/o uscita dal mercato. Risorse operative: costi direttamente riconducibili all’attività di produzione. Risorse finanziarie: relative all’acquisizione del capitale necessario per avviare l’attività (dagli azionisti e dalle banche). La funzione di costo è diversa tra breve e lungo periodo. Breve periodo: CTB=CFB+CVB(q) -­‐ Lungo periodo: CTL=CFL+CVL(q) dove CFB>CFL>0, con CFL=costi di set-­‐up inoltre CTB(q)≥CTL(q) Nel breve periodo in genere costi più elevati per produrre la stessa q (perché non si possono combinare al meglio i diversi fattori produttivi). Costo marginale: costo di un’unità aggiuntiva di prodotto (incremento dei costi totali per produrre un’unità in più). MC=MC(q)=∂CT(q)/∂q=∂CV(q)/∂q (non tutte le unità presentano lo stesso MC) E’ fondamentale per capire quanto produrre: si produce tanta q fino a quando i costi marginali sono ≤ al prezzo di vendita (se no perdita). Costo medio: costo unitario, rapporto tra costi totali e quantità: AC =AC(q)=CT(q)/q E’ fondamentale per capire se uscire dal mercato: nel lungo periodo se il prezzo non copre il livello minimo dei costi medi, anche se copre il costo marginale, occorre uscire. 1 DOMANDA DI MERCATO Descrive l’attitudine di un consumatore verso un prodotto (prezzo massimo a cui accetterebbe di acquistare un’unità di prodotto o prezzo di riserva: utilità individuale che il consumatore pensa di trarre dall’utilizzo del prodotto). Domanda individuale: specifica la quantità di prodotto che l’individuo acquisterebbe per ogni possibile prezzo. Domanda di mercato: somma delle quantità richieste da ciascun consumatore per ogni livello di prezzo, in un paese o in un’area. Elasticità della domanda di mercato al prezzo: sensibilità degli acquirenti (quantità totali consumate) ai cambiamenti di prezzo. Variazione percentuale della quantità domandata dal mercato per un aumento del prezzo pari all’1%: -­‐β
-­‐β
-­‐β
ε=(∂q/q)·∙(P/∂P) | P=α·∙q | dP/dq=-­‐α·∙β·∙(q /q) | P/q=α·∙(q /q) | ε=-­‐1/β Domanda elastica: elasticità elevata se ε grande in valore assoluto ( |ε|> 1 ) (se ε→∞, P fisso al variare di q). Domanda anelastica: elastiticà bassa se ε piccola in valore assoluto ( |ε|< 1 ) (se ε→0, q fissa al variare di P). Se P=a-­‐bq → dP/dq=-­‐b → ε=(-­‐1/b)·∙(P/q) ESEMPIO: P=10-­‐2·∙q → ε=(-­‐1/2)·∙(P/q) CONCORRENZA Mercato concorrenziale: mercato in cui né i consumatori né le imprese possono stabilire il prezzo. Mercato perfettamente concorrenziale: 1 -­‐ Le imprese assumono come dato il prezzo di mercato (price-­‐taker) (implica la presenza di tante imprese e relativamente piccole); 2 -­‐ Le imprese vendono un prodotto omogeneo (perfetta sostituibilità); 3 -­‐ Assenza di barriere all’ingresso e all’uscita del mercato; 4 -­‐ Imprese e consumatori hanno un’informazione perfetta. Così facendo l’elasticità della domanda tende ad un valore infinito, quindi il prezzo è fissato al variare di q. RT=RICAVI TOTALI=P·∙q; CT=COSTI TOTALI=CF+CV(q). OBJ: max(π)=max(RT-­‐CT)>0 → P>[CF+CV(q)]/q 2
q per cui si ha la massimizzazione dell’utile: q*=q/max(RT-­‐CT) -­‐-­‐> dRT/dq-­‐dCT/dq=0 → se CT=a+bq : P-­‐(2bq)=0 -­‐-­‐> q*=P/(2b) L’impresa sospende la produzione solo se P<MC. Vendere una quantità di prodotto nulla comporta comunque una perdita: i costi fissi (CF). 2
2
2
2
Se q=0 (non produco) → π=0-­‐(a+0)=-­‐a=CF. Se q>0 (produco) → π=P·∙q-­‐(a+b·∙q )=P·∙q-­‐b·∙q -­‐a → se (P·∙q-­‐b·∙q )>0 → P·∙q>b·∙q → P>b·∙q (b·∙q è proprio la parte variabile dei costi medi, quindi converrà produrre fintanto che il prezzo sarà maggiore di tale quantità). Se P<ACMIN l’impresa è in perdita ed uscirà dal mercato o cercherà di migliorare la propria struttura di costo con scelte tecnologiche/organizzative. Invece per entrare nel mercato bisognerà verificare che P≥ACMIN. La curva di offerta esprime la disponibilità a vendere di ciascuna impresa (aumenta all’aumentare del prezzo di vendita). Prezzo e quantità di equilibrio (intersezione tra curva di domanda e curva di offerta). Nella concorrenza solo le imprese efficienti (o in grado di diventarlo) sopravvivono nel lungo periodo. Effetto della concorrenza: decrescita prezzi. Nella concorrenza perfetta MC=offerta. In pratica nel mercato perfettamente concorrenziale P viene stabilito a priori dalla quantità ottima (q*), è quindi una decisione di breve periodo del mercato p.c. Nel mercato perfettamente concorrenziale tutte le imprese operano con profitto pari a zero (π=0). Con profitto pari a zero si ripagano comunque tutti i costi operativi e finanziari (remunerazione agli azionisti al tasso di remunerazione atteso). q* 2 BENESSERE COLLETTIVO Welfare (W): somma del benessere dei consumatori e del benessere delle imprese. C
Benessere dei consumatori (surplus: S ): somma del beneficio che ciascun individuo trae dal consumo del bene o servizio prodotto e venduto nel settore, al netto dei costi che sostiene per l’acquisto (misura dell’utilità estratta dal consumo del prodotto) P
P
Benessere di un’impresa (surplus: S ): S =Profitti Variabili=Ricavi totali -­‐ Costi variabili totali C P
Il mercato concorrenziale massimizza il welfare : max(W)=S +S Il massimo benessere collettivo si massimizza quando il settore è organizzato in maniera efficiente. Vi devono essere 2 efficienze contemporaneamente: 1 -­‐ Efficienza allocativa (nel breve periodo): la capacità di un mercato di scambiare la massima quantità di prodotti data una determinata dotazione di risorse iniziale; 2 -­‐ Efficienza produttiva o tecnica (nel lungo periodo): la capacità di un mercato di produrre con la minima dotazione di risorse. ECONOMIE DI SCALA Un’impresa beneficia di economie di scala quando, nel tratto rilevante di produzione, al crescere delle proprie dimensioni sperimenta una maggiore produttività delle proprie risorse. Cioè se i costi totali crescono in maniera meno che proporzionale alla quantità (i costi medi decrescono; maggiore produttività delle risorse di impresa al crescere della dimensione dell’impianto/impresa). Cause: 1 -­‐ Economie di scala di impianto (o tecniche): maggiore produttività delle risorse produttive al crescere della taglia dell’impianto; 2 -­‐ Specializzazione del capitale umano: nelle grandi organizzazioni il personale è più specializzato; 3 -­‐ Condivisione risorse di set-­‐up: sono risorse assai pesanti per livelli dimensionali minimi, si ammortizzano per livelli dimensionali grandi. Oltre certe dimensioni si verificano però diseconomie di scala (difficoltà organizzative delle imprese di elevate dimensioni). Un settore può essere caratterizzato (in rapporto alle economie di scala) con il DOM (Dimensione Ottima Minima): dimensione necessaria per avere costi medi minimi. Concentrazione industriale: elevata se la produzione è dominata da poche imprese. La concentrazione industriale è più elevata se le economie di scala sono significative. Possono sopravvivere in tale mercato un numero di imprese vicino al rapporto tra la dimensione del mercato e la DOM. Se DOM è elevata -­‐-­‐> poche imprese. Nei settori molto concentrati c’è poca concorrenza. 2
Indice di Herfindahl (H): somma dei quadrati delle quote di mercato di tutte le imprese (espresse in percentuale): H=ΣαI , dove αI=qI/ΣqI Rapporti concentrazione (CN): somma delle quote di mercato delle prime N imprese (per dimensione): CN=ΣαI 2
H vale massimo 10.000 (100 ) e diminuisce con l’aumentare del numero delle imprese (e viceversa).
