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Il libero mercato dell'energia elettrica

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Tesi di Laurea in Economia e Finanza Università di Palermo

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  • 1. UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI PALERMO Facoltà di Economia Corso di Laurea in Economia e Finanza Il libero mercato dell’energia elettrica Tesi di laurea di: Relatore: Daniele Cani Prof. Giovanni Agnello Correlatore: Prof. Arabella Mocciaro ANNO ACCADEMICO 2009-2010
  • 2. UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI PALERMO Facoltà di Economia Corso di Laurea in Economia e Finanza Il libero mercato dell’energia elettrica Tesi di laurea di: Relatore: Daniele Cani Prof. Giovanni Agnello Correlatore: Prof. Arabella Mocciaro ANNO ACCADEMICO 2009-2010
  • 3. 1 INTRODUZIONE Nel sistema economico mondiale attuale – globalizzato, post-industriale, informatico o comunque si voglia o possa definirlo – il settore energetico nel suo complesso svolge un ruolo di fondamentale importanza per molti aspetti: economico, scientifico, tecnico, industriale, umano, sociale, ambientale, etc. Nell‟ambito energetico generale il settore dell‟energia elettrica rappresenta una quota particolarmente significativa in quanto – oltre alla sua incidenza percentuale e a ripresentarne le varie configurazioni e implicazioni – riveste caratteristiche del tutto particolari che la rendono assolutamente peculiare:  Convertibilità, continuità, trasportabilità e flessibilità.  Semplicità, immediatezza e sicurezza di accesso.  Impiego fondamentale ed esclusivo nel campo delle comunicazioni e dell‟informazione.  Riflessi determinanti su tutti gli aspetti della vita sociale (anche nelle forme più delicate ed elevate come ospedali, scuole, informazione). Per inciso si deve far presente che a queste qualità sottendono – come si vedrà nel seguito – complessi problemi tecnologici ed economici di grande momento. Tutte le suddette indicazioni e numerose altre che si possono elencare non danno tuttavia appieno la misura della sua peculiarità che ne costituisce appunto la sua caratteristica e anche, in un certo senso, il suo limite: la inadeguata, complessa ed economicamente gravosa capacità di riserva. Essa difatti deve essere prodotta contemporaneamente, anzi istantaneamente, alla richiesta. Si accenneranno nel seguito le difficoltà tecnico economiche implicite alle riserve e/o all‟accumulo dell‟energia elettrica. Ai fini dell‟analisi che si propone questa tesi va rilevata un‟altra significativa caratteristica del complesso sistema che consente la possibilità di utilizzo dell‟energia elettrica; si fa riferimento a quella che in termini tecnici viene definita monopolio tecnico. Dall‟esame che verrà svolto nel Cap. I risulta non solo la complessità del sistema elettrico ma anche la caratteristica di monopolio tecnico naturale delle sue diverse componenti – sia pure in entità diversificate – tanto che si è dovuto intervenire con
  • 4. 2 leggi, normative e direttive – sia a livello europeo che a livello nazionale – per consentire una effettiva apertura del settore al libero mercato. Da queste brevi considerazioni si intravvede certamente l‟interesse scientifico e tecnologico del settore in esame ma anche la vastità delle problematiche economiche che riguardano non solo le complesse strutture del sistema ma anche la sua gestione in un libero mercato. In sostanza si dovranno esaminare e confrontare le caratteristiche del monopolio tecnico e le specificità del libero mercato; si dovranno bilanciare le due contrastanti nature salvaguardando l‟economicità e la redditività del sistema, l‟esigenza di fornire tutta l‟energia – in quantità, qualità e prezzo – necessaria allo sviluppo socio economico del Paese, la salvaguardia della fornitura agli utilizzatori ai migliori prezzi di mercato e con caratteristiche tecniche rispondenti alle attuali tecnologie e alle esigenze della vita moderna. La tesi esaminerà la struttura del sistema elettrico, con riferimento all‟Italia (Cap.I), le disposizioni di legge adottate a livello europeo e nazionale (Cap.II), il funzionamento del mercato libero dell‟energia elettrica in Italia, con un accenno alle più significative industrie del settore operanti in Italia (Cap.III). Si ritiene e si auspica possa emergere l‟opportunità di aver preso in esame un settore – indubbiamente di notevole caratura tecnica – ma con implicazioni socio economiche fondamentali per l‟economia e lo sviluppo del Paese.
  • 5. 3 CAP. I STRUTTURA DEL SISTEMA ELETTRICO 1 Caratteristiche Generali L‟economia mondiale contemporanea richiede – malgrado i continui processi di razionalizzazione – crescenti consumi energetici, la cui copertura è caratterizzata da un sempre più elevato contributo dell‟energia elettrica. Essa, infatti, rispetto a tutte le altre forme energetiche possiede, in misura molto più significativa, requisiti di convertibilità, continuità, trasportabilità e flessibilità. Il sistema elettrico1 oggi più diffuso è quello a corrente alternata trifase2 , per i notevoli vantaggi tecnico-economici che presenta. La struttura di un sistema elettrico di potenza è rappresentata in modo schematico nella fig. 1:  le centrali nelle quali viene prodotta l‟energia elettrica a mezzo di generatori trifasi;  le stazioni di trasformazione annesse alle centrali in cui la tensione di produzione (6-30 KV) viene elevata al più opportuno valore per il trasporto (220 KV, 380 KV o tensioni superiori);  le reti di trasporto ad alta tensione (AT ad es.: 220-380 KV) che connettono fra loro i nodi più importanti della rete e le centrali di maggiore potenza;  le stazioni primarie che trasformano l‟energia dalla tensione di trasporto a quella di trasmissione (ad es.: 130-150KV );  le reti di trasmissione ad alta tensione (AT ad es.: 130-150 KV) che connettono tra loro, con maglie più fitte della rete di trasporto, i nodi della rete AT a cui afferiscono anche le centrali meno potenti e le utenze AT (circa il 25-30% del consumo totale);  le stazioni secondarie inserite nei nodi delle reti di trasmissione che hanno funzione di smistamento e trasformazione in media tensione (MT 20-10 KV); 1 Si definisce sistema elettrico di potenza il complesso insieme che consente di trasportare e distribuire l‟e.e. prodotta dalle diverse fonti di generazione ai centri di consumo. Vincenzo Cataliotti “Impianti elettrici” Flaccovio editore 2005. 2 Rispetto alla corrente continua, che trova particolari applicazioni, come la trazione elettrica o la trasmissione a distanza con cavi sottomarini, la c.a. trifase presenta l‟importante requisito di poter variare la tensione mediante il trasformatore. V.Cataliotti op.cit.
  • 6. 4 Struttura schematica di un sistema di potenza CENTRALI CENTRALI CENTRALI RETE DI TRASPORTO (380-220KV) RETE DI TRASMISSIONE (130-150KV) RETE DI DISTRIBUZIONE A MT RETE BT RETE BT RETE BT RETE BT PICCOLE UTENZE STAZIONI DI TRASFORMAZIONE STAZIONI PRIMARIE STAZIONI SECONDARIE CABINE MT/BT GROSSE UTENZE MEDIE UTENZE
  • 7. 5  le reti di distribuzione a MT (20-10 KV) che alimentano le utenze MT (circa il 30% del totale) e le cabine di trasformazione MT/BT;  le cabine di trasformazione MT/BT che alimentano le reti di BT a 380/220 V;  le reti di distribuzione a BT che alimentano le restanti parti di utenti. I sistemi di potenza tendono a divenire sempre più vasti collegandosi tra loro per mezzo di linee di interconnessione a tensione molto elevata attraverso le quali si realizzano scambi di energia anche tra Nazioni vicine. 2 Produzione La generazione di elettricità avviene mediante la trasformazione di energia termica e/o meccanica in energia elettrica, in impianti denominati genericamente centrali, di dimensioni e tipi estremamente diversificati 3 . Ai fini di questa tesi saranno presi in esame soltanto le grandi centrali di produzione, facendo tuttavia un doveroso richiamo alle piccole centrali che utilizzano le cosiddette fonti rinnovabili. Le centrali si classificano secondo l‟impiego del mezzo che produce l‟energia elettrica. Si hanno infatti:  Centrali idroelettriche  Centrali termoelettriche tradizionali  Centrali nucleari  Centrali geotermiche  Centrali utilizzanti energie rinnovabili 2.1 Centrali idroelettriche4 L‟impianto idroelettrico oltre alla centrale comprende le opere di captazione e convogliamento dei deflussi, uno o più serbatoi di regolazione, i canali o le gallerie di derivazione dai serbatoi, la condotta forzata e le opere di restituzione delle acque. La centrale è costituita essenzialmente da turbine che trasformano l‟energia cinetica dell‟acqua in energia meccanica che mette in moto degli alternatori che producono energia elettrica a media tensione (generalmente tra 6 e 30 KV). 3 R.Rova “Centrali elettriche” Coop. Libraria ed. degli studenti dell‟Università di Padova 1978. 4 Va rilevato – per l‟enorme importanza economica e sociale che il fenomeno ha rivestito in Italia – che l‟industrializzazione nel Paese si è avviata mediante l‟utilizzazione dell‟energia idroelettrica.
  • 8. 6 A seguito di trasformazione in alta tensione – da 150 a 380 KV secondo l‟importanza dell‟impianto – l‟energia elettrica viene immessa nelle linee di trasmissione. Appare opportuno fare un brevissimo accenno agli impianti di pompaggio. In tutti i Paesi grandi consumatori di energia elettrica si presenta, in forma sempre più acuta, il problema della copertura delle punte di carico. Basti pensare al riscaldamento invernale e al condizionamento estivo. La produzione di elettricità per periodi molto limitati nella giornata o nella settimana – il cosiddetto fabbisogno alla punta – può essere ottenuta con la costruzione di nuovi impianti di tipo tradizionale (termici o idrici) oppure da impianti che permettono di spostare, nel tempo, l‟utilizzazione dell‟energia prodotta nelle centrali convenzionali, ricorrendo al loro accumulo sotto forma di energia potenziale idraulica durante le ore di bassa richiesta da parte dell‟utenza e ritrasformandola nei periodi di punta. 5 Si tratta evidentemente di una scelta di programmazione, in cui gli aspetti economici sono nettamente preponderanti. In questo modo si aumenta e si razionalizza l‟utilizzazione degli impianti esistenti, in particolare di quelli termoelettrici. E‟ evidente che un impianto di pompaggio può restituire una quantità di energia inferiore a quella assorbita; si tratta perciò di valutare in termini economici la convenienza di una centrale destinata a coprire il fabbisogno di punta, utilizzata per poche ore l‟anno (500–1000), tenendo conto, oltre che del puro costo di costruzione, anche delle conseguenze sull‟esercizio della rete. 2.2 Centrali termoelettriche tradizionali La produzione da combustibile tradizionale (carboni, olio e metano) rappresenta oggi la fonte principale con cui si soddisfano i fabbisogni di energia elettrica nel mondo. Le dimensioni e anche le caratteristiche degli impianti termoelettrici sono assai differenziati. Molte industrie, infatti, specie quelle che richiedono per i loro cicli di lavorazione consistente utilizzazione di vapore tecnologico, realizzano impianti particolari, così 5 R.Rova op. cit.
  • 9. 7 come si rendono sempre più frequenti i cosiddetti impianti polivalenti atti a bruciare - contemporaneamente o alternativamente - combustibili solidi, liquidi e gassosi (carbone, oli combustibili, metano) oppure l‟abbinamento a centrali tradizionalmente atte a bruciare combustibile solido o liquido con gruppi turbogas. 6 Si tratta comunque di impianti estremamente complessi che, oltre ai problemi tecnici di regolazione e controllo, oggi risolti con sistemi elettronici ed informatici molto avanzati, debbono affrontare i grandi temi dell‟aumento del rendimento termodinamico dei processi sia per evidenti ragioni di economia di combustibile, sia per le conseguenti e collegate problematiche di impatto ambientale. 2.3 Centrali nucleari La produzione di energia elettrica da combustibile nucleare, già verso la fine degli anni 60, si è resa competitiva rispetto ad altri tipi di impianti termoelettrici. Nella sua pur breve storia, 7 l‟energia nucleare ha avuto evoluzioni molto complesse sia sotto il profilo tecnico-scientifico e sia sotto il profilo dell‟accettabilità sociale e ambientale. Assieme allo sviluppo degli impianti con le varie filiere (sistemi di funzionamento del reattore nucleare), ha assunto importanza sempre crescente il problema economico – con aspetti anche polemici per i suoi riflessi socio politici – soprattutto relativamente alla valutazione degli oneri di costruzione e di ammortamento (in rapporto alla vita utile degli impianti) e successivamente anche per quelli di smantellamento per le ovvie conseguenze di natura ambientale e di sicurezza 8 . Sui primi due oneri ha avuto peraltro una significativa incidenza anche la sempre maggiore sicurezza richiesta, anche in rapporto alle dimensioni crescenti dei reattori stessi. L‟accettabilità degli impianti nucleari è stata influenzata da fattori molto significativi che tuttavia hanno inciso in maniera non univoca e talvolta addirittura 6 R. Rova op.cit. 7 La prima applicazione pratica delle sperimentazioni nel campo della fissione (il fenomeno che regola la generazione nucleare attuale) ebbe luogo ad opera di una equipe diretta dal fisico italiano Fermi il 2 dicembre 1942. Cfr. Storia dell‟industria elettrica Edizioni Laterza (a cura Enel) 1994. 8 R.Rova op. cit.
