Gli orientamenti europei e nazionali di settore

1. Gli orientamenti europei e nazionali di settore

2. Liberalizzazione in Europa • Scelta politica: costruzione di un mercato unico dell’energia porta verso una sempre maggiore integrazione europea. • Scelta economica: aumentare l’efficienza del settore per migliorare la competitività europea nel rispetto dell’ambiente. • i risultati ottenuti in UK e Norvegia sottolineano i benefici della liberalizzazione. • 1990 viene creato il primo mercato elettrico all’ingrosso (obbligatorio)“POOL” per Inghilterra e Galles; • 1996 Svezia, Norvegia, Finlandia e Danimarca creano il primo mercato internazionale (volontario) “NORD POOL”.

3. Direttiva Europea 96/92/EC Direttiva Europea 2003/ 54/EC • Si definiscono: • le norme generali comuni per organizzare un mercato unico concorrenziale dell’energia elettrica; • l’impegno degli stati membri che devono darne attuazione entro il 1 luglio 2004. • Si afferma che: • i risultati raggiunti, in termini di grado di apertura dei mercati, devono poter essere comparabili; • gli stati possono imporre alle imprese, che operano nel settore, obblighi di servizio pubblico. • Gli stati devono garantire a tutti i consumatori domestici e alle piccole imprese il servizio universale

4. Direttiva Europea 2003/ 54/EC • Gli stati devono garantire a tutti i consumatori domestici e alle piccole imprese il servizio universale e a tale scopo devono nominare un fornitore di ultima istanza; • Gli stati devono prendere le misure adeguate per proteggere i consumatori finali e garantire che il passaggio ad altro fornitore sia fattibile; • Gli stati devono monitorare la sicurezza dell’offerta anche delegando le Autorità di regolazione.

5. Principali indicazioni delle Direttive 1. • Concorrenza nella generazione. La costruzione di nuovi impianti può avvenire mediante • Dir 96/92:autorizzazioni o procedure d’appalto • Dir 2003/54: autorizzazioni (appalto solo se l’offerta di capacità è insufficiente);

6. Principali indicazioni delle Direttive 2. • Concorrenza nella vendita. Apertura progressiva sulla base di criteri di idoneità (possibilità di cambiare fornitore); • Sono considerati clienti idonei coloro che superano il consumo di • 40GWh all’anno nel 1999 (26,5%del mercato); • 20GWh nel 2000 (30%del mercato; • 9GWh nel 2003 (al 35-36%del mercato); • Dal 1 luglio 2004 tutti -tranne gli utenti domestici- possono cambiare fornitore; • Dal 1 luglio 2007 tutti gli utenti.

7. Principali indicazioni delle Direttive 3. • Libertà di accesso alla rete di trasmissione: • Dir 96/92: • accesso alla rete negoziato (TPA – Third-Party Access) sulla base di una gamma indicativa di prezzi pubblicati; • accesso alla rete regolato; • Procedura dell’Acquirente Unico, ma i clienti idonei sono liberi di stipulare contratti con i produttori; • Sistema di accesso misto. • Dir 2003/54: • accesso alla rete regolato; • separazione (almeno legale) del gestore della rete di trasmissione, nel caso di imprese verticalmente integrate • Libertà di accesso alla rete di distribuzione : • separazione (almeno legale) dell’operatore della rete di distribuzione , nel caso di imprese verticalmente integrate

8. Principali indicazioni delle Direttive 4. Gli stati devono assicurare la capacità di trasmissione del sistema nel lungo periodo; Gli stati devono istituire di una Autorità di regolazione nazionale che sia indipendente dalle imprese e dagli interesse del settore.

9. Ostacoli alla concorrenza • presenza di operatori dominanti (F, B, I), • ondata di fusioni- anche sui mercati internazionali – (EdF, RWE, E.ON); • mercati all’ingrosso assenti o inadeguati; • vincoli alla trasmissione; • assenza di un regolatore in alcuni paesi, e/o di un mandato insufficiente.