3 C è più semplice da calcolare ma non dà peso alle asimmetrie di quote di mercato delle imprese. Barriere all’ingresso: vantaggio delle imprese già presenti nei confronti di imprese potenziali entranti. La presenza di significative economie di scala crea barriere all’ingresso, perché le imprese già presenti producono a costi medi minimi (DOM), mentre le imprese entranti inizialmente più piccole producono con costi medi più alti e impiegano tempi lunghi per raggiungere la DOM, quindi investono molto (debiti) per raggiungerla. Per cui se ci sono barriere all’ingresso si ha minore concorrenza nel breve periodo e anche nel lungo periodo. MONOPOLIO NATURALE Un mercato è caratterizzato da monopolio naturale quando, per la presenza di economie di scala nella produzione, un certo livello produttivo (corrispondente al livello di domanda) è ottenibile a costi unitari inferiori da una singola impresa di quanto lo sia da 2 o più imprese. Un’industria costituisce monopolio naturale se, nell’intervallo rilevante di produzione determinato dalla domanda, la funzione di costo è subadditiva. CNS (condizione necessaria e sufficiente) per l’esistenza del monopolio naturale è la subadditività della funzione di costo. CT(q)<ΣCT(qI) (dove ΣqI=q) CS (condizione sufficiente) per la subadditività dei costi è la funzione di costi medi decrescente al crescere della quantità di prodotto. Cause: in un settore mono-­‐prodotto (come il settore energetico) ci sono economie di scala molto forti. Perciò nel caso di monopolio naturale la concorrenza appare indesiderabile perché comporterebbe un aumento dei costi. Il monopolio viene protetto con specifiche disposizioni di legge ed è necessario quindi un intervento pubblico di regolazione (se mancasse questa regolazione il monopolista potrebbe esercitare potere di mercato e alzare indefinitamente i prezzi). INVESTIMENTI IRRECUPERABILI (sunk costs) Risorse altamente specifiche al contesto produttivo che presentano valore all’interno dell’impresa specifica ma con scarsa possibilità di riutilizzo in mercati e/o imprese diverse. -­‐ Valore economico: profitto atteso dall’impresa per lo sfruttamento di una certa risorsa; -­‐ Valore di mercato: profitto se si vende tale risorsa sul mercato; -­‐ Valore contabile: costo d’acquisto al netto degli ammortamenti. Si hanno investimenti irrecuperabili quando, in caso di uscita dell’impresa dal mercato, al momento della vendita, il valore di mercato di una certa risorsa è più basso del suo valore contabile. L’esistenza di costi irrecuperabili aumenta i costi di uscita dal mercato nel lungo periodo (barriera all’uscita). Esempi: reti di distribuzione (vita lunga, scarsa mobilità impianti, valore legato alla sua manutenzione e configurazione), ricerca esplorativa gas (investimenti recuperati solo se c’è il successo della ricerca). L'irrecuperabilità di un bene ha tre possibili CAUSE: 1. Specificità dell'asset, utilizzabile solo in determinati mercati o da determinati clienti. Il numero di potenziali acquirenti è quindi ridotto e con esso il potere negoziale; 2. Asimmetrie informative ex-­‐ante (valutazione difficoltosa): -­‐ i potenziali acquirenti non possono ricostruire il reale valore dell'asset; -­‐ i venditori non sono in grado di documentarle in maniera incontrovertibile; COSTI DI TRANSAZIONE (2 e 3) 3. Asimmetrie informative ex-­‐post (opportunismo nella negoziazione): -­‐ i potenziali acquirenti tendono a non riconoscere il valore dell'asset; -­‐ i venditori sono nelle condizioni di mascherare il valore reale dell'asset; Effetti: a) Barriera all’uscita per le imprese presenti (in alcuni casi è preferibile restare nel settore, anche in perdita, piuttosto che non recuperare il valore del capitale investito; b) Barriera all’ingresso per nuovi entranti (ridotta concorrenza di lungo periodo e “resistenza” delle imprese presenti); c) Regolazione del monopolio (se c’è monopolio naturale): rischio di mancata infrastrutturazione e, dato il monopolio naturale, improbabile concorrenza di potenziali imprese entranti. Se c’è monopolio naturale ma non investimenti irrecuperabili si creerà un meccanismo di concorrenza potenziale che teoricamente potrebbe portare all’innesco di un meccanismo che porta il prezzo pari a quello che si avrebbe in un mercato perfettamente concorrenziale. Nel caso di sunk costs non si ha né efficienza allocativa né efficienza produttiva. 4 ECONOMIE MULTI-­‐PRODOTTO Un’impresa beneficia di economie multi-­‐prodotto se aumentando la varietà dei propri prodotti sperimenta una maggiore produttività complessiva. In situazioni di economie multi-­‐prodotto le imprese specializzate risultano meno produttive di imprese diversificate: CT(q1,q2)<CT(q1,0)+CT(0,q2) Cause: 1 -­‐ Complementarietà tra prodotti: alcune risorse non vengono esaurite nella produzione di un determinato bene, oppure sottoprodotti di una determinata produzione sono input per altre produzioni; 2 -­‐ Complementarietà tra settori: la produzione congiunta di 2 prodotti accomunati da alcune fasi del processo produttivo permette di sfruttare meglio le risorse (Esempio: le imprese “multi-­‐utility” come quelle che offrono alla stessa comunità locale gas, servizi idrici ed energia elettrica, con la condivisione di risorse quali: condotti reti di distribuzione, call-­‐center, ufficio fatturazione, etc). Effetti: Integrazione tra attività industriali diverse: a) Integrazione verticale: tra le varie attività lungo la filiera; b) Integrazione laterale o diversificazione: tra settori industriali diversi. ECONOMIE DI APPRENDIMENTO L’esperienza maturata dall’impresa nella produzione di un bene/servizio favorisce la specializzazione dei lavoratori, lo sviluppo di routine organizzative appropriate, l’identificazione di soluzioni ingegneristiche ottimali, la conoscenza più approfondita dei segmenti di mercato, in pratica la produttività dell’impresa. Esempio: settore fonti rinnovabili (dove vi sono conoscenze specifiche poco acquisibili con l’istruzione e la formazione, conta l’esperienza). Pro: determinano una riduzione del prezzo unitario. Contro: favoriscono la nascita di barriere all’ingresso (i nuovi entranti sostengono costi medi molto più alti). Limitazioni: benefici del processo di apprendimento via via minori nel tempo (limiti tecnologici e fisici nell’aumento di produttività), l’apprendimento per una certa tecnologia risulta di utilità limitata per l’utilizzo di tecnologie successive. TASSO DI APPRENDIMENTO (LEARNING RATE=LR): percentuale di diminuzione del costo unitario ad ogni raddoppio della Q. b
CURVA DI APPRENDIMENTO: ACCUM=AC1·∙Q (ACCUM=costo medio unitario per una certa Q; AC1=costo medio unitario della prima unità installata; Q=produzione cumulata; B=indice di esperienza (B<0) ; PR=rapporto tra i costi in corrispondenza dei raddoppi della Q) B
B
PROGRESS RATIO=PR=1-­‐LR | B=log2(PR) → PR=AC2Q/ACQ=2 | ACQ=AC1·∙Q → log(ACQ)=log(AC1)+b·∙log(Q) PR più basso significa che i costi medi decrescono più velocemente in funzione della quantità cumulata. BEP (Break-­‐even Point): capacità installata necessaria per raggiungere gli stessi costi delle tecnologie tradizionali. Anelasticità della domanda nel settore energetico: implica che i fornitori non impongono freno naturale agli aumenti di prezzo (alto potere di mercato), quindi necessità di introdurre forme di regolazione del mercato. Ciclicità della domanda: la quantità di energia domandata varia ciclicamente all’interno del giorno, della settimana e dell’anno. Effetti ciclicità: necessità di dimensionare gli impianti di rete al “picco” di richiesta, prezzi inferiori nelle ore fuori picco (spostamento consumi). REGOLAZIONE DEL MONOPOLIO Gli interventi dello Stato in economia esistono ed assumono diverse forme: -­‐ Stato come fornitore diretto del servizio (Istruzione, Sanità); -­‐ Stato che, attraverso il potere legislativo, emana leggi (funzione legislativa); -­‐ Stato come regolatore dei settori dell’energia attraverso l’istituzione di varie Autorità (funzione regolamentare). Se vi fosse una concorrenza perfetta e quindi un massimo livello di benessere l’intervento statale nell’economia sarebbe superfluo. Politiche pubbliche: obiettivi beni di merito (garantire l’offerta e l’accessibilità a tutti), interventi redistributivi (ridurre i prezzi per alcuni gruppi di utenti). Regolazione: l’insieme di misure esplicite con le quali lo stato induce negli agenti economici comportamenti che altrimenti non sarebbero stati adottati. Regolazione della domanda/offerta. Regolazione ex-­‐ante (orientamento delle azioni). Regolazione ex-­‐post (correzione delle azioni). 5 REGOLAZIONE DI UN MERCATO IN MONOPOLIO CON INFORMAZIONE PERFETTA Supponiamo che il regolatore conosca perfettamente tecnologie, strutture organizzative e quindi la funzione di costo dell'impresa, ma che conosca anche esattamente la funzione di domanda (se invece c’è asimmetria informativa il regolatore non conosce sicuramente la funzione di costo). Ricordiamo che l'obiettivo del regolatore è massimizzare il welfare. L’AEEG istituisce un sistema di tariffe che tutelano i consumatori e che assicurano un profitto non negativo (π≥0) alle imprese. L’Autorità è indipendente dal governo e dalle imprese regolate: l’amministrazione pubblica viene resa indipendente tramite la scelta dei 5 funzionari (presidente + 4 componenti del collegio) proposti dal Ministro dello Sviluppo Economico (MSE) e poi scelti da Camera e Senato (maggioranza di 2/3 dei votanti), con un mandato di 7 anni, irrevocabile e non rinnovabile. L’Autorità ha potere di fare ispezioni e vigilanza, poteri normativi e di regolazione, di composizione delle controversie e p oteri sanzionatori nei confronti delle imprese regolate (una delibera sanzionatoria dell’Autorità potrebbe essere impugnata al TAR e poi al Consiglio di Stato). L’AEEG definisce le tariffe per trasmissione en.el., distribuzione e trasporto gas, più le condizioni di accesso alle reti e infine promuove gli investimenti tramite politiche incentivanti. INTERVENTI AGCM AEEG -­‐ violazione leggi concorrenza; -­‐ market failures (potere di mercato); -­‐ intervento ex-­‐post; -­‐ regolazione ex-­‐ante; -­‐ opera in tutti i settori; -­‐ en.el./gas/servizi idrici; -­‐ richiesta esperienza legale/economica. -­‐ richiesta formazione legale/economica/tecnica. Nel caso di monopolio il monopolista fissa il prezzo al valore che massimizza il proprio profitto (funzione obiettivo): P=[|ε|/(|ε|-­‐1)]·∙MC Come evidente, il prezzo sarà tanto più alto quanto più la domanda per il prodotto è anelastica. Nel settore dell'energia la domanda è fortemente anelastica, quindi un monopolista non regolato fisserebbe il prezzo ad un valore molto maggiore del costo marginale. Si è detto che nel caso di concorrenza perfetta si generano profitti nulli, ma considerando che dei costi totali fa parte anche il costo del capitale si capisce come anche per profitti nulli si ha comunque una generazione di utile che corrisponde alla remunerazione degli azionisti (il debito verso le banche è invece un costo vero e proprio). La quantità corrispondente al massimo profitto dell'impresa si determina annullando la derivata della funzione profitto: π= RT − CT