  • 10. 8 divaricante. Le conseguenze si sono manifestate con fasi di accelerazioni, di rallentamenti e anche di stasi nella realizzazione di nuovi impianti. Il Governo in carica ha in programma la realizzazione di quattro centrali nucleari di terza generazione avanzata, di circa 1000 MW ciascuna, i cui lavori dovrebbero iniziare entro il 2013. 2.4 Centrali geotermoelettriche L‟energia geotermica 9 può essere utilizzata sia per la produzione di energia elettrica che direttamente sotto forma di calore. Quest‟ultima applicazione è quella generalmente presa in considerazione quando i fluidi geotermici hanno temperature troppo basse per poter produrre energia elettrica con rendimenti accettabili. L‟Italia, ancor prima della seconda guerra mondiale, vantava un indiscusso prestigio internazionale in questo settore, che l‟Enel ha continuato a tenere desto. Il bacino di Larderello è uno dei centri geotermici più grandi al mondo. L'energia geotermica permette oggi di coprire il 25% del fabbisogno di elettricità della Toscana, dato grazie al quale la Regione ha superato gli obiettivi comunitari del 2010 legati al protocollo di Kyoto. I progetti di esplorazione hanno l‟obiettivo di accertare l‟esistenza di fluidi geotermici atti alla produzione di energia elettrica e/o calore e di valutarne le caratteristiche e le potenzialità. 2.5 Centrali utilizzanti energie rinnovabili Si è soliti definire rinnovabile l‟energia di origine endogena della terra e quella proveniente dal sole a confronto con l‟energia ottenibile dall‟utilizzazione dei combustibili fossili (carbone, petrolio e gas) le cui riserve, per quanto vaste, hanno comunque dimensioni finite. 2.5.1 Energia dal sole L‟energia solare può essere utilizzata per riscaldare acqua o altri fluidi, per produrre calore o generare elettricità con un ciclo a vapore tradizionale; oppure essere trasformata direttamente in elettricità sfruttando l‟effetto fotovoltaico. 9 Per energia geotermica si intende il calore naturale della terra. Esso si trova in forma dispersa e a profondità troppo elevata per poter essere sfruttato industrialmente. Pertanto per un‟effettiva possibilità di estrazione e utilizzazione pratica è necessario individuare le zone dove il calore si è concentrato in spazi ristretti e a profondità economicamente accessibili. Enel Le fonti rinnovabili D.S.R. ed. 1991.
  • 11. 9 L‟energia solare è la fonte di energia più diffusa, disponibile ovunque in modo gratuito e in quantità largamente superiore ai fabbisogni energetici; la sua utilizzazione tuttavia presenta problemi tecnici ed economici che rendono notevole il divario tra le capacità potenziali e le possibilità pratiche di impiego. Un primo problema è rappresentato dalla bassa densità energetica dell‟energia solare, che, unita al valore modesto dei rendimenti di conversione, rende necessario l‟impiego di ampie superfici di raccolta, con conseguenti elevati costi di impianto. 10 Un secondo svantaggio dell‟energia solare è dato dalla discontinuità, dovuta non solo all'alternanza del giorno e della notte e al ciclo delle stagioni, ma soprattutto alla variazione delle condizioni meteorologiche. Ad essa si deve far fronte o con sistemi di accumulo di energia o con integrazioni fornite da impianti che utilizzano altre fonti energetiche. Per la produzione di energia elettrica solare i programmi di ricerca sono rivolti essenzialmente al settore fotovoltaico, 11 che è caratterizzato dal maggior contenuto di innovazione e con maggiori potenzialità di progresso tecnologico. Attualmente il costo dell‟energia prodotta con sistemi fotovoltaici è lontano dalla competitività senza il ricorso agli incentivi statali. Le ricerche in corso sono volte all‟utilizzo di nuovi materiali ed a migliorare i processi di produzione. A Siracusa è in fase avanzata di realizzazione il progetto Archimede, ideato dal Premio Nobel Rubbia e sviluppato dell‟Enea. Il calore del sole è concentrato su tubi nel cui interno circola un fluido particolare scaldato fino ad una temperatura sufficiente a produrre vapore come una normale caldaia. 2.5.2 L‟energia dal vento Quella del vento è la fonte energetica rinnovabile che offre maggiori possibilità di competitività, nel medio termine, con le fonti tradizionali nella produzione di energia elettrica. Si tratta di una forma di energia molto diffusa che si rende 10 Conphoebus Ricerca applicata e Servizi innovativi. Stampa Janusa Roma 1995. 11 Il processo fotovoltaico si basa sulla proprietà che hanno alcuni materiali semiconduttori come il silicio, opportunamente trattati, di generare direttamente energia elettrica quando sono colpiti dalla radiazione solare. I generatori che utilizzano questo principio sono conosciuti con il nome di celle solari o celle fotovoltaiche. Un certo numero di celle, opportunamente collegate in serie e parallelo, formano un modulo, che è l‟unità fondamentale di un impianto fotovoltaico.
  • 12. 10 disponibile sotto forma meccanica ed è perciò trasformabile con buon rendimento in elettricità. La quantità di energia eolica disponibile è teoricamente grandissima, ma la possibilità di utilizzarla è fortemente limitata dalla sua irregolarità e incostanza e da una concentrazione energetica relativamente bassa. Le macchine eoliche derivano dai tradizionali mulini a vento e sono costituite essenzialmente da un rotore, formato da alcune pale fissate su un mozzo e progettate per sottrarre al vento parte della sua energia cinetica per trasformarla in energia meccanica e quindi elettrica. Nel campo dell‟energia eolica i programmi di ricerca sono diretti all‟effettuazione di indagini anemologiche per individuare i siti idonei all‟installazione di impianti eolici, alla sperimentazione di aerogeneratori di media taglia (da qualche decina di kW ad alcune centinaia di kW), all‟esercizio sperimentale di centrali che raggruppano più macchine, allo sviluppo e alla sperimentazione di aerogeneratori di grande taglia (anche oltre 1000 kW). 2.5.3 Biomasse e riutilizzo dei rifiuti Si definiscono biomasse i tradizionali combustibili vegetali, i residui agricoli e forestali, gli scarti delle produzioni agroalimentari, nonché i reflui degli allevamenti zootecnici e le parti organiche dei rifiuti urbani. Esse rappresentano, unitamente ai combustibili fossili, le più complesse forme di accumulo di energia solare forniteci dalla natura. 12 La biomassa, in un ciclo di utilizzazione capace di sostenere il rinnovamento, può essere considerata risorsa rinnovabile e quindi inesauribile nel tempo. L‟apporto energetico di questi combustibili ha raggiunto nel mondo una percentuale significativa: esso copre, infatti, circa il 15% di tutta l‟energia prodotta. Per i Paesi in via di sviluppo a più basso reddito, il contributo delle biomasse è invece dell‟ordine del 70%, mentre per quelli industrializzati esso si riduce a valori del 2%. 12 Tramite il processo di fotosintesi clorofilliana le piante utilizzano, infatti, l‟irraggiamento solare per convertire l‟anidride carbonica atmosferica nelle complesse molecole che formano gli organismi vegetali: carboidrati, lignina, proteine, oli e cere. Cfr. Conphoebus Ricerca applicata e Servizi Innovativi. Stampa Janusa Roma 1995.
  • 13. 11 La forma di impiego più tradizionale è quella della combustione diretta per produzione di calore. Negli ultimi anni però si stanno sviluppando tecnologie più avanzate per la trasformazione delle biomasse in combustibili, bio-oli, bio-carboni e bio-gas, attraverso processi di piroscissione, digestione anaerobica, gassificazione e fermentazione alcolica. Tra le ragioni che spingono a favore di un maggior uso di questa risorsa, oltre ai benefici di carattere ambientale, dovuti al fatto che le biomasse sono esenti da zolfo, e che il loro utilizzo energetico non provoca aumento di CO2 (la CO2 liberata nella combustione è compensata da quella assorbita durante l‟accrescimento delle piante), si deve aggiungere, in ambito europeo, che le colture energetiche potrebbero dare un importante contributo alla risoluzione del problema delle colture eccedentarie. 3 Trasmissione Si è già detto che il sistema elettrico generalmente adottato nel mondo è quello trifase a corrente alternata; l‟aumento della tensione - mediante trasformazione - consente la trasmissione a grandi distanze di notevoli potenze elettriche, riducendo le perdite di energia e le cadute di tensione. E‟ per questo che in Italia e in tutta l‟Europa Occidentale la tensione massima attualmente utilizzata – anche per i collegamenti internazionali – è pari a 380 KV. Le linee elettriche aeree con conduttori nudi sono meno costose di quelle in cavo. La differenza di costo aumenta con il crescere della tensione della linea. Pertanto gli elettrodotti di trasmissione ad alta ed altissima tensione a corrente alternata sono di norma del tipo aereo. In casi particolari, soprattutto all‟interno delle centrali o delle stazioni primarie, si può fare ricorso a cavi. I cavi ad altissima tensione, oltre una determinata lunghezza, presentano gravissimi problemi di natura elettromagnetica. Agli impianti di trasmissione sono intrinsecamente collegate le stazioni di trasformazione ubicate in adiacenza alle grandi centrali di produzione e ai principali nodi della rete di trasmissione per consentire l‟alimentazione dei carichi elettrici.
  • 14. 12 4 Distribuzione Dal punto di vista tecnico si definiscono impianti di distribuzione di energia elettrica a corrente alternata quelli a media e bassa tensione attraverso i quali si raggiungono i singoli centri di utilizzazione. Le linee MT per la distribuzione (generalmente da 10 a 30 KV) possono essere aeree o in cavo. Le linee MT in cavo sono realizzate nei centri urbani e vengono di norma posati lungo le strade. Anche le linee a bassa tensione (BT) – di norma 400/230 V - sono del tipo aereo o in cavo. Nelle aree urbane le linee a BT sono ormai realizzate sempre in cavo sotterraneo. 5 L’economia degli impianti elettrici 5.1 I costi Nella progettazione degli impianti in generale bisogna prendere in considerazione non solo le spese di costruzione ma anche quelle di gestione e di esercizio. In particolare per gli impianti elettrici, nella progettazione possono presentarsi soluzioni tecnicamente equivalenti fra le quali è opportuno operare una scelta in base a considerazioni di carattere economico. Per produrre, distribuire e vendere energia elettrica è necessario costruire le centrali di produzione, gli impianti di trasporto e di distribuzione e disporre di una organizzazione che permetta di gestirli. Tutti gli impianti hanno una loro vita industriale (che non coincide con la loro durata fisica) trascorsa la quale non sono più in grado di funzionare in modo economicamente conveniente, sia per deperimento dei materiali sia perché tecnologicamente obsoleti, per cui si renderà necessario via via sostituirli. Per ottenere questo risultato è necessario accantonare anno per anno delle somme di denaro in modo che alla fine della vita industriale di ogni componente sia disponibile una cifra adeguata per ricostruirlo. Tale accantonamento è appunto l‟ammortamento. Fra i diversi possibili tipi di ammortamento quello più correntemente seguito è l‟ammortamento costante consistente nell‟accantonare ogni anno una stessa cifra. Nella tabella si riportano le durate e le quote di ammortamento costanti delle principali parti degli impianti elettrici consentite dal fisco:
  • 15. 13 Durate e quote di ammortamento costante degli impianti elettrici. Denominazione durata ammortamento anni in % Fabbricati 33 3 Alternatori e trasformatori 25 4 Centrali idroelettriche (escluso fabbricati) 15 7 Centrali termoelettriche (escluso fabbricati) 11 9 Linee di trasporto 25 4 Stazioni di trasform. (esclusi fabbricati) 15 7 Impianti di distribuzione 13 8 Praticando l‟ammortamento costante non si tiene conto degli interessi maturati sulle quote già accantonate e pertanto si ottiene una certa compensazione della svalutazione monetaria. Costruiti gli impianti, e garantita la loro continuità nel tempo, bisogna farli funzionare regolarmente e quindi sostenere le spese di gestione annue: i costi di esercizio. Tali costi riguardano le spese per il personale, quelle di manutenzione e generali, le imposte non relative ai capitali e quanto altro compete alla gestione ordinaria. Dei costi di esercizio fanno parte, quando presenti, quelli per il combustibile di cui però in genere si tiene conto a parte, data l‟entità degli stessi. 5.2 Le tariffe dell‟energia elettrica La struttura dei costi di produzione dell‟industria elettrica differisce in modo sostanziale da quella delle industrie manifatturiere. Queste, infatti, hanno la possibilità di produrre beni di qualità e costi diversi e di immagazzinarli nei periodi di scarsa richiesta per metterli in commercio in quelli di punta con una ottimale utilizzazione degli impianti. L‟industria elettrica non gode, di fatto, di questo privilegio in quanto produce come unico bene il kWh che di fatto non può immagazzinarsi in quantità apprezzabili e pertanto deve essere prodotto e distribuito nello stesso istante in cui viene richiesto dall‟utente-cliente. Ne deriva che il costo di produzione del kWh è condizionato dal
  • 16. 14 posto che esso occupa nel diagramma di produzione (ore di punta o di basso carico, con conseguente differenziata utilizzazione degli impianti) oltre che ovviamente dalla natura della sorgente primaria sfruttata per la produzione di energia elettrica (acqua, carbone, olio combustibile, combustibili nucleari etc.). A partire da queste considerazioni si comprende facilmente come sia stato necessario adottare una differente filosofia per determinare un idoneo sistema tariffario per il pagamento dei consumi di energia elettrica. Le soluzioni via via adottate si presentano alquanto diverse in dipendenza da molteplici fattori (retaggio di impostazioni tradizionali, natura economica delle imprese, caratteristiche degli impianti, politica energetica seguita, etc.) anche se obiettivo comune è stato sempre quello:  di coprire i costi complessivamente sostenuti dall‟impresa per fornire il servizio;  di indirizzare l‟utente verso una migliore utilizzazione dell‟energia elettrica. Ne consegue che la determinazione di una tariffa elettrica deve discendere da uno schema logico che preveda anzitutto l‟individuazione e la classificazione dei costi, in relazione ai fattori che li determinano, e quindi, l‟imputazione dei costi ai singoli utenti. Questa impostazione, ovviamente, può essere alterata da vincoli di natura politica e sociale, quali l‟omogeneità dei corrispettivi su tutto il territorio nazionale o l‟introduzione di specifiche agevolazioni tese a sostenere determinate classi di utenti. I costi di un‟impresa di produzione e distribuzione di energia elettrica possono ripartirsi in due grandi categorie: costi fissi e costi variabili. I primi13 sono quelli che non dipendono dalla quantità di energia venduta e sono costituiti fondamentalmente dagli oneri del capitale investito (costo del denaro ed ammortamento) per realizzare gli impianti e dall‟aliquota di spese di esercizio (personale, manutenzione e spese generali) che l‟impresa deve comunque sostenere per espletare le sue funzioni e garantire l‟efficienza degli impianti. I costi variabili sono quelli che dipendono direttamente dalla quantità di energia venduta e sono costituiti fondamentalmente dal costo dei combustibili e dalla quota parte dei costi di personale e manutenzione dipendenti dall‟effettivo utilizzo degli impianti. 13 I costi fissi hanno una notevole rilevanza, dato il carattere immobiliare delle imprese elettriche.