10. Per una liberalizzazione di successo • La concorrenzialità dei mercati all’ingrosso è legata alla possibilità di accesso alla rete di trasmissione dei potenziali offerenti: • accesso regolato è preferibile; • interconnessione transnazionale deve essere potenziata. • L’offerta deve essere adeguata e sicura in termini di: • la capacità di generazione (autorizzazione è preferibile); • le infrastrutture di rete(separazione societaria tra G e T); • forniture delle fonti energetiche primarie • Modello regolatorio efficace

11. Liberalizzazione del settore elettrico in Italia: interventi legislativi • Legge n. 481/95 che, istituisce l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG); • Decreto Legislativo n 79 del 16.3.1999 (Decreto Bersani) che dà attuazione alla Direttiva europea.

12. Altri interventi legislativi • decreto “sblocca centrali” del 7.2.2002, poi convertito in legge in aprile: L.55/02, per la costruzione e il ripotenziamento di centrali con potenza superiore a 300MW; • legge costituzionale 18 ottobre 2001 n.3,che ha ridefinito le competenze tra Stato e Regioni.

13. Bilancio energetico

14. Produzione lorda

15. Decreto legislativo 79/99(Decreto Bersani) • Liberalizzazione dell’attività di produzione, importazione esportazione; • apertura progressiva del mercato della vendita finale; • libertà di accesso e di uso della rete di trasmissione in base a tariffe definite dall’AEEG; • separazione societaria per lo svolgimento delle attività di produzione, distribuzione, vendita ai clienti idonei e proprietà della rete di trasmissione allo Stato; • istituzione di un gestore del mercato elettrico, di un gestore della rete e di un acquirente unico.

16. Apertura alla concorrenza della generazione. • Dal 2003 nessun soggetto potrà produrre o importare più del 50% dell’energia prodotta o importata (in caso di mancato rispetto AGCM può intervenire, ma può anche concedere una proroga di 1 anno): • ENEL deve cedere almeno 15000MW di capacità produttiva; • Semplificazione delle procedure di autorizzazione per nuovi impianti o per la modifica o il ripotenziamento di quelli esistenti.

17. Apertura alla concorrenza della vendita 1. • Clienti idonei, definiti con riferimento alle soglie di idoneità previste; • Clienti vincolati che acquistano energia solo dal distributore che opera nell’area in cui si trovano localizzati.

18. Apertura alla concorrenza della vendita 2. • Criteri di idoneità 1999 2000 2002 • Clienti e consorzi 30 GWh/a 20 GWh/a 9 GWh/a • Singolo partecipante del consorzio 2 GWh/a 1 GWh/a 1 GWh/a • Clienti multisito 40 GWh/a 1GWh/a per sito ---------------------------------------------------------------------- • Energia clienti idonei 30% 35% 40% • Numero clienti idonei 2000 3000 5000

19. Apertura alla concorrenza della vendita 3 • Dopo 90 giorni (aprile 2003) dalla data di cessione dell’ultima GENCO ENEL la soglia di idoneità è scesa a; • 0,1 GWh/a • numero clinti idonei 150.000 • energia clienti idonei 60%

20. Accesso alla rete di trasmissione • separazione societaria della rete di trasmissione dalle altre attività della filiera; • separazione tra proprietà, mantenuta pubblica, e gestione affidata al Gestore della rete di trasmissione (GRTN); • Il GRTN garantisce l’accesso non discriminato alla rete sulla base di un’unica struttura tariffaria, per clienti del mercato libero e vincolato, definita dall’AEEG • I costi di trasporto sulle reti di trasmissione e di distribuzione sono definiti sulla base di parametri indipendentemente dalla distanza.

21. Gestore della rete di trasmissione (GRTN) • GRTN è una società per azioni costituita dall’ENEL SpA; • GRTN svolge attività di trasmissione e di dispacciamento dell’e.e. e di interconnessione con l’estero; • GRTN ha l’obbligo di mantenere l’affidabilità, la sicurezza del sistema.