Questo corrisponde ad uguagliare costi marginali e ricavi marginali (MR=MC). Dalla quantità ottima, si ricava il prezzo ottimo in base alla curva di domanda. Il profitto realizzato dall'impresa è pari alla quantità moltiplicata per la differenza tra prezzo ottimo (prezzo di monopolio) e costo medio (corrispondente alla quantità ottima). Il potere di mercato nel breve periodo riduce l'efficienza allocativa, poiché riduce la quantità prodotta e scambiata. I consumatori con disponibilità a pagare compatibile con la struttura dell'offerta (costo marginale) non riescono ad accedere al prodotto. Il benessere delle imprese aumenta, ma si verifica una perdita secca di benessere collettivo: esclusione di clienti/consumatori con disponibilità a pagare sufficiente, ovvero tale da coprire i costi marginali delle imprese, a partire dalle più efficienti. 6 In regime di concorrenza perfetta nel lungo periodo un incremento di efficienza produttiva (riduzione dei costi) provoca un aumento dell'efficienza allocativa. Il mercato ripristina un equilibrio concorrenziale caratterizzato da un maggior benessere collettivo (il benessere dei consumatori aumenta, il benessere delle imprese non necessariamente aumenta). Se c'è potere di mercato e il prezzo non si abbassa in seguito ad una riduzione dei costi il benessere delle imprese aumenta, e quello dei consumatori resta invariato. Questa configurazione domina quella iniziale, ma è comunque dominata dal caso in cui ci sia concorrenza perfetta. Meccanismo di “hit and run” in assenza di barriere in/out: l’impresa entra nel mercato, offre una certa q a P minore dell’impresa che è già presente fino a quando ottiene un profitto positivo, poi l’impresa già presente dovrà abbassare i prezzi. In un mercato contendibile caratterizzato dalla presenza di un monopolista, questo sceglie il prezzo in corrispondenza dell'intersezione tra la curva dei costi medi e la domanda di mercato: il profitto sarà quindi nullo, anche se è l'impresa a determinare il prezzo. L'impresa copre i propri costi e nessuna altra impresa riesce ad entrare; in questo caso, pur determinando il prezzo (no price-­‐taking), l'impresa ha profitti nulli. Nel lungo periodo i costi marginali uguaglieranno i costi medi minimi, quindi l'esito sarà il medesimo che si ha in un mercato perfettamente concorrenziale (già nel breve periodo). Anche in questo caso non sarà necessario l'intervento pubblico per ripristinare il massimo benessere collettivo. Nel caso di impresa pubblica il suo obbiettivo non è la massimizzazione del profitto, ma la massimizzazione del bene collettivo. Il mercato dei servizi infrastrutturali nel settore dell'energia presenta caratteristiche di monopolio naturale, investimenti irrecuperabili, mercato non contendibile e ridotti incentivi alla riduzione dei costi (inefficienza produttiva). Il monopolista potrebbe esercitare potere di mercato, fissando il prezzo ben al di sopra del costo marginale data la bassa elasticità della domanda al prezzo. Quindi è necessaria una regolazione, soprattutto sui prezzi. Nel settore infrastrutturale dell'energia i costi fissi sono molto elevati, così i costi medi sono sempre decrescenti nell'intervallo rilevante di produzione. Scelgo una funzione di domanda lineare e una di costo con costi medi decrescenti (funzione di costo affine -­‐-­‐> AC=dTC/dq=(a/q)+b ). MON
TC=a+bq -­‐-­‐> MC=dTC/dq=b max(π)=TR-­‐TC-­‐-­‐> dπ/dq=0 -­‐-­‐> MR=MC -­‐-­‐> c-­‐2dq=b -­‐-­‐> q =(c-­‐b)/2d 2
p=c-­‐dq -­‐-­‐> TR=pq=cq-­‐dq -­‐-­‐> MR=dTR/dq=c-­‐2dq (q del monopolista non regolato) MON
MON
MON
p =c-­‐dq =c-­‐d[(c-­‐b)/2d]=c/2+b/2=p 7 Prezzo di monopolio: 1) Prezzo first-­‐best: prezzo pari ai costi marginali Il sovrappiù produttori (profitto variabile) è nullo. La perdita secca è nulla. Il ricavo compenserà solo i costi variabili e il profitto totale sarà negativo (la perdita sarà pari ai costi fissi). Il welfare complessivo è massimo. Questa configurazione è ovviamente irrealizzabile perché un'impresa in perdita non può sostenersi. Quando le autorità pubbliche fissavano i prezzi dei servizi infrastrutturali pari ai costi marginali sussidiavano le imprese per coprire i costi fissi tramite la fiscalità generale. Questo sistema creava delle distorsioni nel caso di informazione non propriamente perfetta (una impresa poteva dichiarare spese maggiori di quelle effettive e farsele rimborsare). Questo sistema è ancora usato nel settore dei trasporti locali. 2) Prezzo second-­‐best: prezzo pari ai costi medi: -­‐ sovrappiù consumatori “buoni” (ma non massimi); -­‐ perdita secca di benessere (dead weight loss) contenuta; -­‐ sovrappiù dei produttori (profitto variabile) positivo; -­‐ profitto nullo. -­‐ c'è sempre l'ipotesi di informazione perfetta. 3) Nessun intervento dell’Autorità: -­‐ realizzabile solo se esistono condizioni di concorrenza del mercato; -­‐ il regolatore non fissa il prezzo ma dovrà occuparsi di mantenere queste condizioni e vigilare sul comportamento dell’impresa. 8 first best (sussidi) Come e quando interviene il regolatore: SI second best (concorrenza per il mercato o fissare i prezzi) 1) Esistono condizioni di monopolio naturale? NO Cioè subadditività dei costi, ci basta sapere la DOM e la curva di domanda: p D2 D1 se Domanda=D1 -­‐-­‐> no monopolio naturale se Domanda=D2 -­‐-­‐> monopolio naturale q DOM 2) Quanto vale la perdita di benessere? Se DWL è tollerabile -­‐-­‐> SB; se DWL è grande -­‐-­‐> FB + sussidi (o tariffe). 3) C’è bisogno dell’intervento del regolatore? A) COMPETIZIONE (3 forme possibili): 1 -­‐ Competizione alla Demsetz: le imprese sono poste in competizione per acquisire il diritto a fornire il mercato in regime di monopolio (Intervento pubblico: controllo del meccanismo d’asta. Risultato: impresa monoprodotto che pratica un prezzo uniforme pari al costo medio); 2 -­‐ Mercati contendibili: soluzione di second-­‐best senza intervento pubblico (Ipotesi di assenza di barriere all’ingresso e all’uscita) (mercato non contendibile: mercato nel quale nessuna impresa può entrare offrendo q<qTOT,MERCATO ad un prezzo inferiore rispetto ai prezzi delle imprese già presenti e avendo un vincolo di bilancio rispettato: non in perdita); 3 -­‐ Intermodal competition: come nel settore dei trasporti. COMPETIZIONE ALLA DEMSETZ Le imprese sono poste in competizione per acquisire il diritto a fornire il mercato in regime di monopolio per un periodo di tempo limitato. L'intervento pubblico non consiste nel controllo dei prezzi, ma nel controllo del meccanismo d'asta, fissate a priori le modalità e la qualità della fornitura. Presupposti: -­‐ Impossibilità di collusione tra i partecipanti all'asta (per esempio prezzi proibitivi); -­‐ Tutti i partecipanti all'asta sono in grado di acquistare gli input necessari per fornire il servizio alle stesse condizioni. Risultato: impresa monoprodotto che pratica prezzo uniforme uguale al costo medio. Si giungerà quindi alla soluzione di second-­‐best (estrazione della rendita del monopolista) senza apparato burocratico (e i relativi costi). Questo modello è stato criticato per i seguenti motivi: -­‐ i servizi energetici richiedono capacità e risorse specifiche, quindi il numero di imprese che può partecipare alla gara è limitato e la collusione tra le imprese è possibile (i costi di collusione diminuiscono col diminuire del numero di imprese partecipanti); -­‐ un'impresa può acquisire un vantaggio strategico con l'esperienza acquisita in precedenti assegnazioni; questo vantaggio potrebbe essere riconosciuto dalle altre imprese che potrebbero decidere di non partecipare alla gara. -­‐ il contratto tra autorità e impresa appaltatrice è di durata più che decennale: non sarà possibile anticipare in modo esauriente tutte le possibilità future. L'incompletezza del contratto renderà necessaria una rinegoziazione con i relativi costi. Nella pratica anche in seguito ad una competizione alla Demsetz per l'acquisizione dell'appalto si rende necessaria l'istituzione di un’autorità che componga i conflitti o di un'autorità di regolazione che determina prezzo e qualità della fornitura (non esente dal costo che si voleva evitare). B) SECOND BEST Se non è possibile la competizione per il mercato, occorre l'intervento pubblico per ottenere soluzioni di prezzo di second-­‐best. Se massimizziamo il welfare complessivo, cioè annulliamo i profitti dell'impresa, sotto le ipotesi sulle curve di domanda e di offerta fatte inizialmente, il prezzo viene fornito dalla cosiddetta regola di Ramsey: p − MC
λ 1
=
p
1+ λ ε
λ rappresenta il peso attribuito ai profitti del monopolista. La differenza tra prezzo e costo marginale è tanto minore quanto più la domanda è elastica. Per λ tendente a infinito la regola di Ramsey approssima i prezzi che applicherebbe un monopolista non regolato. Questa regola non si applica più ma è stata molto usata in passato. p p A
A
A
B
B
p DWL p =p DWL A
B
MC MC =MC q q Domanda più anelastica Domanda più elastica (DWL maggiore) 9 C) FIRST-­‐BEST E TARIFFE Questa soluzione comporta l'erogazione di un sussidio di entità pari ai costi fissi. La soluzione di first-­‐best non domina quella di second best dal momento che comporta una riduzione del surplus dei produttori, ma il trasferimento di parte del benessere della componente avvantaggiata (consumatori) all'altra attraverso i sussidi consente la soddisfazione del vincolo di bilancio per le imprese (profitto nullo) e il raggiungimento di una configurazione dominante secondo Pareto. Questa soluzione si applica per i trasporti ferroviari, per la fornitura dei servizi idrici e per la raccolta di rifiuti urbani. L'impiego dei sussidi è tuttavia una soluzione che necessita di un costoso apparato burocratico ed è potenzialmente distorsiva dei comportamenti dell'impresa e dell'autorità regolatoria non appena si indebolisce l'ipotesi di informazione perfetta. Per evitare questi effetti distorsivi sono state formulate modalità di tariffazione che portano ad una configurazione first-­‐best (cioè welfare massimo) senza alcuna erogazione pubblica: 1) tariffe discriminate; 2) tariffe non lineari; 3) tariffe peak-­‐load. 1) Tariffe discriminate Esistono diverse modalità di discriminazione tariffaria. Consideriamo la discriminazione di secondo grado: prezzi diversi applicati a unità di prodotto diverse, anche se ciascun consumatore paga lo stesso prezzo per tutte le unità acquistate. Ipotesi: il regolatore deve conoscere in dettaglio la funzione di domanda, quindi: -­‐ conoscere il prezzo di riserva di un tot di consumatori; -­‐ assenza di arbitraggio (c’è possibilità di estrarre del beneficio senza dover fare nulla) Per i consumatori di tipo 1 che hanno una valutazione del bene o servizio maggiore uguale ad AC, il prezzo si fissa proprio pari ad AC. Per i consumatori di tipo 2 che hanno una valutazione del bene o servizio minore ad AC il prezzo si fissa pari al MC. I ricavi ottenuti dai consumatori di tipo 1 permettono di coprire costi fissi e variabili, mentre i ricavi ottenuti dai consumatori di tipo 2 permettono di coprire i costi variabili delle unità residuali prodotte (ye-­‐yb). L'impresa non va in perdita ma i suoi profitti sono nulli. Prima della liberalizzazione il prezzo dell'energia elettrica applicato ai consumatori domestici (poco elastici) era superiore a quello applicato ai consumatori industriali (più elastici). 2) Tariffe non lineari Il prezzo varia in funzione della quantità acquistata. Tariffa in due parti: la tariffa ha per ogni consumatore una componente fissa e una variabile (dipendente dalla quantità): -­‐ canone fisso: e=CF/N (indipendente dalla quantità acquistata) -­‐ componente variabile: c=MC -­‐ spesa totale per consumatore: ST=e+cy N:numero di consumatori CF:costi fissi di produzione MC:costi marginali di produzione La spesa media unitaria per l'acquisto del servizio non è costante al variare della quantità consumata; i grandi utenti sono favoriti. Una tariffa di questo tipo favorisce quindi la crescita dei consumi, perciò non si sposa con una logica di efficienza energetica. N
F
R=
N + c ∑ yi = F + c y = CT
N
i