  • 17. 15 I costi fissi, peraltro, al fine di correlare meglio la tariffa alla struttura dei costi, si prestano ad un‟ulteriore ripartizione in costi-utenza e costi-potenza, ascrivendo al primo gruppo i costi che dipendono solo dal fatto che l‟impresa elettrica deve gestire degli utenti. Si tratta, in generale, dei costi connessi alla misura e fatturazione dei consumi ed alla esazione del relativo ammontare. I costi-potenza sono così chiamati in quanto raggruppano gli oneri fissi che dipendono dalla consistenza degli impianti e quindi dalla potenza richiesta dagli utenti. In realtà, accanto a termini quantitativi, occorre tener conto anche della diversa “qualità” delle forniture. Infatti, in conseguenza della consistenza delle immobilizzazioni tecniche, l‟entità dei costi sopportati da un‟impresa elettrica è fortemente influenzata dal livello di tensione a cui viene effettuato il prelievo. 14 5.3 I problemi del libero mercato dell‟energia elettrica Si ritiene ora opportuno fare una breve sintesi dei sistemi elettrici privilegiando ovviamente l‟aspetto economico. Alcuni elementi si appalesano evidenti:  la complessità dei sistemi sotto il profilo tecnico – sia costruttivo che gestionale – che certamente (e non solo per le centrali nucleari) si situano ai limiti della tecnologia più avanzata;  la difficile strutturazione dei sistemi gestionali considerando anche il rapporto con il cliente/utente;  l‟esigenza di enormi finanziamenti per progettazione, costruzione, gestione e costanti adeguamenti del sistema (non esclusa la componente amministrativa);  le caratteristiche peculiari del sistema stesso. 5.3.1 Il monopolio naturale Relativamente alle caratteristiche peculiari del sistema elettrico si può affermare l‟esistenza di un vero e proprio monopolio naturale. In effetti esistono strutture, come ad esempio quelle necessarie per il raggiungimento del singolo utente in BT, che 14 Il costo del kWh prodotto mediamente si raddoppia all‟uscita dello stadio MT e diventa pressoché triplo all‟uscita dello stadio di distribuzione a BT.
  • 18. 16 ovviamente hanno caratteristiche di monopolio solo ed esclusivamente per ovvie ragioni di economia, risultando abbastanza evidente la possibilità di due o più linee di alimentazione e altrettanto palese l‟assurdo finanziario di una ripetizione di opere assolutamente superflue e non remunerabili in alcun modo. Ed infatti il maggiore sforzo che ha dovuto affrontare la legislazione comunitaria e quella nazionale è stato quello teso a superare le difficoltà insite nei vincoli del cosiddetto monopolio tecnico per giungere alla completa liberalizzazione dei sistemi elettrici. L‟Atto Unico e il Trattato di Maastricht (7.2.1992) individuarono nella realizzazione del “mercato interno-mercato unico” uno dei principali obiettivi da perseguire. L‟“abbattimento delle frontiere nazionali” ha toccato ogni settore, nessuno escluso, e quindi anche quello dell‟energia elettrica. Come noto, le Direttive comunitarie vincolano gli Stati membri per quanto riguarda il risultato da raggiungere, salva la competenza degli organi nazionali in merito alla forma e ai mezzi. Non potendo imporre a tutti i Paesi dell‟U.E. un modello unico, si è lasciata loro facoltà di scelta. Nel capitolo II si tratterà ampiamente delle direttive comunitarie che hanno avviato il processo di liberalizzazione del mercato elettrico riconoscendo cittadinanza europea ai modelli di riferimento a cui può ricondursi l‟organizzazione del sistema elettrico nei Paesi UE quali: l‟Acquirente Unico15 il Third Party Access16 . 5.3.2 L‟energia elettrica come bene/servizio Si è inoltre dovuto affrontare la questione sulla natura giuridica dell‟energia elettrica, per valutare se essa sia un prodotto, nel senso indicato nel Trattato di Maastricht, e quindi soggetta alla disciplina della libera circolazione delle merci, oppure un servizio e quindi sottoposta al regime applicabile, in via sussidiaria, alla libera circolazione dei servizi. Dal momento che il Trattato lasciava aperta tale alternativa, non restava che affidarsi all‟opera interpretativa e chiarificatrice dei Giudici di Lussemburgo, i quali 15 Un soggetto unico che contratta con i fornitori l‟acquisto dell‟energia per conto dei clienti 16 I clienti possono contrattare direttamente con i fornitori il prezzo per accedere alla rete
  • 19. 17 hanno affermato che “l‟energia elettrica costituisce una merce ai sensi dell‟art. 30 del Trattato”. L‟identificazione dell‟energia con la “cosa” non toglie il carattere di “servizio” alla continuità della prestazione che rientra sia nella definizione ex art. 60, sia nella categoria dei servizi di interesse economico generale, delineata nell‟art. 90. Le due qualificazioni non sono incompatibili, in quanto la prima (energia = merce, prodotto, bene) investe gli aspetti legati alla cessione, mentre la seconda definizione (energia= servizio) riflette tutto il processo di produzione e distribuzione, che consente all‟energia di arrivare ai punti di utilizzazione nella quantità e con le caratteristiche richieste. Dal dibattito tecnico, amministrativo e politico tra le diverse tendenze esistenti a livello europeo – come si avrà modo di vedere – è emerso alla fine un adeguato compromesso che consentirà la realizzazione di un mercato sufficientemente libero, sia pure attraverso regolamenti, discipline e norme. Da quanto precede – e anche da quanto in seguito sarà sviluppato – emerge in forma obiettiva che l‟energia elettrica è un “bene/prodotto” diverso da tutti gli altri. E ciò per le caratteristiche stesse del “bene/prodotto” e del “servizio” che lo rende disponibile al “cliente/utente” nella qualità desiderata, nel punto e nel momento voluto. La figura seguente riporta i principali fattori della qualità del servizio di distribuzione e di vendita dell‟energia elettrica che l‟Autorità per l‟energia elettrica e il gas impone, in Italia, alle imprese elettrofornitrici di mantenere entro limiti prefissati. NUMERO DI INTERRUZIONI INTERRUZIONI INTERRUZIONI STABILITÀ DELLA TENSIONE ALTRE CARATTERISTICHE DURATA INTERRUZIONI TEMPI DELLE PRESTAZIONI LETTURA E FATTURAZIONE CONTINUITA‟ DEL SERVIZIO CARATTERISTICHE DELLA TENSIONE QUALITA‟ “COMMERCIALE”
  • 20. 18 CAP.II LA NORMATIVA 1 Premessa Le problematiche inerenti la liberalizzazione dell‟energia elettrica hanno prodotto, in ambito europeo, nell‟ultimo scorcio del secolo scorso, un lungo e articolato dibattito tecnico-economico. Al fine di ridimensionare posizioni e rendite monopolistiche a favore dello sviluppo di attività di interesse collettivo nonché per l‟eliminare squilibri settoriali e regionali, si è dovuto ricorrere all‟intervento pubblico attraverso complesse normative sia comunitarie che nazionali. In questo capitolo saranno esaminati i punti salienti della legislazione che hanno avuto un ruolo fondamentale nel processo di liberalizzazione attuato in Italia. In particolare saranno presi in considerazione:  Direttiva 96/92/CE.  D.L. n° 79/99 noto come decreto Bersani.  Direttiva 2003/54/CE recepita in Italia dalle leggi n. 239/2004 e n.125/2007. 2 La Direttiva 96/92/CE Con la Direttiva 96/92/CE, poi abrogata dalla Direttiva 2003/54/CE, si è avviato un profondo processo di riforma che ha avuto come traguardo la completa apertura dei mercati nazionali, la costruzione di un mercato unico energetico e la creazione di un‟unica grande “Europa dell‟energia”17 producendo spazi per investimenti e miglioramenti di efficienza. Seppure abrogata si ritiene opportuno esaminarne rapidamente i principi fondamentali e i contenuti al fine di comprendere appieno il processo di liberalizzazione dell‟energia elettrica, avviata in Italia dal decreto Bersani che la recepì. Ogni Nazione presentava diversità e originalità di assetti organizzativi e di autorità di regolazione del sistema elettrico, dovute alle tradizioni istituzionali (centralismo, federalismo, localismo), agli squilibri economico-territoriali, alla disponibilità di risorse energetiche interne, alle culture politiche (statalismo o 17 F.Borotra in “La Direttiva europea e il suo recepimento in Francia” Energia n.1 1997.
  • 21. 19 liberismo) e anche alle finalità di interesse generale e politico che ogni Stato ritiene connesse all‟erogazione del servizio pubblico elettrico. Obiettivo della direttiva era di ricomporre queste diversità trovando un punto di convergenza iniziale e un percorso uniforme verso i principi comunitari che stanno alla base dell‟Unione Europea. 2.1 I principi fondamentali Una questione cruciale dei servizi pubblici è la loro compatibilità con i principi del mercato europeo: concorrenza e libertà di scambio. Il servizio elettrico aveva sempre operato in deroga alla regole di concorrenza dell‟articolo 90 comma 2 del Trattato CEE18 , stante il delicato equilibrio tra logica della concorrenza e del mercato da una parte e affidabilità e sicurezza del servizio medesimo dall‟altra. Lasciando il soddisfacimento della domanda ai meccanismi del libero mercato il suo espletamento non potrà che riverberarsi sui prezzi, sulla qualità del servizio o su entrambi. D‟altra parte l‟elettricità, essendo un bene insostituibile e quindi obbligato nel suo impiego, costituisce un fattore essenziale della crescita economica, degli equilibri territoriali, della competitività industriale; da qui nasce la necessità di garantire a tutti la piena disponibilità fisica e l‟uniforme accessibilità economica. Da ciò deve derivare l‟obbligo, imposto dalle Istituzioni alle imprese erogatrici del servizio elettrico, di renderlo disponibile a chiunque ne faccia richiesta, indipendentemente dalla sua specifica ubicazione, con il massimo di sicurezza, di affidabilità e continuità a breve e lungo periodo. Tale obbligo scaturisce proprio dal fatto che obiettivi di mera efficienza e redditività - altrimenti perseguiti dalle imprese produttrici - porterebbero a discriminare l‟erogazione del servizio a favore delle aree a maggiore densità di consumo e conseguentemente di minori costi. L‟imposizione di tale obbligo comporta due conseguenze:  il parziale superamento della logica dei costi unitari (d‟ogni categoria d‟appartenenza) come base di fissazione dei prezzi dell‟elettricità; 18 Le imprese che operano a fini di interesse pubblico sono esentate dall‟applicare le norme in tema di concorrenza ex art. 85 e 86, se ciò può ostacolare la missione di servizio pubblico.