22. Vendita all’ingrosso dell’energia elettrica • Contratti bilaterali • mercato dell’energia

23. Gestore del mercato elettrico (GME) • il GME è una società per azioni costituita dal GRTN; • al GME è affidata la gestione economica del mercato elettrico (gestione delle offerte di acquisto e di vendita dell’energia elettrica e di tutti i servizi connessi); • la disciplina del mercato prevede i compiti del GME e gli obblighi di produttori e importatori di energia elettrica che non si avvalgono della contrattazione bilaterale

24. Struttura del Mercato Elettrico Mercati per scambiare energia tra operatori • Mercato del giorno prima (MGP) • Mercato di aggiustamento (MA) Mercati per acquisire risorse al servizio di dispacciamento Mercato dei derivati

25. Mercato del giorno prima (MGP) • Volontario; • Le offerte sono riferite ad ogni ora del giorno dopo (p e q) e vengono aggregate, a partire da quelle più economiche, per costruire una curva di offerta crescente; • Le domande, riferite ai punti di prelievo, sono aggregate sulla base della quantità. • Dall’intersezione si determina, per ogni ora, un prezzo di equilibrio (dell’impianto marginale). Per la copertura dei costi fissi, ovvero della capacità nel lungo periodo  varie soluzioni possono essere proposte; • Se si verifica congestione (richiesta di transito superiore al limite ammissibile) tra zone si può procedere a separare il mercato in zone.

26. Mercato di aggiustamento (MA) • Consente di modificare le offerte e le domande del MGP, introducendo delle variazioni alle quantità offerte e domandate in precedenza; • Due sessioni: una subito dopo la chiusura del MGP (partecipa solo chi ha operato nel MGP) e l’altra all’inizio della giornata stessa di erogazione (possono partecipare tutti); • La determinazione del prezzo avviene come nel MGP.

27. Mercato del servizio di dispacciamento • Gestione della congestione emersa al termine della prima sessione del MA; • I produttori possono aumentare o ridurre la produzione offerta e i consumatori aumentare o ridurre i consumi; • Le diverse disponibilità sono ricevute dal GME e comunicate al GRTN che provvede al ridispacciamento.

28. Mercato degli strumenti derivati. • Per la copertura dei rischi di volatilità dei prezzi dell’elettricità (Cfr California); • Borsa regolata che utilizzi strumenti derivati, finanziari o con consegna fisica, standardizzati e che tengano conto, nella determinazione dell’indice dei prezzi di riferimento dei contratti, delle caratteristiche del mercato degli scambi fisici su cui si appoggia (incumbent e vincoli di trasmissione).

29. Acquirente Unico (AU) • AU è una società per azioni costituita dal GRTN e ma quote potranno essere cedute alle società di distribuzione (10%); • AU è istituito a garanzia dei clienti vincolati; • AUstipula, in base di direttive dell’AEEG, contratti di vendita con i distributori elettrici per garantire ai clienti vincolati la capacità necessaria e la fornitura di energia elettrica.

30. Proprietari della rete di trasmissione nazionale

31. Quote di mercato nella produzione(2002)

32. Quote sul mercato libero per operatore 2002

33. Bilancio di potenza 2002

34. Prime valutazioni • un ribilanciamento delle tariffe tra le diverse categorie di utenza per l’intervento dell’AEEG; • quote di mercato libero per la vendita dell’energia sono concentrate nelle mani di ENEL Trade e Edison Energia.

35. Vincoli alla liberalizzazione • Posizione dominante dell’incumbent; • Importazioni e contratti ENEL; • Interconnessione transnazionale; • Separazione tra proprietà e gestione della rete; • Vincoli legislativi.

36. Proposte per il superamento dei vincoli • Ridefinizione dei tetti antitrust in termini di capacità produttiva (eventualmente al 30%); • Costruzione di nuovi impianti; • Maggiore liberalizzazione dal lato della domanda; • Nuova capacità di interconnessione • Interventi sui prezzi dell’energia con riferimento a: • Combustibili: • Diversificare le fonti, privilegiando quelle nazionali e attenzione al nucleare

37. Principali funzioni dell’autorità di regolazione dell’energia elettrica e del gas(AEEG) • definisce le tariffe e le aggiorna con il metodo del price-cap; • definisce e controlla i livelli diqualità; • propone al ministero dell’industria gli schemi di concessione; • fornisce osservazione e proposte a Governo e Parlamento sugli assetti del mercato; • valuta i reclami degli utenti;

38. Poteri dell’AEEG • richiedere informazioni, ordinare ispezioni, comminare sanzioni; • chiedere audizioni alle parti; predisporre documenti di consultazione; • vigilare sul settore; • segnalare all’autorità per la tutela della concorrenza casi di supposta violazione della legge 287/90.