10 3) Tariffe peak-­‐load: discriminazione temporale del prezzo Ipotesi: -­‐ Domanda varia nel tempo; -­‐ Impianti installati sono in grado di far fronte alle punte di domanda; -­‐ Impossibile costruire delle scorte. Il prezzo applicato durante il picco è maggiore rispetto al fuori picco. La soluzione ottima è far pagare i costi fissi e variabili durante il picco e solo i costi variabili durante il fuori picco ( prezzo =MC). Anche in questo modo si ottengono le condizioni di first best e il pareggio del bilancio di impresa. p FP P P = Picco | FP = Fuori Picco MCL Prezzo di picco = MCL = MC di lungo periodo | Prezzo fuori picco = MCB = MC di breve periodo AC Implicazioni: la domanda varierà nel tempo dirigendosi verso zone a minor prezzo. MCB yFP yP y REGOLAZIONE CON ASIMMETRIE INFORMATIVE Secondo la teoria tradizionale della regolazione del monopolio, con prezzi first e second-­‐best è possibile perseguire efficienza del mercato. Tuttavia, le alternative proposte hanno costi di informazione significativi. Asimmetrie informative tra regolatore e impresa regolata possono impedire il raggiungimento dell'efficienza. Il regolatore deve affrontare due tipi di asimmetria informativa: -­‐ ex ante (informazione nascosta): sui costi di produzione sostenuti davvero dall'impresa regolata; l'impresa tende a mostrare di sostenere costi elevati; -­‐ ex post (azione nascosta): sui costi di produzione che l’impresa regolata potrebbe sperimentare se fosse produttivamente efficiente (effort), cioè sulla potenzialità dell'impresa di riduzione dei costi di produzione (incremento dell'efficienza produttiva). Obiettivo: disegnare modelli di regolazione che inducano l'impresa a rivelare le informazioni che possiede sulle caratteristiche della domanda e dei suoi costi e, al tempo stesso, di non disincentivarla ad adottare comportamenti efficienti. APPROCCIO TEORICO Secondo la letteratura teorica degli anni '80 il regolatore rinuncia all'idea di mantenere sempre nullo il profitto delle imprese, in modo da incentivare le stesse ad incrementare la propria efficienza e a rivelare i propri costi senza distorsioni. L'intervento regolatorio viene progettato attraverso un trade-­‐off tra profitti dell'impresa e efficienza allocativa e produttiva. L'extraprofitto da assicurare alle imprese si può ottenere attraverso un trasferimento di denaro dal regolatore (o dallo stato) alle imprese oppure semplicemente agendo sul prezzo (come nel caso dei settori dell'energia). Due soluzioni estreme: -­‐ Cost Plus ( o Rate of Return): p = c (costo medio dichiarato dall'impresa o costo osservato): si raggiunge l'efficienza allocativa (second-­‐ best), l'impresa riesce a coprire esattamente i costi sostenuti e a ottenere una remunerazione adeguata del capitale investito (no effort, no efficienza produttiva); -­‐ Price Cap: p = C (costo atteso medio stimato dal regolatore), si raggiunge l'efficienza produttiva poiché l'impresa tenderà a ridurre i costi per incrementare il proprio profitto (no efficienza allocativa). Formulazione generale: p= c+ γ (C− c)= ( 1− γ ) c+ γ C γ può assumere valori compresi tra 0 e 1 ed è una misura del potere incentivante dello schema regolatorio. Il prezzo è determinato come media ponderata del costo sostenuto dall'impresa e del costo atteso dal regolatore. (1-­‐γ) rappresenta il peso che viene attribuito ai costi sostenuti ed è indicato come cost passthrough: valore percentuale che esprime l'ammontare del costo trasferito nel prezzo e quindi posto direttamente a carico dei consumatori. Il regolatore offre un menù di contratti: sono le imprese a scegliere. Un'impresa con costi potenzialmente bassi e/o propensa al rischio preferisce lo schema a prezzo fisso (Price Cap); un'impresa con costi elevati e/o avversa al rischio preferisce una remunerazione a piè di lista (Cost Plus), che soddisfa il vincolo di bilancio senza esposizione a rischi. 11 REGOLAZIONE (REALE) COST PLUS (γ=0) Regolatore impone un limite al profitto dell'impresa mediante la definizione di un saggio equo di rendimento del capitale investito. In pratica, il regolatore definisce un volume di ricavi uguale alla somma dei costi sostenuti dall'impresa, compresa un'equa remunerazione del capitale investito: RR= Cost + s RAB (RR: ricavi totali consentiti all'impresa, su base annua; Cost: costi operativi+ammortamenti+costi amministrativi+imposte, su base annua; s: rendimento equo del capitale (definito dal regolatore); RAB (Regulatory Asset base): capitale investito (costo storico immobilizzazioni rivalutato, al netto degli ammortamenti: si richiede che tali impianti siano utili e utilizzabili). Le imprese sono obbligate a produrre e presentare una contabilità interna veritiera ogni 12 mesi. I costi che rientrano nella contabilità devono risultare “prudentemente sostenuti” e associati ai soli servizi regolati. La struttura delle tariffe viene proposta dall'impresa al regolatore il quale verifica che le tariffe non siano discriminatorie o inique e le approva. Le tariffe restano in vigore fino alla successiva richiesta di revisione da parte dell'impresa o da parte del regolatore. Se più imprese che offrono lo stesso servizio sostengono per vari motivi costi diversi esistono due alternative: -­‐ non tutti i clienti sono sottoposti agli stessi prezzi; -­‐ i clienti sono sottoposti tutti agli stessi prezzi e le imprese che sperimentano costi più elevati ricevono un versamento dalle imprese che sostengono costi inferiori. Il costo di una rete in una zona pianeggiante e densamente popolata è ovviamente inferiore al costo di una rete in una zona montuosa e poco densamente popolata. Il valore del saggio di rendimento equo “s” si determina in modo tale che consenta una remunerazione del capitale investito equivalente a quella che si otterrebbe investendo in attività che presentano un grado di rischio comparabile. L'impresa deve cioè attrarre capitale in misura adeguata, ponendosi in concorrenza con altre forme di investimento. Metodologia Weighted Average Capital Cost, WACC: s = WACC = rd ·
d
e
+ re ·
d +e
d +e
Si fissa il valore di “s” pari alla media ponderata del rendimento delle due tipologie di capitale: capitale di debito e capitale di equity (rde re), in cui i pesi sono rappresentati dalla quota di mezzi propri e dei mezzi di debito, sul totale delle passività dell'impresa. Critiche: una volta che convinciamo il regolatore che un impianto è “utile ed utilizzabile” c’è un rischio implicito al sovrainvestimento, quindi un incentivo implicito ad usare in maniera distorta le risorse di impresa. La regolazione cost plus porta all'efficienza allocativa: rispetto ai costi osservati, prezzo minimo. Risulta possibile un'inefficienza produttiva, dovuta all'assenza di stimoli a ridurre i costi poiché tutti i costi vengono “ripagati” e nel caso di una loro riduzione il margine viene “estratto” dalla tariffa. I costi amministrativi sono elevati: revisioni regolamentari frequenti ed elaborazione di numerose informazioni. Infine le imprese regolate secondo il cost plus hanno una elevata propensione agli investimenti per i quali esiste una remunerazione assicurata. L'impresa punterà ad acquistare capitale di debito con un tasso di interesse il più basso possibile in modo tale da ottenere un margine il più ampio possibile. Non c’è stimolo ad innovazione e cambiamento. REGOLAZIONE (REALE) PRICE CAP (γ=1) Il meccanismo di regolazione Price Cap consiste nel porre un tetto ai prezzi dei servizi prodotti dall'impresa, vincolandoli, per un periodo di tempo prefissato (periodo regolatorio), alle variazioni dell'indice dei prezzi di un paniere di beni e di una grandezza che esprime l'efficienza produttiva. L’impresa mantiene l’obiettivo della ricerca del profitto adottando le decisioni più appropriate. I costi dell'impresa nell'erogazione del servizio non vengono osservati ripetutamente e dettagliatamente come nel caso Cost Plus. Procedura 1. Inizio periodo regolatorio: Esame contabilità dell'impresa e stima costi. Si può assumere che il Cap sia pari al prezzo applicato fino ad allora o ai costi di un campione di imprese simili (yardstick: vd. dopo) Nei settori dell'energia il Cap iniziale è fissato pari al ricavo totale (stimato con metodo Cost Plus) diviso per la produzione totale. Le imprese sono libere di scegliere prezzi minori o uguali al “cap”. 2. Determinazione del periodo regolatorio (in genere 3-­‐5 anni, 4 in Italia). La lunghezza del periodo consente all'impresa di trattenere per sé i guadagni di produttività che riesce a realizzare e quindi la incentiva all'adozione di comportamenti efficienti. Nell'ultimo anno di questo periodo c'è una nuova revisione tariffaria, cioè un nuovo ricalcolo dei prezzi ammessi in modo da riportare a zero il profitto dell'impresa, che perderebbe così tutto il margine guadagnato. Prevedendo il comportamento del regolatore, l'impresa decide di rallentare il conseguimento dell'efficienza all'avvicinarsi della scadenza (Ratchet effect). 12 3. Aggiornamento annuale del Cap durante il periodo regolatorio -­‐ Tasso annuo di aumento: indice dei prezzi al consumo, rilevante per l'intero sistema economico (RPI%, tasso di inflazione = Retail Price Index); -­‐ Tasso annuo di riduzione: X%, recupero atteso (secondo il regolatore) di produttività X% che deve assicurare la copertura dei costi e una remunerazione adeguata degli investimenti; il valore di X viene negoziato tra regolatore e imprese e resta invariato per tutta la durata del periodo regolatorio. -­‐ Es. Distribuzione (trasmissione) elettrica in Italia X% = 3,5% pt = pt −1 (1+ RPI − X ) in generale X>RPI, quindi, in generale, PT<PT-­‐1 4. Cost passthrough: il regolatore può modificare la formula del Cap per consentire il trasferimento a carico dei consumatori dei costi sui quali l'impresa non esercita un controllo (come il combustibile) e sui quali, quindi, non può generare efficienza. Anno zero: RR0 = cost0 + s RAB0 (ricavi consentiti = revenue cap) cap0 =RR0/quantità0 = (cost0 + s RAB0)/quantità0 In assenza di cost passthrough -­‐ Anno 1: cap1 = cap0 (1+RPI-­‐X) ...e così via Per incentivare gli investimenti (se necessario), la componente di remunerazione del capitale investito può non essere sottoposta a price-­‐cap:-­‐ Anno 1: RR1 = cost0 (1+RPI1-­‐X0) + s RAB1 ...e così via (s costante) La propensione agli investimenti dell'impresa sarà elevata se questi non sono sottoposti al price cap, altrimenti sarà bassa. R0=cost0+s0·∙RAB0 | R1=(cost0+s0·∙RAB1)·∙(1+RPI-­‐X) R1’=cost0·∙(1+RPI-­‐X)+s0·∙RAB1 (meccanismo ibrido con cost passthrough = s0·∙RAB1) 5. Profit sharing al termine del periodo regolatorio. All'anno della revisione la nuova base non viene posta uguale ai costi che il regolato ha ottenuto nel tempo, ma il margine prezzo-­‐costo è suddiviso tra collettività e impresa (in teoria anche una perdita). Una percentuale del margine è incluso nella nuova base del Cap e il residuo lasciato all'impresa (in Italia il 50%) per evitare che questa nell'ultimo anno non faccia efficienza. Anno zero: RR5=(cost4+profit sharing)+s2·∙RAB4 (s2≠s1 del 1° periodo regolatorio) Il sistema del price cap assicura una spinta efficienza produttiva, ma è possibile inefficienza allocativa, dovuta ad asimmetrie informative che si manifestano in un prezzo che non rispecchia i costi reali. Si hanno costi amministrativi più contenuti rispetto al Cost Plus. Una critica che è stata fatta a questo sistema di regolazione è che per ridurre il cost (costi operativi + ammortamenti) le imprese tendono a tagliare il personale. Il regolatore deve fissare un tasso X anche considerando questo aspetto, in ottica di una salvaguardia dei dipendenti. Il price cap innesca una forte dinamica organizzativa e tecnologica (adozione nuove tecniche organizzative, adozione nuove tecnologie). L'esposizione al rischio economico-­‐finanziario delle imprese non è nulla: la copertura dei costi è assicurata solo con continui recuperi della produttività e la remunerazione degli investitori è variabile. 