  • 22. 20  la difesa di una qualche forma, più o meno forte, di coordinamento delle decisioni che assicuri una programmazione a lungo termine Nel passaggio al libero mercato le difficoltà erano di due tipi: tecniche e politiche. Le prime nascevano essenzialmente dalla difficoltà di movimentazione dell‟elettricità e dalla conseguente presenza di monopoli “naturali” nel settore del trasporto e in quello della distribuzione; esse furono superate mediante l‟apertura delle reti, riconoscendo tendenzialmente ai soggetti interessati il diritto di utilizzarle attraverso il pagamento di un corrispettivo. Le difficoltà di ordine politico sono state, invece, superate attraverso un laborioso compromesso che ha portato sia all‟elaborazione di due diverse formule di utilizzazione delle reti (cfr. I 5.3.1) - quella dell‟accesso dei terzi (Third Party Access, TPA) e quella dell‟Acquirente Unico (Single Buyer) - sia alla previsione di una certa gradualità nell‟apertura del mercato e sia all‟introduzione di numerose deroghe ed eccezioni. 2.2 Contenuto Obiettivo primario del processo di liberalizzazione è stato pertanto conseguire un mercato dell‟energia elettrica concorrenziale e non discriminatorio. L‟architettura di tale processo si è sviluppato su due livelli:  alcuni principi fondamentali o regole comuni per tutti gli Stati membri;  pieno diritto degli Stati di decidere le specifiche modalità attraverso cui rispettare tali principi. Il fondamento politico su cui si è ottenuto l‟unanimità dei consensi è stato, infatti, il rispetto delle diversità nazionali, mentre la base giuridica con cui attuarlo è stato il principio di sussidiarietà, sancito nel Trattato all‟art. 3B19 . Le regole comuni fissate dalla Direttiva non porteranno, quindi, a un riassetto elettrico uniforme in tutta Europa. La ragione della loro diversità sta tutta, ancora una volta, nel diverso modo di intendere il rapporto tra concorrenza ed interesse generale: e cioè nella diversa 19 L‟art. 3 B del Trattato stabilisce che la Comunità agisce secondo il principio di sussidiarietà intervenendo nei settori che non sono di sua competenza esclusiva “soltanto se e nella misura in cui gli obiettivi dell‟azione prevista non possono essere sufficientemente realizzati dagli Stati membri e possono, dunque, a motivo delle dimensioni e degli effetti dell‟azione in questione, essere realizzati meglio a livello comunitario”.
  • 23. 21 adesione all‟istituto del servizio pubblico ed ai vincoli che da questo derivano alla libertà di mercato. La direttiva ammette quindi anche la possibilità per gli Stati di adottare una programmazione a lungo termine idonea a coniugare interessi individuali con interessi generali: per cui essa spezza il legame, prima assoluto, tra servizio pubblico-interesse generale-monopolio. Per quanto riguarda le regole comuni assumono importanza fondamentale: la liberalizzazione dell‟attività produttiva, la trasparenza della contabilità, il regime di apertura e di accesso alle reti. 2.2.1 La produzione La generazione elettrica deve essere aperta alla libera concorrenza sulla base di un duplice sistema (art. 4): autorizzativo (non esclusivo) e gara d‟appalto. Con il regime autorizzativo (art. 5) le imprese possono investire o meno; una volta stabiliti e resi noti i criteri di rilascio delle autorizzazioni sarà il libero gioco del mercato a soddisfare le esigenze. Nel regime delle gare d’appalto (art. 6) è lo Stato – direttamente o tramite soggetti a ciò preposti20 – che programma le esigenze future, in termini qualitativi e/o quantitativi, e indice le necessarie gare (corredate di un contratto di acquisto di lungo termine) che devono svolgersi sotto controllo pubblico e con garanzie di trasparenza, onde assicurare le condizioni di parità tra tutti i soggetti. 2.2.2 Unbundling contabile Le imprese che si dedichino a più fasi della filiera elettrica - produzione, trasmissione e distribuzione - dovranno tenere nella loro contabilità interna “conti separati nelle varie attività…” (unbundling contabile) e consentire l‟accesso dell‟Autorità pubblica alla loro contabilità aziendale. Obiettivo della separazione contabile è impedire la formazione di rendite, legate ad attività ove l‟operatore è in posizione dominante, nonché evitare “sovvenzioni incrociate” tra diverse attività con trasferimenti finanziari da quelle gestite in monopolio, come trasmissione e distribuzione, verso quelle concorrenziali, come la generazione. 20 Gestore della rete o altro organismo designato.
  • 24. 22 È inoltre stabilito, nel caso in cui il mercato sia organizzato secondo il modello dell‟”acquirente unico” e la relativa funzione sia affidata ad una impresa verticalmente integrata, che l‟acquirente unico sia gestito separatamente (quindi unbundling non solo contabile ma anche gestionale) dalle attività produttive e distributive dell‟impresa integrata con conseguente esclusione dei flussi di informazioni fra l‟attività di acquirente unico e le altre attività elettriche dell‟impresa integrata. 2.2.3 I gestori della trasmissione e della distribuzione Il testo comunitario considera separatamente, ma con discipline parallele, la rete di trasmissione e la rete di distribuzione. Per ogni rete – o parti di rete – deve essere designato un gestore cui vengono assegnati compiti assai impegnativi, tali da farne, almeno nel caso del gestore della rete di trasmissione, il perno del sistema. Compete infatti al gestore della trasmissione (art. 7-8):  assicurare il funzionamento della rete e cioè la sua gestione, la sua manutenzione e, se del caso, il suo sviluppo, al fine di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti;  gestire in modo imparziale il traffico dell’energia e quindi sia la circolazione sia il dispacciamento (economico o di merito) tenendo conto dell‟interconnessione con altre reti;  garantire l’adeguatezza della rete, in termini di sicurezza, affidabilità ed efficienza. Il principio di imparzialità nel dispacciamento può consentire limitate deroghe a favore delle fonti rinnovabili o assimilate (ai relativi impianti può essere data la precedenza nell‟ordine di chiamata) o a favore delle fonti nazionali, onde garantire la sicurezza degli approvvigionamenti (in questo caso in misura annua non superiore al 15% dell‟energia consumata nello Stato membro interessato). Compiti analoghi a quelli del gestore della rete di trasmissione competono, salve le proporzioni e gli adattamenti del caso, al gestore della rete di distribuzione (art. 10-12).
  • 25. 23 2.2.4 Modalità di accesso dei terzi alle reti Per quanto attiene alle modalità di accesso dei terzi alle reti, l‟art. 16 della Direttiva prevede più opzioni per gli Stati:  Accesso negoziato: gli utilizzatori (produttori, clienti liberi, eventuali fornitori diversi dai distributori) negoziano, caso per caso, con ciascuno dei gestori (trasmissione o distribuzione) (art. 17.3).  Accesso regolamentato: conferisce agli utilizzatori un diritto di accesso sulla base di “tariffe pubblicate” (art. 17.4) Queste due opzioni si inscrivono al modello del TPA. L‟altro modello consentito è quello dell‟Acquirente unico: esso dovrà pervenire “a risultati economici equivalenti” (art. 3) del modello del TPA. Lo Stato che adotterà questo sistema dovrà anzitutto designare “una persona giuridica come acquirente unico”, assicurandone la neutralità rispetto a tutti gli operatori, specie se titolare di una impresa integrata (in tal caso dovrà esservi piena separatezza gestionale). L‟acquirente unico può essere tenuto a ricomprare l‟energia che i clienti idonei (quelli che possono scegliere il proprio fornitore), legati alla sua rete, acquistino da terzi (nei limiti del loro consumo) a condizioni tali che consentano a tali clienti di lucrare la differenza di un acquisto più vantaggioso – rispetto alla tariffa pagata – e di ottenere quindi l‟energia ad un costo effettivo equivalente a quello che potrebbero conseguire in regime di TPA. In entrambi i modelli il costo dell‟energia sopportato dal cliente idoneo dovrebbe corrispondere al prezzo ottenuto sul mercato libero, maggiorato del costo di percorso sulla rete (pedaggio) da corrispondere al gestore della stessa. Il gestore – giuridicamente obbligato a far accedere i clienti alla sua rete – può, tuttavia, legittimamente negare il passaggio quando non disponga della capacità necessaria: il diniego naturalmente deve essere debitamente motivato (art. 17.5 e art. 18.4). L‟impossibilità di assicurare fin dall‟inizio a tutti i clienti la piena libertà di approvvigionamento, in relazione ai vincoli fisici frapposti dalla rete, determina la necessità di un doppio mercato dell‟elettricità:
  • 26. 24  quello dei clienti maggiori detti idonei o eligibili, i quali sono abilitati ad acquistare l‟energia da produttori o operatori diversi dal distributore locale;  quello dei clienti vincolati, i quali non godono di tale facoltà e devono approvvigionarsi necessariamente presso il distributore locale. L‟individuazione dei clienti liberi (o idonei o eligibili) è demandata agli Stati, salvo quelli che consumano almeno 100 GWh/anno (per sito, autoproduttori compresi). 3 Il decreto Bersani Il decreto legislativo n° 79 emanato il 16 marzo 1999, noto come decreto Bersani, recependo la direttiva comunitaria 96/92/CE, ha di fatto introdotto in Italia la liberalizzazione del settore elettrico. La “Commissione Carpi”, istituita dal Ministero dell‟Industria, partendo dalla considerazione che per introdurre veramente stimoli all‟efficienza e all‟iniziativa nel settore elettrico non bastava semplicemente privatizzare l‟Enel ma bisognava piuttosto disegnare nuove regole per favorire la libertà di ingresso nel settore e un comportamento “virtuoso” dei soggetti già presenti nel senso che “non si può privatizzare senza liberalizzare e creare le condizioni per la concorrenza”.21 I principali suggerimenti sono stati: 1. mantenere il principio del servizio pubblico garantito dallo Stato; 2. dar vita a un doppio mercato (clienti vincolati e idonei); 3. adottare la soluzione dell‟Acquirente Unico; 4. definire i clienti idonei; 5. creare il “mercato elettrico all‟ingrosso”; 6. costituire una società separata da Enel, unica per tutto il Paese, concessionaria per la gestione della rete di trasmissione e il dispacciamento; 7. liberalizzare la produzione costituendo più società termoelettriche; 8. razionalizzare la situazione della distribuzione; 9. mantenere gli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate; 10. ammettere l‟integrazione verticale (tra produzione e distribuzione) imponendo, sopra una certa soglia, la separazione contabile e societaria. 21 Luigi De Paoli in “Alcune ragioni della proposta di riforma del sistema elettrico italiano” Economia delle fonti di energia e dell‟ambiente n. 1 1997.
  • 27. 25 Un ulteriore passo verso il recepimento della Direttiva del „96 è stata la Legge Comunitaria 24/4/98 n. 128, che all‟art. 36 (Norme per il mercato dell‟energia elettrica) delega il Governo a recepire la Direttiva entro alcuni principi. I punti aggiuntivi riguardano:  il principio della tariffa unica per i clienti non idonei;  l‟introduzione dell‟Acquirente Unico;  l‟aggregazione dei distributori operanti in uno stesso territorio (“valorizzando le imprese degli Enti locali”). 3.1 Aspetti centrali del decreto Per agevolare l‟apertura del mercato elettrico si stabilì che l‟Enel doveva operare la separazione societaria tra:  produzione;  trasmissione;  distribuzione (con la vendita ai clienti non idonei);  vendita ai clienti idonei, configurandosi come una holding “industriale” e non solo finanziaria. 3.1.1 Produzione L‟art. 8, relativo all‟apertura del mercato della produzione, scelse, tra i due sistemi indicati a tal fine dalla Direttiva, la procedura di autorizzazione. Il settore risulta sottoposto a due principi: quello del regime autorizzativo delle attività di costruzione ed esercizio di nuovi impianti, nonché di modifica di quelli esistenti, purché si tratti di impianti da fonti convenzionali; nonché quello del limite, a partire dall‟1/1/2003, alla produzione e all‟importazione, diretta o indiretta, di un quantitativo di e.e. non superiore al 50% del totale prodotto ed importato in Italia. Il secondo vincolo tocca la posizione che l‟Enel deteneva in materia di produzione da fonti convenzionali e di importazione. Soltanto la produzione di energia da fonti rinnovabili è liberalizzata completamente, essendo sottoposta solo all‟obbligo di comunicazione al Ministero Industria e all‟Enel. In materia di autoproduzione, invece, l‟art. 2 reintroduceva nuovamente il limite di utilizzazione minimo del 70% dell‟energia prodotta che, presente nella legge di nazionalizzazione n. 1643 del 1962, era stato eliminato, dapprima dalla 287/90 e
  • 28. 26 successivamente, per la produzione di energia elettrica, dall‟art. 20 della legge n. 9 del 1991. Nel valutare l‟introduzione di tale limite bisogna tener conto del fatto che la Direttiva 96/92/CE definisce autoproduttore il soggetto che produce energia elettrica “essenzialmente” per uso proprio, senza fissare limiti minimi di fabbisogno effettivo. In conseguenza del vincolo che direttamente la riguarda, l‟Enel è obbligata a cedere 15.000 MW della propria capacità produttiva(circa il 25% del suo contestuale parco impianti). Furono pertanto costituite tre società elettriche, denominate GenCo (generation company), aventi ciascuna un determinato numero di centrali elettriche fino a quel momento di proprietà dell'Enel per una potenza complessiva di almeno 15.000 MW. Le tre società erano:  GenCo 1 - Eurogen con una potenza totale degli impianti pari a 7.008 MW;  GenCo 2 - Elettrogen con una potenza totale degli impianti pari a 5.438 MW;  GenCo 3 - Interpower con una potenza totale degli impianti pari a 2.611 MW; Queste tre società sono state messe in vendita secondo opportune modalità garantendo la riduzione della capacità produttiva dell'operatore dominante e la nascita di operatori concorrenti. La Genco 1, Eurogen, è stata acquistata nel maggio 2002 da un gruppo di investitori che hanno conferito tale capacità produttiva alla società Edipower S.p.A. La GenCo 2, Elettrogen è andata nel settembre 2001 ad un consorzio formato dalla società spagnola Endesa e dalla municipalizzata di Brescia ASM Brescia e da altri azionisti minori. La GenCo 3, Interpower, è stata acquistata nel novembre 2002 da una società formata da Acea, la società belga Electrabel Suez S.A. e altri investitori italiani con quote di minoranza. Occorre ricordare che all'apertura del mercato elettrico oltre all'ENEL e a soggetti investitori privati il mercato vide anche l'ingresso delle municipalizzate di alcune grandi città italiane come Milano, Roma e Torino, che dotate di propria capacità di generazione, poterono vendere la propria elettricità come gli altri produttori. Come già accennato, è ammessa solo una limitazione al principio dell‟imparzialità nell‟accesso alla rete di trasmissione, costituita dalla preferenza
  • 29. 27 accordata all‟utilizzazione prioritaria dell‟energia prodotta da fonti rinnovabili e da cogenerazione. Per incentivare lo sviluppo delle fonti di energia rinnovabili, a vantaggio di una politica industriale energetica attenta alla tutela dell‟ambiente e alla riduzione delle emissioni di CO2, il decreto introduce l'obbligo per produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili di immettere ogni anno in rete una percentuale di tale energia pari al 2% dell'energia prodotta o importata nell'anno precedente per la parte eccedente i 100 GWh. Tale valore percentuale è suscettibile di un incremento annuale pari allo 0,35%. Quei produttori e importatori di energia elettrica che non abbiano venduto la percentuale imposta di energia proveniente da fonti rinnovabili saranno obbligati a comprare i cosidetti certificati verdi che vengono riconosciuti dal Gestore dei Servizi energetici (GSE, cfr.3.1.2) ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili.  Lo "status" di impianto che produce da fonte rinnovabile viene riconosciuto tramite opportuna certificazione rilasciata dal GSE.  Il numero di certificati verdi che un produttore riceve dipende dalla quantità di energia elettrica prodotta nel corso di un anno di attività, infatti ogni certificato corrisponde ad un preciso numero di kWh di energia immessa in rete e dunque prodotta e consumata. Non c'è discriminazione tra energia prodotta da una fonte rinnovabile piuttosto che da un'altra (es. sole e vento). 3.1.2 Trasmissione Le attività di trasmissione e di dispacciamento sono disciplinate dall‟art. 3 che prevede un unico gestore che le eserciti in regime di concessione (il GRTN - gestore della rete di trasmissione nazionale), con la responsabilità della gestione dei flussi di energia, dei relativi dispositivi di interconnessione e dei servizi ausiliari necessari. L‟istituzione del Gestore consente di soddisfare la condizione del citato art. 7 della direttiva 96/92/CE che prevede che esso sia indipendente, almeno sul piano della gestione, dalle altre attività non connesse al sistema di trasmissione. La garanzia della funzione pubblica e della neutralità del servizio, al fine di assicurare l‟accesso paritario a tutti gli utilizzatori, appare soddisfatta da due principi che regolano fondamentalmente l‟attività del gestore: l‟obbligo di porre in essere ogni adempimento volto ad assicurare la sicurezza, l‟affidabilità, l‟efficienza e il
  • 30. 28 minor costo del servizio e degli approvvigionamenti nonché l‟obbligo di gestire la rete senza discriminazioni tra utenti o categorie di utenti. La disciplina opta per un modello completamente privatistico, anche nella forma, ossia per la società per azioni che l‟Enel è stata tenuta a costituire: Terna S.p.A. La ripartizione delle competenze tra il GRTN e Terna S.p.A. sono indicate nella figura seguente. Ripartizione competenze tra Gestore della rete e Società Trasmissione Enel Al GRTN furono conferiti “tutti i beni, i rapporti giuridici inerenti all‟attività del gestire stesso, compresa la quota parte dei debiti afferenti al patrimonio conferito e il personale necessario per le attività di competenza”; le azioni della società saranno poi assegnate a titolo gratuito al Ministero del Tesoro. Spetta infatti Ministro dell‟Industria:  determinare l‟ambito della rete di trasmissione nazionale;  definire gli indirizzi strategici ed operativi del gestore, oltre quelli relativi agli interventi da effettuare sulla rete; GRTN Terna Garantisce sicurezza, affidabilità, efficienza Individua e delibera gli interventi della rete Delibera gli interventi di manutenzione Gestisce i flussi di energia Proprietà della rete e suo utilizzo nei limiti previsti Teleconduzione a mezzo CT Esecuzione manutenzione Realizzazione investimenti ESERCIZIO MANUTEN ZIONE SVILUPPO RETE Obbligo di connessione ad altri soggetti
  • 31. 29  determinare la data in cui la società assume la titolarità delle funzioni di gestore della rete di trasmissione (restando l‟Enel fino a quella data responsabile del corretto funzionamento della rete e del dispacciamento);  rilasciare la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento;  esercitare, d‟intesa con il Ministro del Tesoro, i diritti dell‟azionista. Il peso significativo dei poteri attribuiti al Ministro dell‟Industria nasce dall‟esigenza di garantire la sicurezza e l‟economicità del sistema di generazione elettrica nazionale. Non si può tuttavia non notare il gravame di tali poteri (primo fra tutti quello di stabilire gli indirizzi strategici) su una società che è, ad ogni effetto, un soggetto disciplinato dal diritto privato. In questo segmento del mercato elettrico, tuttavia, come bilanciamento si è assegnato un importante ruolo di garanzia all‟Autorità per l‟Energia Elettrica e il Gas (AEEG22 ), cui spetta stabilire le condizioni per garantire a tutti gli utenti della rete libertà di accesso a parità di condizioni, imparzialità e neutralità del servizio, nell‟obiettivo della più efficiente utilizzazione dell‟energia elettrica prodotta e/o immessa nel sistema elettrico nazionale, compatibilmente con i vincoli della rete. L‟affidamento dell‟attività di gestione della rete al “Gestore” pone la questione della competenza a svolgere gli interventi di manutenzione e di sviluppo della rete. Il decreto precisa che sulla base di convenzioni, stipulate tra Ministro dell‟Industria - su proposta dell‟AEEG – e le suddette società di trasmissione, si dovranno disciplinare gli interventi di manutenzione e di sviluppo della rete stessa. Al gestore va la competenza di assumere decisioni nell‟ambito della manutenzione e dello sviluppo, un‟adeguata remunerazione delle attività e degli investimenti, le modalità di accertamento delle disfunzioni e delle inadempienze. Le società di trasmissione, proprietarie dell‟infrastruttura, si pongono quindi come materiali esecutori di tali operazioni 22 Autorità indipendente di regolazione alla quale è affidata la funzione di garantire la promozione della concorrenza e dell‟efficienza del settore elettrico e del gas, istituita ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481. Relativamente all‟attività svolta dal GME, l‟AEEG ha competenza tra l‟altro per la definizione delle regole per il dispacciamento di merito economico e dei meccanismi di controllo del potere di mercato.
  • 32. 30 Il 31 maggio 1999, secondo il decreto, viene attuata la divisione societaria della rete di trasmissione nazionale di proprietà dell'ENEL e nasce così Terna S.p.A. All'inizio l'ex monopolista ha ancora la proprietà della rete in quanto possiede la totalità delle azioni della nuova società, mentre la gestione operativa è affidata al GRTN che ne ha invece il controllo pubblico. Terna diventerà pienamente indipendente a seguito della quotazione, alla Borsa di Milano il 23 giugno 2004, del 50% del pacchetto azionario di Terna e con la successiva vendita da parte di ENEL di un'ulteriore 13,86% del capitale azionario in suo possesso ad investitori istituzionali. La piena indipendenza di Terna dall'ENEL elimina l'esigenza di una gestione terza della rete e di fatto le competenze del GRTN relative alla rete sono trasferite a Terna23 che di fatto diventa concessionaria e gestore della rete. Dopo tale trasformazione, avvenuta nel 2005, il GRTN ha mutato il proprio compito diventando così Gestore Servizi Energetici (GSE). Assieme alla gestione della Trasmissione di Energia Elettrica a Terna viene affidata anche la funzione di Dispacciamento, ovvero la gestione in tempo reale dei flussi di energia sulla rete elettrica in modo da garantire l'uguaglianza tra energia immessa in rete e energia consumata, condizione irrinunciabile per il corretto funzionamento del sistema elettrico. Dato che tale business viene gestito attraverso un monopolio, le tariffe che Terna può applicare per erogare il suo servizio sono determinate da norme emesse dall‟AEEG. 3.1.3 Distribuzione: La vendita ai clienti vincolati continuerà ad essere effettuata dai distributori attuali fino al 2030; successivamente nessuno potrà distribuire elettricità a più del 25% dei clienti24 . L‟unica eccezione ha riguardato i Comuni allora serviti dall‟Enel e da una impresa pubblica locale, ove viene data una sola concessione. Le imprese avrebbero dovuto trovare un accordo per l‟aggregazione entro il 31/3/2001; in 23 Il 28 febbraio 2005 Terna SpA e il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale SpA, in osservanza a quanto disposto dal DPCM 11 maggio 2004, hanno sottoscritto il contratto per il trasferimento a Terna del ramo d‟azienda TSO (Transmission System Operator) del GRTN costituito da attività, funzioni, beni e rapporti giuridici. 24 La norma a riguardo non precisa se si tratti del 25% dei soli clienti “non idonei”, legati ad un distributore concessionario, o piuttosto del 25% del totale.
  • 33. 31 mancanza di questo, si avvia una procedura al termine della quale l‟impresa pubblica locale acquisirà il ramo d‟azienda dell‟Enel relativo alla distribuzione e vendita nel territorio comunale.25 La vendita ai clienti idonei è separata dalla distribuzione, mentre quella ai clienti minori resta integrata con essa. I clienti idonei cioè i clienti maggiori potevano rivolgersi subito al mercato libero. La prima soglia è stata quantificata in 30 GWh/anno, dal 1º gennaio 2000 ridotta a 20 GWh per arrivare a soli 9 GWh a partire dal 1º gennaio 2002. Dal 1º luglio 2004 tale fascia si è ulteriormente allargata permettendo a tutti i possessori di Partite IVA di poter accedere al libero mercato. L'ultima barriera alla liberalizzazione è caduta il 1º luglio 2007 (direttiva 2003/54/CE) quando anche per le utenze domestiche è stato possibile acquistare energia elettrica sul libero mercato. Nel periodo tra il 1º gennaio 2000 e il 1º luglio 2007 gli utenti di energia elettrica in Italia sono stati pertanto divisi in due grossi gruppi, che ovviamente cambiavano di consistenza con il procedere delle liberalizzazioni: i clienti idonei e i clienti vincolati. In mancanza di un monopolista è stato necessario istituire una figura, più precisamente un ente a controllo pubblico che si occupasse di fornire elettricità ai clienti vincolati acquistandola dalla pluralità di operatori che la producevano: tale figura è l‟Acquirente Unico (AU) (cfr.3.2). Il Decreto ha permesso che la vendita di energia elettrica si realizzi attraverso due modalità:  Contratti bilaterali, direttamente tra il venditore e il compratore;  Contrattazione nella Borsa Elettrica, tra il venditore e il compratore attraverso una piattaforma telematica. I venditori sono o società elettriche che producono l'energia che vendono o società di trading che pur non avendo capacità di generazione rivendono energia che comprano da altri operatori o che importano dall'estero. I compratori sono tutti quelli che possono accedere al libero mercato. 25 Più precisamente entro il 30/9/2000 le imprese locali possono chiedere all‟Enel la cessione del relativo ramo d‟azienda. Passato tale termine senza accordi, sarà una commissione arbitrale a determinare il prezzo di cessione, che deve essere definita entro il 31/3/2001.