13 REGOLAZIONE (REALE) YARDSTICK REGULATION Modello di regolazione applicato in alcuni paesi (non l'Italia) ai settori dell'energia. Modello di regolazione basato sul principio della concorrenza comparativa tra le imprese (Yardstick Competition). Questo modello è applicabile al settore della distribuzione dove c'è in generale più di un'impresa. Modello applicabile alla regolazione del livello dei prezzi: il regolatore vincola il livello dei prezzi dell'impresa regolata al livello del costo medio delle altre imprese, imponendo la separazione del prezzo dal costo. Si ottiene così un meccanismo con un elevato potere incentivante (analogo al modello price cap teorico con γ=1). Se l'impresa riduce i propri costi fino a quando questi sono uguali o inferiori al costo medio assunto dal regolatore come riferimento, l'impresa ottiene un aumento dei profitti. Questo meccanismo induce una riduzione generalizzata dei costi e di conseguenza anche dei prezzi che sono definiti sulla base di tali costi. Queste conclusioni valgono sotto due ipotesi piuttosto forti: le imprese operano in contesti identici (quindi hanno la stessa potenzialità di riduzione dei costi) e non colludono, cioè non si accordano per tenere i costi alti. In pratica le imprese operano in contesti diversi (es. distribuzione elettricità o acqua: diversità ambientale, ovvero di densità di popolazione, tipologia del territorio, clima) e queste diversità conducono a costi unitari diversi. Una soluzione (parziale) consiste nell'impiego di metodi statistici per valutare in che misura le variabili esogene all'impresa ne condizionano i costi. La linea continua diventa il costo atteso dal regolatore. L'obiettivo può essere ancora più stringente se il regolatore determina il livello dei prezzi con riferimento soltanto alle imprese più efficienti (retta tratteggiata), in genere da raggiungersi con gradualità (per la sopravvivenza delle imprese). In conclusione, questo modello introduce una forma indiretta di concorrenza tramite la regolazione. Nella realtà la pratica più diffusa da parte dei regolatori sembra essere quella di costruire misure comparative solo relativamente ad alcune categorie di costi delle imprese per utilizzarle a fini informativi nell'ambito di altri meccanismi regolatori (es. Price cap). I costi dell'impresa regolata possono essere diversi dal prezzo calcolato sulla base della stima dei costi del campione quindi è possibile una inefficienza allocativa. L'efficienza produttiva c'è e l'impresa beneficia temporaneamente della riduzione dei propri costi. Alla revisione dei prezzi il guadagno di efficienza produttiva entra nella valutazione dei costi medi e quindi nella definizione del prezzo, con effetti di estrazione del sovrappiù dei produttori e quindi aumento di efficienza allocativa. Cost-­‐plus -­‐ Riduzione mark-­‐up (profitto unitario=prezzo-­‐costo medio); -­‐ Equilibrio economico finanziario; -­‐ Appropriato per settori maturi (o con limitate possibilità di recupero di efficienza); -­‐ Alti costi amministrativi. Price-­‐cap -­‐ Riduzione costi impresa; -­‐ Appropriato per settori in crescita o con rapido progresso tecnologico (o ancora con storici deficit di efficienza). Se il cost passthrough è contenuto e l'intervallo di regolazione sufficientemente lungo, i due modelli sono davvero distinguibili, altrimenti sono molto vicini. In conclusione abbiamo visto inizialmente i meccanismi teorici, poi i meccanismi pratici ma nelle applicazioni vere e proprie i dettagli contano moltissimo e influenzano i meccanismi in funzione delle esigenze del settore. Il risultato sono tipologie di regolazione molto complesse e ibride. Conclusione: le asimmetrie informative di cui soffre il regolatore impediscono la realizzazione congiunta di efficienza produttiva ed efficienza allocativa. 14 LIBERALIZZAZIONE MERCATO DELL’ENERGIA SETTORE ELETTRICO Il modello tradizionale dell’industria elettrica era verticalmente integrato e nazionalizzato (Italia nel 1962). Nel corso del 20° secolo in Europa l’industria elettrica ha assunto 2 tipi di configurazioni organizzative: 1 -­‐ Monopolio pubblico integrato verticalmente (Francia, Italia); 2 -­‐ Monopoli locali di distribuzione-­‐vendita ai clienti di piccole dimensioni, integrati attraverso forme contrattuali stabili con imprese di produzione di grandi dimensioni (Germania, Inghilterra). DIRETTIVA EUROPEA Dagli anni ’80 tali modelli vengono criticati -­‐-­‐> Creazione del mercato unico (le direttive europee per essere esecutive devono essere recepite entro una certa data in ogni singolo stato europeo mentre i regolamenti sono immediatamente esecutivi. Direttive del ’96 per l’e.e. e del ’98 per il gas). -­‐ Sussidiarietà: si interviene con direttiva/regolamento dove c’è effettivamente un valore aggiunto; -­‐ Proporzionalità: non si introducono delle norme che non sono strettamente necessarie all’obiettivo da raggiungere; -­‐ Better Regulation: ispirarsi a un principio di semplicità implementativa, ampia consultazione con le imprese prima di introdurre cambiamenti (nessuna norma viene applicata senza prima fare una simulazione sull’impatto regolatorio della norma). Gli Stati membri rimangono responsabili del proprio mix produttivo. Nuovo modello basato sulla concorrenza tra produttori. Il settore può essere organizzato distinguendo le attività monopolistiche (come le reti che sono considerate monopoli naturali, sottoposte al controllo di un regolatore che deve garantire il libero accesso a tutti gli utenti) da quelle concorrenziali (produzione e vendita). Unbundling: principio di separazione verticale delle imprese in modo da isolare le attività sottoposte alla concorrenza da quelle monopolistiche. IN ITALIA (Decreto Bersani) Graduale aumento della quota relativa al mercato libero e dal 2007 tutti i clienti sono considerati idonei a stipulare contratti nel mercato libero. Per la distribuzione vengono stipulati contratti in scadenza nel 2030. L’Enel ha dovuto gradualmente concedere ad altri produttori le proprie quote di mercato dell’energia. Viene istituito un Acquirente Unico (AU) che diviene garante della fornitura al mercato vincolato (GRTN=Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale). L’accesso alle reti viene regolato dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG). Dal 2004 viene unificata in capo a un unico soggetto la gestione dell’intera rete elettrica nazionale di trasmissione, al fine sia di favorire lo sviluppo della capacità di trasporto della stessa rete, sia di migliorare la sicurezza e l’economicità del sistema elettrico nazionale. Tali poteri vengono trasferiti a Terna SpA (l’EnEl ha l’obbligo, entro il 2007, di ridurre la propria partecipazione in Terna a una quota non eccedente il 20%, previsto un limite massimo del 5% al possesso azionario per gli operatori diversi da EnEl). Entro il 2009 l’AGCM (Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato) ha richiesto la cessione da parte dell’EnEl della sua intera quota di Terna. A partire dal 2003 nessun soggetto può produrre o importare più del 50% dell’energia prodotta e importata in Italia. Il decreto ha consentito ad Enel SpA la costituzione di 3 società per azioni (Eurogen, Elettrogen, Interpower) alle quali sono stati attribuiti gli impianti da cedere secondo la direttiva. Il mercato all’ingrosso dell’energia si articola intorno a 2 sistemi: -­‐ mercato organizzato (o Borsa dell’energia), ad accesso facoltativo (gli operatori negoziano diritti/impegni a prelevare ed immettere energia elettrica dalla/nella rete per il giorno successivo); -­‐ sistema di scambi decentrati basati su contratti bilaterali di compravendita conclusi tra operatori al di fuori del sistema delle offerte (gestito dal GME=Gestore del Mercato Elettrico). SETTORE GAS L’attività di produzione è libera ed è obbligatoria una quota di apertura del mercato del gas. L’accesso alle reti può essere negoziato (condizioni fissate dal trasportatore) o regolato (condizioni fissate dall’Autorità). IN ITALIA (Decreto Letta) Concessioni per la produzione, dal 2003 100% di apertura del mercato finale, accesso alle reti regolato (AEEG) e/o incentivato. Obbligo di separazione societaria per il trasporto e per la distribuzione da tutte le altre attività della filiera (inclusa l a vendita di gas ai clienti finali). La distribuzione viene affidata dagli enti locali esclusivamente mediante gara per un massimo di 12 anni. Obbligo di cessione di importanti quote del proprio capitale a privati per Eni, obbligo di separazione societaria del trasporto, stoccaggio e vendita. Dal 2010 la quota di mercato che ciascun operatore non deve superare è posta pari al 40% del consumo nazionale. Gli onerosi investimenti richiesti dalla realizzazione di una rete di gasdotti ha determinato per il trasporto un monopolio di fatto (di Snam: 97%). L’attività di stoccaggio è svolta in regime di concessione di durata non superiore a 20 anni (monopolio dello stoccaggio: Stogit SpA). L’attività di vendita dal 2003 è soggetta a un regime di autorizzazione regolata dall’AEEG. TERZO PACCHETTO ENERGIA (adottato dal Parlamento e Consiglio Europei nel 2009): 1 -­‐ Rafforzamento dei regolatori nazionali (indipendenza, competenze, poteri); 2 -­‐ Istituzione di un Agenzia europea per la collaborazione dei regolatori dell’energia (ACER); 3 -­‐ Istituzione di organismi rappresentativi degli operatori di rete ENTSO (European Network Trasmission System Operator); 4 -­‐ Generale rafforzamento della tutela dei consumatori; 5 -­‐ Rafforzamento della separazione (unbundling) tra operatori del commercio dell’energia e gestori delle reti (necessità di rimuovere ostacoli agli investimenti nelle infrastrutture e discriminazioni nell’accesso alle reti rimuovendo o neutralizzando i conflitti di interesse delle imprese verticalmente integrate). 15 UNBUNDLING Sono nati però, dopo il processo di unbundling iniziato nel 2000, dei conflitti di interesse strutturali determinati dall’insufficiente separazione delle reti dai segmenti concorrenziali, che ha determinato investimenti carenti nelle infrastrutture e discriminazione. Esistono 4 tipi di separazione (dalla più blanda alla più forte): -­‐ separazione Contabile: regime di presentazione delle scritture contabili separato per le attività di rete; -­‐ separazione Societaria: si devono creare società separate per le attività di trasporto e distribuzione; -­‐ separazione Funzionale: le decisioni vengono prese dalle società più piccole e non dal gruppo; -­‐ separazione Proprietaria: la proprietà delle diverse società deve essere in mani distinte. La separazione proprietaria costituisce il mezzo più efficiente per garantire la libertà di scelta degli utenti e incoraggiare gli investimenti. REGOLAZIONE QUANTITA’/QUALITA’ DISTRIBUZIONE ENERGIA ELETTRICA Dal 2000 in Italia si utilizza la regola del Price Cap per l’energia elettrica. TC COSTI TOTALI TC=CC+CP | dTC/dq=0 -­‐-­‐> dCC/dq=-­‐dCP/dq COSTI PRODUTTORI (CP) COSTI CONSUMATORI (CC) q LIVELLO DI QUALITA’ OTTIMO Il regolatore deve individuare il livello standard di qualità al quale si associano incentivi (premi) alle imprese se la qualità risulta maggiore dello standard e penalità viceversa: in questo modo si arriva al livello di qualità ottimo per le varie imprese. Bisogna però quantificare in maniera univoca e collettiva la qualità (mentre invece ogni consumatore è diverso da un altro): -­‐ qualità commerciale (relazione tra impresa e cliente finale: tempi di nuovi contratti, tempi di attesa call center, etc); -­‐ continuità del servizio (interruzioni pianificate/notificate, non previste, lunghe o corte); -­‐ stabilità della tensione (più importante per clienti industriali); Regolazione della qualità: 1 -­‐ rendere disponibile l’informazione: le imprese devono comunicare le misure degli indicatori all’autorità entro certi tempi e con certe misurazioni, successiva pubblicazione sul sito; 2 -­‐ limitarsi a proteggere i consumatori peggio serviti: stabilire standard minimo di qualità del servizio, altrimenti multa per le imprese da pagare all’utente; 3 -­‐ promozione di qualità: viene creato un collegamento tra ricavi e qualità dell’impresa in base a una qualità media: se la qualità è bassa si paga una penale e viceversa; 4 -­‐ creazione di contratti individuali personalizzati per consumatori particolarmente esigenti in termini di qualità con un corrispettivo maggiore. La continuità del servizio si basa su 2 indicatori: -­‐ SAIDI (System Average Interruption Duration Index) = (ΣNi·∙Di)/NTOT , [MINUTI] (durata media delle interruzioni totali in 1 anno per consumatore) N = numero interruzioni; D = durata interruzioni; NTOT = numero totale consumatori in una data area -­‐ SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) = ΣNi/NTOT , numero medio di interruzioni per ogni consumatore in una certa area. Tali indicatori vengono misurati da ciascun distributore nella propria area di competenza (l’Italia è divisa in 300 aree). Cause interruzioni: -­‐ forza maggiore (cause ambientali, fenomeni atmosferici, calamità naturali); -­‐ responsabilità di altri (anche degli utenti); -­‐ responsabilità del distributore. Le interruzioni (sia SAIDI che SAIFI) devono diminuire col procedere del periodo regolatorio -­‐-­‐> miglioramento della qualità. Nelle varie aree vi sono 3 tipi di ambiti: -­‐ urbani; -­‐ semiurbani; -­‐ rurali. Ogni ambito ha il suo livello qualitativo obiettivo: se l’impresa fa meglio ha diritto ad un premio e viceversa (penale). Ogni impresa alla fine dell’anno versa tutte le penalità in un fondo di compensazione e ne preleva gli eventuali premi. Il fondo sarà in rosso se premi>penali, sarà in attivo se penali>premi. Le tariffe salgono nell’anno in cui il conto è in rosso e compensano il conto bancario (fondo di compensazione). Le imprese pagano/ricevono un quantitativo (in €/min), per esempio: qSTD = 60 min q = 58 min PREMIO = (60-­‐58)·∙premio(€/min)=2 min ·∙ premio(€/min) 16 MERCATO ELETTRICO ALL’INGROSSO Prodotti scambiati: 1 -­‐ Energia per il consumo (nel mercato all’ingrosso di breve termine, operatori: produttori e consumatori); 2 -­‐ Potenza per riserva di generazione, bilanciamento, risoluzione delle congestioni (nel mercato dei servizi di dispacciamento, operatori: produttori e gestori della rete). BORSA ELETTRICA Ha 2 funzioni principali: dispacciamento per ogni singola ora del giorno dopo (Borsa Elettrica), stipula contratti di fornitura tra clienti e produttori in modo autonomo e privato, con contratti non standardizzati e scambi definiti anni o mesi prima (scambi bilaterali o OTC: Over The Counter). Il mercato dell’energia non è un mercato obbligatorio (si possono stipulare contratti (bilaterali) anche senza passare per la Borsa) ed è un mercato fisico (da lì deriva anche l’ordine di dispacciamento: si deve dire quali impianti genereranno energia elettrica per ogni ora). Venditori: produttori, grossisti. Acquirenti: consumatori, grossisti, produttori. C P