  • 34. 32 3.2 L‟Acquirente Unico L‟Acquirente Unico (AU) è la Società per azioni del gruppo GSE, cui è affidato per legge il ruolo di garante della fornitura di energia elettrica alle famiglie e alle piccole imprese, a condizioni di economicità, continuità, sicurezza ed efficienza del servizio. Ha la funzione di stipulare e gestire i contratti di fornitura per garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva necessaria e la fornitura di energia elettrica nelle dette condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio nonché di parità di trattamento anche tariffario, per cui si prevede espressamente, in tema di contratti stipulati dall‟AU con i distributori, l‟applicazione di una tariffa unica ai clienti vincolati. 3.3 Il mercato dell‟energia all‟ingrosso I clienti idonei, dopo una prima fase di avvio in cui poterono stipulare contratti direttamente con i fornitori, furono regolati da un mercato organizzato sul modello della “borsa dell‟energia”. Questo modello, simile a quello vigente da tempo in Inghilterra 26 , prevede che ogni giorno i produttori di energia formulino le offerte per il giorno successivo, indicando quanta energia sono disposti a vendere e a quale prezzo, in ogni momento della giornata. Le offerte dei gestori sono poi affiancate alle previsioni della domanda e determinano il prezzo d‟equilibrio. Questo mercato viene organizzato dalla società GME (Gestore del Mercato Elettrico), che provvede proprio alla gestione economica in base al sistema delle offerte di vendita ed alle richieste di acquisto dell‟energia elettrica e servizi connessi, determinando l‟accesso dei produttori alla rete secondo il merito economico. Il GME ha forma di società per azioni, è interamente partecipato dal GSE a sua volta interamente partecipato dal Ministero dell‟Economia e delle Finanze. Il GSE controlla al 100% l‟AU. Al GME compete l‟organizzazione del mercato, con particolare riferimento ai produttori, considerato che il decreto prevede il criterio della concorrenza tra i 26 Nel Regno Unito questa funzione è assolta dalla National Grid Company, nata con la riforma dell‟Electricity Act nel 1989.
  • 35. 33 produttori, nonché i principi di neutralità, trasparenza e obiettività, oltre la garanzia di una adeguata riserva di potenza. L‟istituzione di un mercato elettrico disciplinato dall‟operatore di mercato secondo il sistema delle offerte non esclude un mercato libero parallelo al quale accedono i clienti idonei e nel quale è invece valorizzata la competenza dell‟AEEG. A questa è infatti attribuita la competenza a stabilire, per i contratti bilaterali, le clausole negoziali e le regolamentazioni tecniche indispensabili al corretto funzionamento del sistema elettrico; inoltre, essa è chiamata ad autorizzare, su richiesta degli interessati, i contratti bilaterali. L‟evoluzione del mercato elettrico italiano previsto dal decreto Bersani e dopo la costituzione dei suoi attori principali (GRTN -poi GSE-, GME e AU ) è schematizzato in figura 27 : 4 La direttiva 2003/54/CE L‟esperienza maturata con l‟attuazione della direttiva n. 96/92/CE ha mostrato i vantaggi che il libero mercato dell‟energia elettrica può garantire all‟economia, in termini di maggiore efficienza, riduzione dei prezzi, livelli più elevati del servizio e maggiore competitività, ma ha anche reso evidenti sia le carenze che le possibilità di migliorare il funzionamento del mercato elettrico, persistendo concreti ostacoli a 27 Il mercato elettrico del GME:finalità, organizzazione e funzionamento – febbraio 2004
  • 36. 34 un‟effettiva competitività e piena operatività di settore. La direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003 n. 2003/54/CE, «relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE» individua le esigenze primarie della liberalizzazione in corso e propone una serie di disposizioni quadro, nell‟intento di realizzare nel breve periodo un mercato elettrico pienamente operativo. 4.1 Applicazioni e contenuti La direttiva 2003/54/CE propone agli Stati membri una linea di azione finalizzata a garantire la realizzazione di un mercato interno dell‟energia elettrica pienamente operativo, in cui prevalgano condizioni di concorrenza leale. Nella consapevolezza che questa finalità non possa essere stata realizzata in misura sufficiente dagli Stati membri, in base al disposto dell‟art. 5 del Trattato istitutivo della Comunità europea (Principio di sussidiarietà) essa stabilisce, a livello comunitario, le norme comuni per la generazione, la trasmissione, la distribuzione e la fornitura dell‟energia elettrica, definendo anche le norme organizzative e di funzionamento del settore, con specifico riferimento all‟accesso al mercato, ai criteri e alle procedure da applicarsi nei bandi di gara e nel rilascio delle autorizzazioni all‟apertura di nuove centrali nonché nella gestione dei sistemi di trasmissione e di distribuzione dell‟elettricità. La direttiva non va, peraltro, oltre quanto è necessario per conseguire il predetto obiettivo, in ottemperanza anche al “principio di proporzionalità” sempre enunciato dal predetto art. 5; essa, tuttavia, specifica a chiari termini i limiti dell‟assetto del mercato dell‟energia conseguente all‟applicazione della precedente direttiva e individua le azioni primarie necessarie all‟effettiva realizzazione di un sistema elettrico veramente integrato e liberalizzato. Con il suo preambolo, la direttiva 2003/54/CE fa, infatti, riferimento alle attuali problematiche del settore, individuando anche gli aspetti cui essa intende porre rimedio con le sue previsioni programmatiche. Sul piano dei contenuti la stessa ha natura di “direttiva quadro” per il fatto che le sue disposizioni sostituiscono, a far data dal 1° luglio 2004, quelle dell‟analoga direttiva n.96/92/CE (concernente norme comuni per il mercato interno) e anche della direttiva n. 90/547/CE (concernente il transito di energia elettrica sulle grandi reti); entro questa stessa data gli Stati membri sono tenuti a mettere in vigore le
  • 37. 35 disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie per conformarsi alle previsioni della direttiva, informandone la Commissione UE. 4.1.1 Obblighi delle imprese nazionali Al fine di realizzare un mercato dell‟energia elettrica concorrenziale, sicuro e, dal punto di vista ambientale, sostenibile, la direttiva 2003/54/CE impone agli Stati membri di astenersi da qualsiasi discriminazione tra le imprese riguardo ai loro diritti e obblighi, prescrivendo, in particolare, il compito di adottare, anche mediante lo strumento della “programmazione a lungo termine”, le misure necessarie a far sì che le imprese elettriche nazionali siano gestite nel rispetto dei principi da essa stabiliti, con specifico riguardo al servizio pubblico e agli aspetti ad esso relativi, quali la sicurezza dell‟approvvigionamento, la regolarità, la qualità e il prezzo delle forniture, nonché la tutela ambientale, compresa l‟efficienza energetica e la protezione del clima. In considerazione di tutti questi aspetti, ai fini della riforma del settore, gli Stati membri sono tenuti ad una serie di adempimenti contenuti negli art.3, 4 e 5 relativi a garanzie da parte dei fornitori circa il mix dei combustibili utilizzati, notizie di impatto ambientale, efficienza energetica ed esplicitazione della sicurezza degli approvvigionamenti e dei criteri tecnici di progettazione ed esecuzione delle attività. 4.1.2 Tutela dei consumatori Fatte salve le norme comunitarie relative alla tutela dei consumatori, di cui alle direttive n. 97/7/CE «riguardante la protezione dei consumatori in materia di contratti a distanza» (in G.U.C.E. L del 4 giugno 1997, n.144) e 93/13/CE «Clausole abusive nei contratti stipulati con i consumatori» (in G.U.C.E. L del 3 ottobre 1993,n. 228), la Direttiva elenca dettagliatamente (nell‟All. A) le misure concernenti il servizio pubblico che occorrerà introdurre a tutela degli utenti finali del sistema elettrico e riguardanti il livello di qualità del servizio, la trasparenza dei prezzi e delle tariffe, il diritto di recesso dai contratti, etc. 4.2 Autorità di regolamentazione nazionale e competenze La direttiva n. 2003/54/CE riconosce il ruolo primario delle autorità di regolamentazione nazionale al fine di assicurare la non discriminazione, l‟effettiva concorrenza e l‟efficace funzionamento del mercato dell‟energia elettrica.
  • 38. 36 Le autorità nazionali di regolamentazione devono, in particolare, poter fissare, esse stesse, o approvare le tariffe o le metodologie di calcolo delle tariffe sulla base di una proposta del gestore del sistema di trasmissione, del gestore del sistema di distribuzione, oppure sulla base di una proposta concordata tra detti gestori e gli utenti della rete. Nello svolgere questi compiti, le autorità nazionali di regolamentazione devono, peraltro, poter garantire che le tariffe di trasmissione e distribuzione siano non discriminatorie e rispecchino i costi effettivi del sistema. La direttiva n.2003/54/CE provvede, pertanto, a “ridisegnare” in chiave armonizzata le competenze delle predette autorità nazionali di riferimento, conferendole funzioni di controllo sulle capacità della rete di interconnessione, sulla trasparenza delle attività, sulle metodologie di calcolo delle tariffe, sulla risoluzione delle controversie, sulle misure adottate per la tutela della concorrenza e sul diritto alla riservatezza. 4.3 Attività di generazione e procedure di autorizzazione L‟apertura progressiva del mercato dell‟energia alla piena concorrenza presuppone l‟eliminazione delle differenze esistenti tra Stati membri in relazione alla possibilità di costruire nuove centrali e alle relative procedure autorizzative. Per disposto della direttiva si deve assicurare, in particolare, trasparenza e certezza nell‟attuazione della politica comunitaria in materia di energia e gli Stati membri devono garantire la possibilità di contribuire alla sicurezza dell‟approvvigionamento attraverso bandi di gara o procedure equivalenti per l‟assegnazione di nuove capacità che, anche ai fini della tutela dell‟ambiente e della promozione di nuove tecnologie nascenti in tutto il territorio dell‟UE, siano il più possibile omogenee e corrispondenti. Occorrerà, inoltre, assicurare una parità di trattamento a tutti gli utenti finali del sistema, indipendentemente dal luogo in cui venga effettuata la fornitura di energia, nell‟ambito dell‟UE. Ai fini della costruzione di nuovi impianti di generazione sul proprio territorio, gli Stati membri sono tenuti ad adottare un‟apposita procedura autorizzativa che sia conformata a criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori riguardo alla sicurezza del sistema, all‟impatto ambientale, all‟efficienza energetica, alla verifica delle
  • 39. 37 capacità realizzative del richiedente e della conformità del progetto alla qualità richiesta. Più in particolare, la direttiva n. 2003/54/CE prevede che i criteri e le procedure nazionali di autorizzazione dovranno essere resi pubblici e contemplare, per il caso del rifiuto di autorizzazione, l‟obbligo della relativa motivazione e la possibilità per il richiedente di fare ricorso. Qualora gli impianti di generazione in costruzione o le misure di efficienza energetica/gestione della domanda adottate a livello nazionale non siano sufficienti a garantire la sicurezza dell‟approvvigionamento, ovvero la tutela dell‟ambiente e della promozione di nuove tecnologie, gli Stati membri dovranno assicurare la possibilità di prevedere nuove capacità o misure di efficienza energetica/gestione della domanda, mediante il ricorso a una gara o ad altra equivalente procedura, sempre improntata al rispetto dei criteri di trasparenza e non discriminazione come prescritti dalla direttiva. 4.4 Norme a tutela dei clienti idonei Con specifico riferimento ai clienti idonei la direttiva n. 2003/54/CE introduce nuove e importanti indicazioni di riferimento. Gli Stati membri saranno tenuti a considerare come tali:  fino al 1° luglio 2004, i clienti di cui all‟art. 19, paragrafo 13, direttiva n.96/92/CE;  dal 1° luglio 2004 al più tardi, tutti i clienti non civili;  dal 1° luglio 2007, tutti i clienti. La stessa direttiva prevede anche, per evitare squilibri nell‟apertura dei mercati dell‟energia elettrica, che i contratti di fornitura conclusi con un cliente idoneo del sistema di un altro Stato membro non possano essere vietati, nel caso in cui il cliente sia considerato idoneo in entrambi i sistemi interessati. Peraltro, ove la fornitura venga rifiutata perché il cliente è considerato idoneo solo in uno dei due sistemi, la direttiva n.2003/54/CE riconosce alla Commissione CE, tenuto conto della situazione del mercato e dell‟interesse comune, di obbligare la parte che rifiuta di eseguire la fornitura, su domanda dello Stato membro in cui è situato il cliente idoneo. Gli Stati membri saranno, inoltre, tenuti a prendere le misure necessarie a consentire che:  tutti i produttori e le imprese fornitrici di energia elettrica stabiliti nel loro territorio riforniscano, i propri impianti, le società controllate e i clienti idonei;
  • 40. 38  qualsiasi cliente idoneo nel loro territorio sia rifornito da un produttore e da imprese fornitrici dell‟UE. 4.5 Sistemi di trasmissione,di distribuzione e combinati Per completare la liberalizzazione del mercato interno dell‟energia elettrica, è fondamentale che l‟accesso alla rete dei gestori dei sistemi di trasmissione o di distribuzione sia non discriminatorio ed è opportuno che gli stessi abbiano effettivi poteri decisionali per quanto riguarda i mezzi necessari a mantenere, gestire e sviluppare le reti. La direttiva n. 2003/54/ CE prevede, pertanto, le norme relative alla nomina dei gestori nazionali e ne specifica i compiti, delimitandone i poteri ove le reti appartengano o siano gestite da imprese verticalmente integrate. Gli Stati membri sono tenuti a designare direttamente, ovvero a richiedere alle imprese di riferimento, di provvedere alla designazione di uno o più gestori GST e di uno o più GSD, per una durata da essi stessi predeterminata e tenuto conto, in via preventiva, di considerazioni strettamente correlate alle esigenze di efficienza e di equilibrio economico del sistema. In ogni caso, i gestori dovranno operare nel rispetto delle prescrizioni della direttiva per l‟esecuzione dei compiti previsti. Per garantire un accesso alla rete efficiente e non discriminatorio è opportuno che i sistemi di trasmissione e di distribuzione siano gestiti tramite entità giuridiche separate, qualora essi siano di proprietà delle stesse imprese che svolgono anche le attività di generazione o di fornitura di energia elettrica. A tal proposito, la direttiva n. 2003/54/CE, pur non imponendo l‟obbligo della separazione della proprietà dei mezzi del sistema di trasmissione/distribuzione dell‟impresa verticalmente integrata, impone, tuttavia, l‟obbligo dell‟indipendenza del gestore, almeno sotto il profilo giuridico. Le disposizioni della direttiva n.2003/54/CE, concernenti la separazione dei gestori, non ostano, tuttavia, alla possibile gestione di un sistema combinato di trasmissione e distribuzione da parte di un gestore che sia indipendente, sotto il profilo della forma giuridica, dell‟organizzazione e del potere decisionale, da altre attività non connesse alla gestione di un sistema di trasmissione o di distribuzione e che risponda ai requisiti di separazione come previsti, in relazione al GST e al GSD, dalla direttiva stessa.