W=S +S si tratta comunque di un problema di ottimo vincolato (vincolo di rete e di flusso massimo trasportabile) MARKET CLEARING PRICE (MCP): asta a prezzo uniforme dove tutti i produttori ricevono MCP per la potenza prodotta e tutti i consumatori pagano MCP per la potenza acquistata. €/MWh C
S =SURPLUS CONSUMATORI C
C
C
P
S 1 S 2 S 3 S =SURPLUS PRODUTTORI MCP P
P
P
S 1 S 2 S 3 Q* MWh/h Ultima offerta accettata: offerta marginale. Offerte rifiutate: fuori merito (o extramarginali). Le offerte accettate vengono remunerate al prezzo presentato (pay as bid). CONGESTIONE La rete è suddivisa in zone per ognuna delle quali è definito un limite tecnico di scambio con altre aree (meccanismo di “market splitting”). Le congestioni introducono cambiamenti nell’equilibrio del mercato: si passa da un ideale prezzo unico a prezzi zonali diversi, si modifica il dispacciamento nella produzione e nella domanda, si cambia il bilancio economico dei diversi operatori. L’impatto delle congestioni si può misurare in termini di variazioni del welfare (rendita/costo di congestione). La differenza tra quanto pagato dagli acquirenti e quanto ricevuto dai produttori è la rendita di congestione: K=ΣMCP·∙PC-­‐ΣMCP·∙PP C P
e il welfare si modifica in: W=S +S +K. Tale rendita di congestione è assegnata all’operatore della rete di trasmissione che la utilizza per possibili investimenti e/o riduzioni di tariffa. L’esistenza di una congestione produce una riduzione nell’efficienza del mercato o perdita di welfare: ε=-­‐(W-­‐WMAX). Deriva dalla necessità di utilizzare impianti più costosi poiché non è possibile importare energia dalla zona più economica a causa della congestione
Segnali economici di lungo periodo: differenza tra prezzi zonali (localizzazione impianti di produzione per evitare il problema). Se si verificano rendite di congestione significa che c’è la necessità di espansione della rete e di costruzione di nuovi impianti. GESTORE DEI MERCATI ENERGETICI (GME): è interamente partecipato dal GSE ed è il gestore della Borsa Elettrica. Gestisce i Mercati dell’Energia, ripartiti tra: -­‐ Mercato Elettrico a Pronti (MPE); -­‐ Mercato a Termine dell’energia Elettrica con obbligo di consegna e ritiro (MTE); (più a lungo termine del MPE). Il GME gestisce anche i Mercati dell’Ambiente, ovvero: Mercato dei Certificati Verdi, Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica, Mercato delle Unità di Emissione. ASTA: tecnica di negoziazione che consiste nella concentrazione di tutti gli ordini di acquisto e di vendita su un supporto che ne agevoli l'ordinata visualizzazione. Abbinamento degli ordini in acquisto disposti a pagare i prezzi più elevati con gli ordini di vendita disposti ad accettare i prezzi più bassi. La continua interazione tra ordini di acquisto e di vendita permette la fissazione di un solo prezzo che sia espressione delle caratteristiche della domanda e dell'offerta presenti sul mercato in un determinato istante. 17 NEGOZIAZIONE CONTINUA: particolare modalità organizzativa in cui le proposte negoziali sono esposte continuamente e interagiscono tra loro sulla base di un insieme di regole di contrattazione. La caratteristica principale dell'asta continua è che per ogni titolo vengono a formarsi una pluralità di prezzi, uno per ciascun contratto concluso. Il Mercato Elettrico a Pronti (MPE) (si svolge il giorno prima rispetto all’immissione di energia) si articola in: 1 -­‐ Mercato del Giorno Prima (MGP), che ha per oggetto la contrattazione di energia tramite offerte di vendita e di acquisto; 2 -­‐ Mercato Infragiornaliero (MI), che ha per oggetto la contrattazione delle variazioni di quantità di energia rispetto a quelle negoziate sul MGP; 3 -­‐ Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), articolato in MSD ex-­‐ante e MB (Mercato del Bilanciamento), che ha per oggetto l’approvvigionamento da parte di Terna delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento, ossia per la risoluzione delle congestioni intrazonali, la creazione delle riserve di energia ed il bilanciamento in tempo reale. MERCATO ELETTRICO MPE MTE + contratti bilaterali MGP MSD MI MGP (MERCATO DEL GIORNO PRIMA) E’ finalizzato allo scambio di energia all’ingrosso tra produttori e consumatori, alla definizione di programmi di immissione e prelievo per ciascuna ora del giorno dopo e all’allocazione della capacità di transito disponibile per ogni coppia di zone. Si svolge nella mattinata del giorno precedente al giorno di consegna (9.00-­‐11.30) e possono essere presentate offerte di acquisto e di vendita. E’ organizzato come un’asta non discriminatoria (a prezzo uniforme) e l’algoritmo del mercato accetta le offerte per ogni ora del giorno successivo in maniera da massimizzare il valore delle contrattazioni, nel rispetto dei limiti massimi di transito tra zone. Se i flussi non violano nessun limite di transito il prezzo di equilibrio è unico in tutte le zone, altrimenti (in caso di scarsità di capacità di transito) l’algoritmo separa il mercato in due zone di mercato: una in esportazione e una in importazione. L’esito è un prezzo di equilibrio zonale (Pz) diverso nelle due zone di mercato: Pz è maggiore nella zona importatrice e minore nell’esportatrice. Il prezzo zonale è il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato riferite alla zona in cui avviene l’immisione di energia. Le offerte di acquisto accettate nel mercato sono invece valorizzate, indipendentemente dalla zona dove i prelievi avvengono, al prezzo unico nazionale (PUN), che è la media dei prezzi zonali ponderata sulla base dei consumi nazionali. Ai fini della determinazione dell’esito del mercato le offerte di vendita e acquisto comprendono anche l’energia elettrica scambiata attraverso contratti bilaterali (esito del mercato che passa attraverso la Piattaforma Conti Energia = PCE). A seguito della determinazione degli esiti del mercato GME comunica privatamente a ciascun operatore l’esito delle proprie offerte (quantità accettate, prezzo di valorizzazione delle quantità) e pubblica sulla sezione ad accesso non riservato del proprio sito gli esiti generali del mercato in termini di quantità complessivamente acquistate e vendute in ogni zona ed in ogni ora e relativo prezzo di valorizzazione. Relativamente alle transazioni concluse attraverso contratti bilaterali gli operatori di mercato sono tenuti a versare (o a ricevere) a (da) Terna un corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (CCT). L’ammontare unitario di tale corrispettivo è pari alla differenza tra la valorizzazione dell’energia elettrica oggetto dei programmi di prelievo (PUN) e la valorizzazione dell’energia elettrica oggetto dei programmi di immissione (prezzo zonale della zona di immissione): CCT=PUN-­‐Pz Tale CCT (pagamento esplicito a Terna dei diritti di transito) risulta dalla somma di 2 componenti: 1) il valore del diritto in un mercato zonale semplice, pari alla differenza dei prezzi zonali corrispondenti all’energia elettrica prelevata dalla rete (PB) e all’energia elettrica immessa in rete (PA) = PB-­‐PA; b) componente compensativa o di equità, pari alla differenza tra il PUN ed i prezzi zonali dell’energia elettrica prelevata dalla rete (PB) = PUN-­‐PB; Quindi CCT=(PB-­‐PA)+(PUN-­‐PB)=PUN-­‐PA (se A cede energia elettrica a B) La rendita di congestione percepita da Terna, in ogni caso, non è influenzata dalla presenza del PUN. La stessa cosa non può dirsi per gli operatori: se PUN>Pzonadiimmissione il soggetto cedente energia elettrica tramite il contratto bilaterale è tenuto al pagamento del CCT a Terna e viceversa. MI (MERCATO INFRAGIORNALIERO) Consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita. E’ principalmente nato per tenere conto dei vincoli dinamici dei diversi impianti di produzione. Serve soprattutto per impianti a fonti rinnovabili e quindi non programmabili in 24 ore (è invece più facile prevedere il loro andamento a distanza temporale minore dall’orario di consegna dell’energia). Vi sono 4 sessioni di aste implicite con regole di formazione dei prezzi omogenee a quelli del MGP, ma a differenza di quest’ultimo non viene calcolato il PUN e tutti gli acquisti e le vendite sono valorizzate al prezzo zonale. Le unità di consumo potrebbero fare arbitraggio tra il PUN applicato sul MGP e il prezzo zonale applicato sul MI. Al fine di evitare tali arbitraggi è previsto un corrispettivo di non arbitraggio: Q*(Pz-­‐PUN) 18 MSD (MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO) Finalità: consentire a Terna di approvvigionarsi, attraverso il mercato, delle risorse necessarie alla gestione e al controllo della rete per risolvere le congestioni intrazonali, garantire i margini di riserva (secondaria e terziaria) e garantire il bilanciamento in tempo reale. Riserva secondaria (di potenza): consiste nel rendere disponibile a Terna una determinata banda di potenza con l’obiettivo di ricondurre il livello di frequenza al suo valore prestabilito (tempo di attivazione: da 0 a 100 secondi). Riserva terziaria (di potenza): consiste nel rendere disponibile a Terna un margine di potenza al fine di supportare la riserva secondaria e di consentire la ricostruzione dei margini di riserva secondaria dopo il verificarsi di un qualsiasi evento (tempo di attivazione: da 15 a 60 minuti). Terna si pone come controparte e unico acquirente/venditore rispetto alle offerte presentate (prezzo dell’offerta “pay as bid”). Le offerte presentate nel MSD esprimono la disponibilità a variare le immissioni o i prelievi rispetto a quanto definito nel programma preliminare aggiornato risultante dai mercati precedenti (MGP+MI): vi sono offerte a salire (disponibilità delle unità di produzione/consumo rispettivamente ad aumentare l’immissione o diminuire il prelievo) e offerte a scendere (disponibilità delle unità di produzione/consumo rispettivamente a diminuire l’immissione o aumentare il prelievo). Terna per accettare le offerte, oltre ai prezzi e alle quantità, deve sapere anche le rampe di funzionamento degli impianti e la loro disponibilità ad accensioni e spegnimenti. Vi sono 2 sessioni: -­‐ a programma: il giorno prima, per risolvere congestioni e costituire i margini di riserva; -­‐ in tempo reale: per il bilanciamento (fino a un’ora prima dell’immissione). GAS NATURALE A causa della crisi economica e dell’introduzione delle rinnovabili la domanda europea di gas è in calo. Occorre perciò rinegoziare i contratti esistenti perché le condizioni sono mutate. I precedenti contretti erano a lungo termine (LTC: 20-­‐30 anni) al fine di minimizzare il rischio degli investimenti affondati per le infrastrutture esose atte al trasporto. ACQ (Annual Contractual Quantity): quantità di gas che dev’essere consegnata ogni anno (può variare di anno in anno nel contratto). DCQ (Daily Minimum Quantity): quantità minima che dev’essere acquistata ogni giorno. MOP (Daily Maximum Quantity): quantità massima che può essere acquistata ogni giorno. La differenza tra DCQ e MOP dà una prima misura del grado di flessibilità del contratto in questione. Yearly ToP (Take or Pay): quantità minima annua del volume di gas che dev’essere pagata dal compratore, sia che la riceva sia che non la riceva. Daily ToP (Daily Take or Pay): come Yearly ToP ma su base giornaliera. Il gas esportato viene valorizzato considerando che il prezzo contrattato dev’essere competitivo con quello dei carburanti alternativi: PGAS=P0+α·∙PFUEL.ALTERNATIVO con clausole triennali di revisione del prezzo. Con quei LTC non c’era una “outside option” fino alla scadenza di tali contratti, per cui arriva la liberalizzazione: outside option. Upstream: fase a monte. Downstream: fase a valle. Midstream: trasporto. FILIERA: Produzione-­‐-­‐>Trasporto-­‐-­‐>Stoccaggio-­‐-­‐>Distribuzione-­‐-­‐>Vendita Fase di esplorazione e approvvigionamento (E&P): costi di capitale elevati, barriere all’entrata, costi irrecuperabili. Mercato molto concentrato. UNBUNDLING TPA (Third Party Access): i proprietari di infrastrutture di monopolio naturale devono concedere l’accesso ai soggetti concorrenti nella fornitura dei servizi a condizioni commerciali paragonabili a quelle che si applicherebbero in un mercato concorrenziale. TSO: proprietario e gestore della rete di trasporto nazionale. Shippers: (utilizzatori della rete di trasporto nazionale) imprese che svolgono attività di trasporto per conto di altre imprese o grandi consumatori. Gli shippers producono o importano gas (oppure lo acquistano da altri produttori/importatori) per venderlo ai clienti finali e ai grossisti. Prenotano al TSO la capacità necessaria per destinare quantitativi di gas immessi a proprio titolo. L’hub dev’essere gestito da un ente super-­‐partes: tipicamente un TSO. E’ richiesta separazione funzionale delle imprese verticalmente integrate e separazione proprietaria delle reti di trasporto dalle imprese che producono/vendono/importano gas. In Italia la Rete Nazionale Gasdotti (RNG) è gestita da Snam Rete Gas (TSO). TARIFFE DI TRASPORTO Tariffa di trasporto e non di distribuzione, quindi ad alta pressione: tariffa annuale che gli shippers pagano al TSO. 3