  • 41. 39 4.5.1 Compiti dei gestori nazionali Ciascun gestore del sistema di trasmissione sarà tenuto ai seguenti adempimenti:  garantire la capacità a lungo termine del sistema;  soddisfare richieste ragionevoli di trasmissione di energia;  contribuire alla sicurezza dell‟approvvigionamento, mediante un‟adeguata capacità di trasmissione, e all‟affidabilità del sistema;  gestire - quale responsabile della sicurezza, affidabilità ed efficienza della rete elettrica - i flussi di energia del sistema, tenendo conto degli scambi con altri sistemi interconnessi ed assicurando l‟eventuale disponibilità di tutti i servizi ausiliari;  fornire, al gestore di ogni altro sistema interconnesso, informazioni sufficienti a garantire il funzionamento sicuro ed efficiente, lo sviluppo coordinato e l‟interoperabilità del sistema;  assicurare la non discriminazione tra gli utenti/le categorie di utenti del sistema;  fornire agli utenti le informazioni necessarie ad un efficiente accesso al sistema. Fatta salva la fornitura di energia elettrica in base ad obblighi contrattuali, il GST è, altresì, responsabile, ove svolga questa funzione, del dispacciamento degli impianti di generazione situati nella sua zona e dell‟impiego di interconnessioni con altri sistemi. Con specifico riferimento a questa funzione, la direttiva n. 2003/54/CE contiene espresse previsioni a carico degli Stati membri per l‟incentivazione dell‟impiego di fonti energetiche rinnovabili o di rifiuti, per la produzione di energia mista di calore e di energia e, più in generale, per il ricorso a metodi di dispacciamento il più possibile rispettosi delle esigenze di tutela ambientale. Quanto ai GST, essa impone, inoltre, il rispetto di standard minimi per la manutenzione e lo sviluppo del relativo sistema, compresa la capacità di interconnessione, l‟applicazione di regole di bilanciamento del sistema elettrico il più possibili obiettive, trasparenti e non discriminatorie e l‟osservanza di regole tecniche e condizioni di fornitura conformi ad una metodologia standard e, comunque, corrispondenti ai costi effettivi del sistema. Ciascun gestore del sistema di distribuzione sarà tenuto allo svolgimento delle seguenti attività principali:
  • 42. 40  mantenere nella zona di competenza un sistema di distribuzione di elettricità sicuro, affidabile ed efficiente, nel dovuto rispetto dell‟ambiente;  fornire agli utenti le informazioni necessarie a garantire un accesso efficiente al sistema;  prendere in considerazione, in fase di pianificazione dello sviluppo del sistema di distribuzione, misure di efficienza energetica che possano anche eventualmente supplire alla necessità di incrementare e/o sostituire le capacità esistenti, ove insufficienti. Ogni Stato membro potrà imporre a ciascun GSD di effettuare il dispacciamento degli impianti di generazione, l‟obbligo di dare la precedenza agli impianti di generazione che impiegano fonti energetiche rinnovabili o rifiuti o che assicurano la produzione mista di calore ed energia; in ogni caso, ove svolgano detta funzione, i GSD saranno tenuti a effettuare l‟acquisto dell‟energia necessaria a coprire le perdite di energia e la capacità di riserva del sistema, secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato. Ove siano anche responsabili del bilanciamento del sistema di dispacciamento, le regole da essi adottate a questo fine dovranno essere anch‟esse obiettive, chiare e non discriminatorie e, per quanto attiene alle tariffe, rispondenti ai costi effettivi del sistema. 4.6 Trasparenza del sistema e clausole di salvaguardia Nella consapevolezza che la libera circolazione delle merci e la fornitura dei servizi nonché la “libertà di stabilimento”, già assicurate ai cittadini europei dal trattato, possono essere, tuttavia, attuate solo in un mercato completamente aperto (ossia che consenta, a ogni consumatore, la libera scelta del fornitore e, a ogni fornitore, la libera fornitura ai propri clienti) e trasparente (ossia le cui regole siano alla portata di tutti i soggetti interessati dal sistema), la direttiva n. 2003/54/CE introduce nuove e importanti disposizioni di metodo per consentire una maggiore visibilità delle attività svolte dalle imprese elettriche e dei prezzi da queste applicati sul mercato. Al contempo e sempre con l‟intento di salvaguardare il funzionamento del mercato, la direttiva n.2003/54/CE contempla misure di tutela da possibili situazioni di crisi nazionali, monitorando anche le importazioni nazionali di energia da Paesi extra-UE.
  • 43. 41 4.7 Il diritto di accesso dei terzi e l‟obbligo di motivare il diniego Per garantire a tutti gli operatori del mercato, compresi i nuovi, un accesso effettivo, la direttiva n. 2003/54/CE afferma la necessità di istituire appositi meccanismi di bilanciamento dei costi, i quali dovranno risultare il più possibile veritieri e non discriminatori; al contempo, essa prescrive l‟introduzione di incentivi adeguati per bilanciare l‟immissione e il prelievo dell‟energia, in modo tale da non compromettere il buon funzionamento del sistema. Sempre in un‟ottica garantista dell‟operatività del mercato di riferimento, gli Stati membri saranno tenuti ad assicurare l‟attuazione di un sistema di accesso dei terzi ai sistemi di trasmissione e di distribuzione basato su tariffe pubbliche, praticabili a tutti i clienti idonei e applicato, obiettivamente e senza discriminazioni; in particolare, occorrerà garantire un sistema di approvazione preventiva, a livello nazionale, delle tariffe e dei relativi metodi di calcolo, disponendo anche che i relativi dati siano resi pubblici. Inoltre, ferma restando la possibilità per i GST e GSD di rifiutare l‟accesso ove manchi la necessaria capacità, la direttiva prescrive che detto rifiuto debba essere motivato, con l‟obbligo per gli Stati membri di imporre ai gestori di fornire adeguate informazioni sulle misure necessarie a rafforzare la rete. 4.8 La contabilità separata delle imprese e il diritto di accesso Con specifico riferimento alla contabilità interna delle imprese elettriche, per qualunque regime di proprietà o forma giuridica, la direttiva n.2003/54/CE introduce specifiche regole comportamentali, al fine di garantire un sistema di tariffe trasparenti e non discriminatorie per l‟accesso alle reti, da applicare a tutti gli utenti comunitari del sistema, in modo non discriminatorio. Ove necessario, per consentire alle autorità competenti di svolgere le proprie funzioni, gli Stati membri possono, inoltre, prevedere la possibilità di divulgare specifiche informazioni aziendali altrimenti riservate e, in ogni caso, usufruire del diritto di accesso alla contabilità delle imprese elettriche, nella misura necessaria per lo svolgimento delle loro funzioni. 4.9 Le misure di salvaguardia e il controllo delle importazioni Nel caso di crisi improvvisa nel mercato dell‟energia ovvero ove sia minacciata l‟integrità fisica o la sicurezza di persone, apparecchiature, impianti o l‟integrità dell‟intero sistema, la direttiva n. 2003/54/CE riconosce, allo Stato membro
  • 44. 42 interessato, la possibilità di adottare temporaneamente le necessarie misure di salvaguardia, a patto che queste causino il minor perturbamento possibile al funzionamento del mercato interno e non superino quanto strettamente necessario per ovviare alle difficoltà sorte improvvisamente. Queste stesse misure di “necessità e urgenza” dovranno essere notificate senza indugio agli altri Stati membri e alla Commissione Europea, la quale potrà disporne la modifica o l‟eliminazione ove esse possano essere causa di una distorsione della concorrenza ovvero incidano negativamente sugli scambi, in misura incompatibile con l‟interesse comune. Con specifico riferimento alle importazioni di energia elettrica, la direttiva n. 2003/54/CE impone, inoltre, agli Stati membri, un obbligo di informazione, con cadenza triennale, nei confronti della Commissione Europea relativamente alle importazioni effettuate, in termini di flussi fisici provenienti da Paesi terzi. 5 La normativa di riferimento in Italia La direttiva CE esaminata nella precedente sezione è stata, sia pure con qualche anno di ritardo, completamente recepita con l‟approvazione delle seguenti leggi:  Legge n. 239/2004 del 23 agosto 2004, “Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia”; prevede il riordino del settore energetico nel suo complesso, determinando, tra l'altro, gli obiettivi generali di politica energetica, quali la garanzia di sicurezza, flessibilità e continuità degli approvvigionamenti di energia e la promozione del funzionamento unitario dei mercati dell'energia.  Legge 3 agosto 2007, n. 125, recante misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia (in particolare l'articolo 1, commi 2 e 4, concernenti rispettivamente il servizio di tutela e il servizio di salvaguardia).  Legge 28 gennaio 2009, n. 2 che converte, con modificazioni, il decreto-legge 29 novembre 2008, n. 185, reca misure urgenti per il sostegno a famiglie, lavoro, occupazione e impresa e ridisegna in funzione anti-crisi il quadro strategico nazionale. È tra l‟altro ridisegnata la struttura del mercato elettrico italiano come descritto in dettaglio nel Cap.III .
  • 45. 43 Inoltre sono state emanate delibere ad hoc da parte dell‟AEEG. Di seguito28 si riportano le ulteriori disposizioni legislative e regolamentari comunitarie e nazionali che regolano il mercato elettrico italiano :  Legge n. 481 del 14 novembre 1995 che istituisce l‟Autorità per l‟energia elettrica e il gas (AEEG).  Regolamento (CE) n. 1228/2003 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003, integrato e modificato dalla Decisione 2006/770/CE del 9 novembre 2006, che mira a stabilire norme eque per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.  Testo Integrato della Disciplina del mercato elettrico contenente le regole di funzionamento.  Decreto del Ministro delle attività produttive del 19 dicembre 2003 “Approvazione del Testo Integrato della Disciplina del mercato elettrico”.  Delibera n. 111/06 dell‟AEEG che introduce, a partire dal 1° aprile 2007 un “sistema per conti di energia”29 .  Decreto Legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito con la legge 3 agosto 2007, n. 125, recante misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia.  Delibera AEEG ARG/elt 115/08 del 5 agosto 2008 “Testo integrato del monitoraggio del mercato all‟ingrosso dell‟energia elettrica e del mercato per il servizio di dispacciamento”.  Delibera AEEG ARG/elt 203/08, che, a partire dal 1° gennaio 2009, detta disposizioni relative ai mercati del GME .  D.M. 29 aprile 2009 del Ministro dello Sviluppo Economico “Indirizzi e Direttive per la riforma della disciplina del mercato elettrico ai sensi dell‟art. 3, comma 10, della legge 28 gennaio 2009, n.2. Impulso all‟evoluzione dei mercati a termine organizzati e rafforzamento delle funzioni di monitoraggio sui mercati elettrici”.  Legge 23 luglio 2009, n. 99, recante “Disposizioni per lo sviluppo e l‟internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia”. 28 Tratto dal “Vademecum della BORSA ELETTRICA” - GME 29 Piattaforma Conti Energia a Termine – PCE (cfr. Cap.III)
  • 46. 44 CAP. III IL MERCATO ELETTRICO ITALIANO 1 I vincoli del sistema elettrico e il dispacciamento Il sistema elettrico nazionale è, come sintetizzato nel Cap.I, un sistema a rete organizzato in cui, in un contesto di libero mercato , le attività che lo caratterizzano (produzione, trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica) sono ben distinte e svolte da soggetti diversi. L‟energia prelevata dai consumatori finali è complessivamente prodotta e immessa in rete dagli impianti di generazione distribuiti sul territorio, alla quale si somma quella importata dall‟estero. La rete funziona quindi come un sistema di vasi comunicanti, nel quale tutta l‟energia viene immessa e dal quale tutta l‟energia viene prelevata. Il funzionamento delle attività di cui sopra è soggetto a vincoli fisici e tecnici molto stringenti, quali:  la richiesta di un bilanciamento istantaneo e continuo tra la quantità di energia immessa in rete e quella prelevata dalla rete, comprese le perdite di trasporto e distribuzione;  la necessità di mantenere costanti alcune grandezze elettriche (frequenza e tensione) per ragioni tecniche di sicurezza e qualità della fornitura;  l‟esigenza che i flussi di energia su ogni singolo elettrodotto non superino i limiti massimi di transito sopportabili dallo stesso. Scostamenti anche minimi e momentanei di uno qualsiasi dei parametri sopra indicati possono condurre rapidamente a stati di crisi del sistema. Il rispetto di questi vincoli è reso peraltro ulteriormente difficile per la presenza dei seguenti fattori:  la richiesta di potenza sulla rete, sia di breve periodo (oraria) che di medio periodo (settimanale e stagionale) ha una notevole variabilità;  l‟energia elettrica non può essere immagazzinata in quantità significative; inoltre i generatori presentano limiti tecnici nei valori minimi e massimi di potenza erogabile e tempi di accensione proporzionali alla loro potenza;  l‟energia immessa in rete impegna tutti gli elettrodotti disponibili, ripartendosi secondo leggi fisiche in funzione dell‟equilibrio fra immissioni e prelievi;
  • 47. 45 pertanto ogni squilibrio locale, non tempestivamente compensato, si propaga su tutta la rete attraverso variazioni dei parametri elettrici di cui sopra. L‟elevato grado di complessità atto a garantire il funzionamento del sistema impone l‟individuazione di un coordinamento centrale dotato di potere di controllo su tutti gli impianti di produzione facenti parte del sistema. Tale coordinamento, noto come dispacciamento30 , rappresenta il fulcro del sistema elettrico ed ha il compito di assicurarne il funzionamento nelle condizioni di massima sicurezza per garantire la continuità e la qualità del servizio. Infatti garantisce che la produzione eguagli sempre il consumo e che la frequenza e la tensione non si discostino dai valori ottimali, nel rispetto dei limiti di transito sulle reti e dei vincoli dinamici degli impianti di generazione. Il dispacciamento comprende anche l‟attività di bilanciamento del sistema in tempo reale. Il necessario equilibrio tra immissioni e prelievi in ogni istante ed in ogni nodo della rete, è garantito dai sistemi di regolazione e controllo automatici delle unità di produzione che aumentano o riducono l‟immissione in rete in modo da compensare ogni squilibrio sulla rete stessa. Il dispacciatore (TSO)31 interviene attivamente - inviando alle unità di riserva ordini di accensione, aumento o riduzione della potenza erogata - solo quando i margini operativi dei sistemi di regolazione automatici sono inferiori agli standard di sicurezza, al fine di reintegrarli. A chiarimento e completamento di quanto precede appare utile riportare la curva del carico italiano rilevata dal sito www.terna.it alle ore 14,45 del 5/5/2010 30 Il dispacciamento è l‟attività diretta ad impartire disposizioni per l‟utilizzazione e l‟esercizio coordinato degli impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari. 31 Transmission System Operator (TSO) indica il soggetto cui è affidata la gestione della rete di trasmissione elettrica.Dal 28 febbraio 2005, in osservanza a quanto disposto dal DPCM 11 maggio 2004, è stato effettuato il suo trasferimento a Terna S.pA.