T=(Ke·∙CPe)+(Ku·∙CPu)+(Kr·∙CRr)+(V·∙CV) (K=capacità prenotata in m /gg; CP=corrispettivo unitario di capacità; V=quantità di gas immesso in 3
3
m /anno; CV=corrispettivo unitario variabile in €/m ; e=entrata; u=uscita; r=riconsegna). Regolazione della tariffa con Cost Plus: si sommano i costi operativi e il costo del capitale investito netto: RR=Costi+S·∙RAB Il periodo regolatorio dura un anno solare: RRT=RRT-­‐1(1+RPI%-­‐X%+Y), con Y=fattore di passthrough. BILANCIAMENTO I mercati del gas nascono per esigenze di bilanciamento: Q gas immesso = Q gas prelevato -­‐-­‐> sistema di bilanciamento market based Se Q gas immesso < Q gas prelevato la pressione diminuisce; se Q gas immesso > Q gas prelevato la pressione aumenta. Hub: punto contrattuale e di interconnessione dove convergono compratori e venditori per effettuare transazioni di gas naturale (Hub fisico: punto di interconnessione tra 2 o più gasdotti gestiti da diversi operatori di sistema. Hub virtuale: mercato standardizzato che simula le condizioni di un hub fisico e può essere visto come l’intero sistema infrastrutturale nazionale o regionale). 19 Il TSO è il responsabile residuale del bilanciamento: ogni operatore è incentivato a essere responsabile del proprio bilanciamento, infine interviene il TSO col bilanciamento residuale. Snam Rete Gas fissa la soglia minima e massima di immissione giornaliera. I+S=P+C+PE+DLPC+GNC (I=Immissioni; S=Stoccaggio; P=Prelievi; C=Consumi; PE=Perdite di rete; DLPc=Delta Line-­‐Pack; GNC=Gas Non Contabilizz.) SCS=S-­‐(SNT+ΣSNK) (SCS=Sbilanciamento Complessivo Sistema; SNK=Stoccaggio programmato Utenti; SNT=Stoccaggio Programmato SRG) MERCATO DEL GAS ALL’INGROSSO PSV (Punto di Scambio Virtuale): piattaforma in cui è possibile eseguire scambi/cessioni di gas immesso nella Rete Nazionale di Gasdotti (gestito da Snam Rete Gas). Per poter operare sulle borse del gas bisogna essere iscritti al PSV. L’obiettivo del PSV è quello di incontrare domanda e offerta per eseguire transazioni bilaterali di gas naturale su base giornaliera. Ogni operatore dispone di un account in cui è possibile consultare il proprio “bilancio energetico”. Mercato Spot: a) contratti di durata inferiore a 3 mesi; b) Over the counter (OTC); c) Borse Gas (in Italia il GME gestisce le transazioni su piattaforma web). Ci sono 3 tipi di mercati distinti in base al loro scopo: 1 -­‐ M-­‐GAS: gli operatori di mercato possono acquistare e vendere a pronti quantitativi di gas naturale; 2 -­‐ P-­‐GAS: prima piattaforma di trading di gas naturale creata dal Ministero dello Sviluppo Economico nel Marzo 2010; 3 -­‐ PB-­‐GAS: attiva dal Dicembre 2011, piattaforma di bilanciamento gas che è stata creata per soddisfare i requisiti UE in merito. M-­‐GAS (nel PSV l’operatore può scegliere con quale offerta abbinarsi, mentre nell’M-­‐GAS l’abbinamento è automatico): Si divide in: Mercato del giorno prima (MGP-­‐GAS) e mercato infragiornaliero (MI-­‐GAS). MGP-­‐GAS (a negoziazione continua): Presentazione delle offerte: tipo di transazione, quantità e prezzo unitario. Il GME ordina le offerte (offerte di vendita: dal P più basso al più alto; offerte di acquisto: dal più alto al più basso) e la domanda (dal P più alto al P più basso), intersecando le 2 curve trova P* e Q* (abbinamento automatico). Vengono accettate le offerte di vendita con prezzo offerto inferiore a P* e le offerte di acquisto con prezzo offerto superiore a P*. Criteri: massimizzazione del valore netto delle transazioni (max(VN)=Acquisti-­‐Vendite), minimo costo. MI-­‐GAS: apre alle 14.00 del D-­‐1 e chiude alle 15.30 del D. Si svolge come il MGP con abbinamento automatico, le offerte non abbinate vengono cancellate. Una volta concluse le sessioni di MGP e MI il GME comunica gli esiti di ciascuno dei mercati a Snam Rete Gas (TSO) che registra i quantitativi di gas sul PSV (in GJ). P-­‐GAS: si divide in 3 rami dove si scambiano: quote di gas importato (Comparto Import: a negoziazione continua), aliquote del prodotto della coltivazione di giacimenti italiani di gas dovute allo Stato (Comparto Aliquote: negoziazione ad asta), Comparto ex D.Lgs. 130/10 (a negoziazione continua) possono essere offerti dai soggetti aderenti quantitativi di gas resi disponibili dagli stoccatori virtuali abbinati: le quantità vengono prenotate e non necessariamente utilizzate). PB-­‐GAS: Piattaforma del Bilanciamento. Si divide in 2 comparti: G-­‐1 e G+1 (entrambi ad asta). Gli utenti offrono giornalmente, in acquisto e in vendita, risorse di stoccaggio nella propria disponibilità. Snam Rete Gas offre, in acquisto o in vendita, una quantità di gas corrispondente allo sbilanciamento complessivo del sistema (SCS: gas preso dallo stoccaggio). Tutti gli Shippers sono obbligati ad utilizzare la PB-­‐GAS. Gli operatori, in generale, non sono molto incentivati ad utilizzare la M-­‐GAS, cosa che non avviene nella PB-­‐GAS perché sono sicuri di trovare una controparte (Snam Rete Gas). Liquidità: una misura dell’efficienza del mercato. Un mercato è liquido quando la formazione dei prezzi rispecchia le dinamiche di mercato. Un mercato cioè con una pluralità di operatori, con molte transazioni, con molti volumi scambiati, con trasparenza e informazioni disponibili, bassi costi di transazione e adeguati strumenti di flessibilità. In mercati più liquidi si praticano prezzi più bassi. Churn Ratio=Traded Volumes/Physical Deliveries (indicatore basato sui volumi scambiati) Bid-­‐Ask Spread=S=PVENDITA-­‐PACQUISTO (indicatore basato sui costi di transazione) SRELATIVO=(PVENDITA-­‐PACQUISTO)/[(PVENDITA+PACQUISTO)/2] 20 ECONOMIA AMBIENTALE Si occupa di capire l’impatto delle attività produttive sull’ambiente e in che modo le risorse sono allocate efficientemente (allocazione statica). La Resource Economic si basa invece sull’allocazione delle risorse nel tempo (allocazione dinamica). Economia: studio della scelta in condizioni di scarsità. Scelta: quale bene produrre, quali risorse utilizzare per la produzione, con quale tecnologia produrre, quali beni consumare... Scarsità: risorse naturali disponibili, risorse monetarie, tempo... Analisi positiva: analisi causa-­‐effetto tra 2 fenomeni. Analisi normativa: parte da un giudizio ex-­‐ante, individua un obiettivo e studia il modo migliore per arrivarci. Ipotesi: 1) I Trade-­‐off sono inevitabili: se scelgo una cosa automaticamente la mia scelta esclude le altre; 2) Le decisioni sono fatte in base al beneficio netto (individui razionali): se faccio l’università escludo la possibilità di avere un mio reddito; 3) Gli individui rispondono a degli incentivi: ci sono dei meccanismi per (dis)incentivare determinati comportamenti; 4) I mercati sono uno strumento efficace per organizzare l’attività economica; 5) Market failures: il prezzo non riflette il costo/valore di un bene. Costo opportunità: ciò a cui si deve rinunciare per ottenere qualcosa (non basta sapere il costo monetario della scelta). La somma delle scelte individuali determina la formazione della domanda: PREFERENZA (cosa vorrei fare) + VINCOLO (cosa posso fare) = SCELTA Paniere: ogni possibile combinazione dei beni a disposizione. Principi di scelta: 1) Completezza: ogni consumatore è sempre in grado di dire quale paniere preferisce; 2) Transitività delle preferenze: se PREF(a)>PREF(b) e PREF(b)>PREF(c), allora PREF(a)>PREF(c); 3) Non sazietà: più è meglio. Il consumatore sceglierà sempre la quantità maggiore a pari costo. Curve di indifferenza: curve che passano per tutti i punti (x,y) dove le coppie ordinate (x,y) sono i panieri indifferenti tra loro. Ogni individuo ha infinite curve di indifferenza: mappa di indifferenza. Le curve di indifferenza hanno pendenza negativa, mentre se uno dei 2 beni è un male le curve hanno pendenza positiva. La pendenza indica il rapporto col quale il consumatore è disposto a scambiare una unità di x con tot unità di y (y/x). Saggio marginale di sostituzione (SMS o MRS): pendenza delle curve di indifferenza. Le curve di indifferenza non si intersecano mai tra di loro. α β
Utilità: beneficio totale associato al consumo di un paniere di beni: U(x,y)=x y (funzione di Cobb-­‐Douglas con preferenze regolari). Più la curva di indifferenza è lontana dall’origine, più la sua utilità è alta. Utilità marginale: come cambia l’utilità al variare di x e y. MUX=dU(x,y)/dx; MUY=dU(x,y)/dy Vincoli: disponibilità economica, tempo. Vincolo di bilancio: PX·∙x+PY·∙y=M (x,y=quant. dei beni; PX,PY=prezzi unitari dei beni; M=reddito nominale). La pendenza della funzione di reddito nominale è pari al costo opportunità. In questo modello non c’è risparmio: tutto il reddito viene speso in x,y. La scelta ottima del consumatore massimizza la sua utilità. SCELTE INDIVIDUALI -­‐-­‐> SCELTE SOCIALI L’impresa punta a massimizzare il profitto e, contestualmente, minimizzare i costi, perciò le risorse vengono allocate prima ai consumatori con una disponibilità a pagare più alta. EEG (equilibrio economico generale): equilibrio di tutti i mercati simultaneamente. C’è la necessità di individuare l’insieme dei criteri rilevanti al fine di valutare il sistema economico. Efficienza: allocazione delle risorse che riflette la disponibilità a pagare di ogni individuo. Equità: redistribuzione delle risorse male allocate. Principio di ottimo paretiano: data una dotazione economica iniziale può esserci un miglioramento paretiano di benessere solo se il benessere di almeno un individuo migliora e quello di nessun altro peggiora. Utilizziamo il modello dell’economia di puro scambio: economia chiusa con solo 2 agenti (A, B) che si scambiano 2 tipi di beni (x,y). Gli agenti ereditano una quantità di ogni bene, detta dotazione iniziale (𝑥! , 𝑥! , 𝑦! , 𝑦! ), e non possono produrre ulteriori unità di x e y. Sono ammessi solo scambi volontari dei beni: tali scambi avvengono solo se si ha un miglioramento paretiano. 21 SCATOLA DI EDGEWORTH Nel punto “e” le 2 pendenze sono uguali: SMSA=SMSB Curva dei contratti: luogo dei punti di tutte le allocazioni Pareto efficienti. Assumiamo che ci sia un mercato perfettamente concorrenziale, quindi A e B sono price taker (ovvero non c’è potere di mercato da nessuno dei 2). Vincolo di bilancio per A (B avrà lo stesso vincolo): l’equilibrio si avrà quando SMSA=SMSB=-­‐PX/PY. 1° Teorema dell’Economia del Benessere: Se gli agenti sono price taker e ogni bene è scambiato sul mercato, allora l’allocazione di equilibrio è Pareto efficiente. 2° Teorema dell’Economia del Benessere: con preferenze regolari (Cobb-­‐Douglas), per ogni allocazione Pareto efficiente esiste un insieme di prezzi e una distribuzione iniziale delle dotazioni che permette di ottenere tale allocazione com un equilibrio generale concorrenziale.
Frontiera delle possibili utilità: massimo dell’utilità complessiva raggiungibile. 22 Individui -­‐-­‐> Funzione di utilità Società -­‐-­‐> Funzione di Benessere Sociale: W=f(UA,UB) Le curve di Benessere Sociale (W) hanno un’utilità maggiore all’aumentare della distanza dall’origine. Il punto “b” (intersezione tra la frontiera delle utilità e la funzione di benessere sociale) è il punto di Ottimo Sociale. Esistono 2 tipi di funzioni di Benessere Sociale: CARATTERISTICHE DEI BENI Rivalità: il consumo di un bene da parte di A non può essere condiviso da B; Escludibilità: è possibile consentire il consumo ad A ed escluderlo a B. L’offerta di un bene non rivale (pubblico o tariffabile) risulta disponibile a tutti nella stessa quantità (non c’è vincolo di scarsità): X=XA=XB. La domanda di un bene non rivale è diversa però per ogni individuo e dipende dalle preferenze individuali; per cui, idealmente, ciascun individuo dovrebbe pagare un prezzo diverso in base all’utilità che ricava dal bene pubblico. Nessuno però ha convenienza nel rivelare correttamente le proprie preferenze (free riding) perché il bene è non escludibile e, rivelando le proprie reali preferenze, automaticamente si associa il prezzo col quale pagheremmo il bene in questione. ESTERNALITA’ Danni (o vantaggi) non intenzionali causati dall’azione (consumo o produzione) di un agente su un altro agente per i quali il primo non riceve (o paga) un compenso dal (al) secondo (esternalità positive: vantaggi; esternalità negative: danni). Questi vantaggi e danni non entrano nella funzione di utilità di chi li causa ma tuttavia hanno conseguenze per il benessere della collettività. Marginal Benefit (MB) o beneficio marginale: rappresenta la somma che A pagherebbe a B per poter continuare a produrre la sua esternalità negativa. Marginal External Cost (MEC) o danno marginale: rappresenta la somma che B pagherebbe affinché A produca meno esternalità negativa. Bisogna trovare la quantità di esternalità negativa che massimizzi MB e minimizzi il MEC.
23 Dove “ore di musica” corrisponde alla quantità di esternalità. SOLUZIONI ALLE ESTERNALITA’ 1) Teorema di Coase: in assenza di costi di transazione e se vengono attribuiti i diritti di proprietà, i soggetti coinvolti in un’esternalità possono accordarsi su un’allocazione efficiente x* con un accordo che definisce un insieme di indennizzi e compensi per lo scambio dei diritti di proprietà. Per avere un’allocazione efficiente è indifferente attribuire il diritto di proprietà ad una parte o all’altra. Un eventuale intervento pubblico è limitato all’attribuzione dei diritti di proprietà ad uno dei soggetti interessati all’esternalità. Limiti: le esternalità ambientali coinvolgono moltissimi individui (difficile da applicare quindi), si hanno costi di transazione altissimi e c’è un problema redistributivo riguardo a chi attribuire il diritto di proprietà. 2) Imposta Pigouviana: internalizzare il costo (sociale), fare in modo cioè che il costo sociale divenga parte del costo dell’impresa nel produrre Q, introducendo una tassa sulla produzione di Q (esempio: Carbon Tax, che tassa le emissioni di CO2). La tassa deve rendere uguali i costi privati e i costi sociali (tassa pigouviana=t): il governo impone una imposta specifica (per unità di prodotto) sul soggetto produttore dell’esternalità negativa (o dà un sussidio specifico al produttore di esternalità positiva). Il gettito verrà poi redistribuito in somma fissa a coloro che subiscono l’esternalità. Vantaggi: il metodo è poco distorsivo dei mercati; se t è sufficientemente elevata la misura adottata è efficace per ridurre le emissioni. Svantaggi: è una tassa di difficile applicazione perché servono informazioni dettagliate circa le curve di MB e MEC; rischio di eccessiva tassazione e delocalizzazione delle imprese interessate (vedi “carbon leakage”). Come scegliere il livello ottimale di inquinamento ambientale? Flusso di inquinamento: inquinamento legato all’emissione. Quando l’emissione cessa il danno finisce (rumore, luce). Stock di inquinamento: accumulo di inquinamento nel tempo, anche dopo che è cessata l’emissione (rifiuti, CO2). 24 MODELLO STATICO Società composta da due soli individui: A (polluter, che produce il bene X al quale è associato un livello di emissioni e, crescente con X), B (pollutee, subisce l’inquinamento derivante da X e non lo consuma). Funzione di benessere sociale utilitaristica: W=UA+UB=B(e)A-­‐D(e)B= beneficio netto della società. D=Funzione di danno (damage function): danno totale derivante dall’inquinamento. MD=Danno marginale=dD/dE (con E=flusso di inquinamento: emissione). B=Funzione di beneficio (benefit function): profitto che il polluter (inquinatore) ottiene dalla produzione del bene che provoca emissioni; utilità che i membri della società ricavano dal consumo del bene che, se prodotto, provoca emissioni. MB=Beneficio Marginale=dB/dE. MB è il costo di abbattimento delle emissioni che il polluter deve sostenere per poter continuare a produrre X senza generare emissioni. Per massimizzare i benefici netti dell’attività economica il livello di emissioni efficiente sarà quello per cui: dW/de=dB/de-­‐dD/de=0, quindi dB/de=dD/de, per cui MB=MD. μ* può essere pensato come il prezzo di equilibrio dell’inquinamento (prezzo ombra perché non esiste un mercato dell’inquinamento). In questo modello MB è il beneficio derivante da un mancato costo (infatti viene chiamato MAC=Marginal Abatement Cost). Quindi la quantità efficiente di emissioni è quella quantità che minimizza la somma del costo totale dell’abbattimento e del costo totale del danno. Il danno ambientale è associato allo stock di inquinamento più che all’emissione statica. Lo stock non è controllabile direttamente, quindi si sceglie di controllare i flussi che indirettamente determinano lo stock. Viene perciò posto un tetto alle emissioni annuali. 25 Una volta scelto il livello ottimale di inquinamento ambientale, come arrivare all’obiettivo? A) Command & Control; B) Incentivi Economici; C) Altri (strumenti istituzionali, promozione cittadinanza attiva). A) Command & Control Regolazione diretta, strumenti normativi tramite definizione di standards, obblighi o divieti (es. Euro5 per tutte le nuove macchine). Input control: bando di determinate sostanze tossiche. Output control: ogni impresa non può emettere più di X tonnellate di inquinante Y. Technology control: obbligo di utilizzare una particolare tecnologia minima. Licenze di emissione: il Governo crea delle quote (o permessi) ad inquinare totali in numero pari alla massima quantità ammessa (tetto). Tali licenze sono non trasferibili e vengono assegnate con dei determinati criteri ad ogni fonte di emissione. Vi sono difficoltà nel monitoraggio del sistema se i polluter possono compiere azioni nascoste e bisogna fissare la penalità almeno maggiore al MAC. Location control: separazione legale tra le zone di produzione e le zone urbane (efficace solo se il polluter rimane confinato). PRO: certezza del risultato, velocità di raggiungimento degli obiettivi, politicamente fattibile (i polluter preferiscono i vincoli a nuove tasse). CONTRO: efficace ma non efficiente, alto costo d’informazione per allocare i permessi, i costi non sono uguali per tutti (rendite). B) Incentivi Economici Incentivi a chi si comporta in un modo percepito come ottimo sociale. Regolazione tramite tasse o permessi negoziabili. Permessi negoziabili (Cap & Trade): regolazione che consente a chi inquina di acquistare e vendere il diritto di inquinare. Qualsiasi aumento delle emissioni deve essere compensato da una equivalente riduzione: limite alla quantità di emissioni consentite (al regolatore non interessa in che modo tale quantitativo totale è ripartito tra le singole fonti). La quantità di permessi assegnata ad ogni polluter è fissata ex ante. I permessi possono essere assegnati tramite: 1) Divisione equa tra tutte le fonti senza un corrispettivo monetario; 2) Grandfathering: in base alla percentuale originaria delle loro emissioni; 3) Aste di allocazione. Le imprese che hanno alti costi marginali di abbattimento (MAC) sono disposte a pagare prezzi elevati per l’acquisto di permessi di emissione e viceversa. Il prezzo di ogni unità di emissione viene determinato dal mercato. Se il sistema è perfettamente funzionante, il metodo di allocazione iniziale dei permessi non dovrebbe avere alcun effetto sulla distribuzione di breve periodo delle emissioni tra le imprese; tuttavia ha effetti sulla distribuzione del reddito e della ricchezza (con asta competitiva, ogni permesso acquistato comporterà un pagamento da parte dell’impresa acquirente pari al prezzo di mercato delle emissioni, trasferendo parte della sua ricchezza allo Stato). Con distribuzione uguale e grandfathering non c’è invece trasferimento da imprese a stato ma da impresa a impresa (da privato a privato). E’ comunque sempre importante monitorare il sistema (deterrenza). Conclusioni: La tassa è una regolamentazione del prezzo, il Cap & Trade è una regolamentazione della quantità. Nel sistema EU ETS le multe sono stabilite a livello di UE mentre l’attività di monitoraggio è delegata ai singoli Stati. 26