  • 48. 46 1.1 Gli attori del sistema elettrico italiano I principali soggetti del libero mercato elettrico sono:  il Ministero dello Sviluppo Economico (MSE), che definisce gli indirizzi strategici ed operativi per la sicurezza e l‟economicità del sistema elettrico nazionale;  l‟Autorità per l‟energia elettrica ed il gas (AEEG), che garantisce la promozione della concorrenza e dell‟efficienza nel settore, con funzioni di regolazione e controllo;  Terna che gestisce in sicurezza la rete di trasmissione nazionale e i flussi di energia elettrica attraverso il dispacciamento;  il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) che ritira la produzione di energia CIP632 e ne gestisce la vendita sul mercato;  l‟Acquirente unico (AU) a cui è affidato il ruolo di garante della fornitura dell‟energia elettrica nell‟ambito del servizio di maggiore tutela e di salvaguardia di cui al Decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito con la legge 3 agosto 2007, n. 125;  il Gestore dei Mercati Energetici (GME) che organizza e gestisce il mercato elettrico secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché di concorrenza tra produttori. 2 Il funzionamento del mercato elettrico33 La negoziazione dell‟energia, finalizzata alla programmazione dell‟esercizio delle unità di produzione e di consumo, è affidata al GME che, a tal fine, organizza e 32 Provvedimento n. 6 del Comitato Interministeriale Prezzi adottato nel 1992, per definire gli incentivi alla realizzazione di impianti da fonti rinnovabili e/o assimilate previsti dalla legge 9/91. L‟energia prodotta da tali impianti viene acquistata dal GSE ai sensi dell‟articolo 3.12 del d. lgs 79/99 e da questi viene ceduta in borsa ai sensi dell‟articolo 3.13 dello stesso d. lgs. Negli anni intercorsi tra l‟approvazione del d. lgs. 79/99 all‟avvio operativo della borsa, il GSE ha ceduto tale energia ai clienti finali attraverso la vendita di bande annuali e mensili di energia assimilabili a contratti bilaterali. A partire dal 1° gennaio 2005 l‟energia CIP6 viene offerta dal GSE direttamente sulla borsa elettrica e gli operatori assegnatari di quote di tale energia sono tenuti a stipulare un contratto per differenze con il GSE, che li impegna ad approvvigionarsi sul mercato elettrico per le quantità loro assegnate. 33 La descrizione del funzionamento del mercato elettrico italiano è tratta dai seguenti documenti consultabili sul sito www.mercatoelettrico.org:  Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico approvato con D.M 19 dicembre 2003, come successivamente modificato ed integrato.  Disposizioni Tecniche di Funzionamento pubblicate sul sito Internet del GME ai sensi dell‟Articolo 4, comma 4.2, del Testo Integrato.  Vademecum della borsa elettrica
  • 49. 47 gestisce il mercato dell‟energia. A differenza di altri mercati europei dell‟energia, quello del GME non è un mercato puramente finanziario finalizzato solo alla determinazione di prezzi e quantità, ma è un vero e proprio mercato fisico dove si definiscono programmi fisici di immissione e prelievo. La disponibilità di un‟idonea quantità di riserva è garantita da Terna attraverso la selezione di offerte di variazione dei programmi presentate dagli operatori sul mercato del servizio di dispacciamento. Su tale mercato, organizzato dal GME, vengono svolte le attività di raccolta delle offerte e la comunicazione degli esiti per quanto concerne l‟accettazione delle offerte. La riserva è eventualmente utilizzata da Terna in tempo reale in funzione del bilanciamento. L‟organizzazione del mercato elettrico nazionale è schematizzato nel seguente prospetto: 2.1 Le zone del mercato Le zone di mercato sono aggregati di zone geografiche e/o virtuali caratterizzate da uno stesso prezzo dell‟energia. Il sistema elettrico è, infatti, articolato in porzioni
  • 50. 48 di reti di trasmissione - definite zone - per le quali esistono, ai fini della sicurezza del sistema elettrico, limiti fisici di transito di energia con le corrispondenti zone confinanti. Le zone della rete possono corrispondere ad aree geografiche fisiche, ad aree virtuali (ovvero senza un diretto corrispondente fisico), oppure essere dei poli di produzione limitata ossia delle zone virtuali la cui produzione è soggetta a vincoli per la gestione in sicurezza del sistema elettrico. La rete di trasmissione nazionale è interconnessa con l'estero attraverso 18 linee: 4 con la Francia; 9 con la Svizzera; 1 con l'Austria; 2 con la Slovenia; 1 cavo sottomarino in corrente continua con la Grecia e 1 cavo sottomarino in corrente continua fra Sardegna e Corsica (che prosegue in Corsica con linea in corrente continua) e poi tra Corsica e Toscana34 . La conformazione delle zone è funzionale alle modalità di gestione dei transiti lungo la penisola e si può sintetizzare in:  6 zone geografiche (Nord, centro-nord, Centro – Sud, Sud, Sicilia, Sardegna);  6 zone virtuali estere (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Corsica, Grecia);  diversi poli di produzione limitata, cioè zone costituite da sole unità di produzione. La rete italiana si può così rappresentare: 34 Dal nov. 2009 è operativo un primo modulo da 500 MW di collegamento in cavo sotterraneo in corrente continua (500 KV) tra la Sardegna e il Lazio; un secondo modulo di pari potenza si prevede possa entrare in funzione entro dicembre 2010.
  • 51. 49 Ogni zona geografica o virtuale è un insieme di punti di offerta. I punti di offerta sono le unità minime di energia elettrica rispetto alle quali devono essere definiti i programmi orari di immissione e di prelievo, siano essi definiti in esecuzione di contratti bilaterali o a seguito dell‟accettazione di offerte di vendita o acquisto sul Mercato Elettrico. Nel caso dei programmi di immissione, i punti di offerta in immissione coincidono di norma con i singoli punti di immissione. Questo dipende dal fatto che le unità di produzione, essendo in grado di controllare le proprie immissioni istante per istante, vengono dispacciate da Terna direttamente ed individualmente per garantire il bilanciamento del sistema. I programmi di immissione devono essere definiti per singole unità, in modo da consentire di selezionare le unità da cui approvvigionare le risorse per i servizi di dispacciamento. Nel caso dei programmi di prelievo, invece, i punti di offerta possono corrispondere sia a singoli punti di prelievo, cioè a singole unità di consumo, sia ad aggregati di punti di prelievo. Per ogni punto di offerta è individuato un “utente di dispacciamento”. Questo è responsabile verso Terna sia dell‟esecuzione dei programmi di immissione e di prelievo, sia dell‟esecuzione degli ordini di bilanciamento. Tali ordini possono essere inviati da Terna ai punti di offerta in tempo reale per garantire sia la sicurezza del sistema, sia il pagamento degli oneri di sbilanciamento, ossia delle penali attribuite ai punti di offerta nel caso di mancato rispetto dei programmi cumulati.
  • 52. 50 Il Mercato Elettrico organizzato dal GME si articola:  Mercato Elettrico a Pronti (MPE).  Mercato Elettrico a Termine (MTE) con obbligo di consegna e ritiro.  Piattaforma per la consegna fisica dei contratti finanziari conclusi sull‟IDEX (CDE). 2.2 Il Mercato Elettrico a Pronti (MPE) Per Mercato Elettrico a Pronti si intende l‟insieme di:  Mercato del Giorno Prima (MGP)  Mercato Infragiornaliero (MI)  Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD). Gli operatori partecipano al mercato presentando offerte di acquisto o di vendita. Le offerte sono costituite da coppie di quantità e di prezzo unitario di energia (MWh; €/MWh) ed esprimono la disponibilità a vendere (o comprare) una quantità di energia non superiore a quella specificata nell‟offerta ad un prezzo non inferiore (o non superiore) a quello specificato nell‟offerta stessa. Le offerte di acquisto possono anche non specificare alcun prezzo di acquisto (tranne che per MSD): in tal caso esprimono la disponibilità dell‟operatore ad acquistare energia a qualunque prezzo. Le offerte sono riferite ai “punti di offerta” (ossia alle unità fisiche di produzione e di consumo) ed a singole ore: ciò significa che, per ogni giorno e per ogni punto di offerta, possono essere presentate al massimo 24 offerte e ciascuna indipendente dalle altre. Le offerte possono essere:  semplici, costituite da una coppia di valori che indicano la quantità di energia offerta sul mercato da un operatore ed il relativo prezzo per un determinato periodo;
  • 53. 51  multiple, costituite dal frazionamento di una quantità complessiva offerta sul mercato dallo stesso operatore per uno stesso periodo, per la stessa unità di produzione e stesso punto di prelievo;  predefinite, costituite da offerte semplice o multiple che giornalmente vengono proposte al GME. 2.2.1 Il Mercato del Giorno Prima (MGP) Il Mercato del Giorno Prima è organizzato secondo un modello di asta implicita e ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita di energia elettrica. MGP è, infatti, un mercato per lo scambio di energia all‟ingrosso dove si negoziano blocchi orari di energia elettrica per il giorno successivo nel quale si definiscono, non solo i prezzi e le quantità scambiate, ma anche programmi di immissione e prelievo per il giorno dopo. La seduta del MGP si apre alle ore 08.00 del nono giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 09.00 del giorno precedente il giorno di consegna. Il GME pubblica sul proprio sito le informazioni preliminari relative al MGP entro le ore 08.30 del giorno di chiusura della seduta e, comunque, almeno mezz‟ora prima della chiusura della seduta stessa. Il GME pubblica gli esiti provvisori del mercato, comunica gli esiti individuali del mercato agli operatori e i programmi cumulati agli utenti del dispacciamento ed a Terna entro le ore 11.30 del giorno di chiusura della seduta. Al MGP possono partecipare tutti gli operatori che abbiano acquisito la qualifica di “operatore del mercato elettrico”. Durante il periodo di apertura delle sedute di MGP, gli operatori possono presentare offerte nelle quali indicano la quantità ed il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Ciascuna offerta di vendita e di acquisto deve essere coerente con le potenzialità di immissione o prelievo del punto cui l‟offerta è riferita e soprattutto deve corrispondere alla effettiva volontà di immettere o prelevare l‟energia elettrica oggetto dell‟offerta stessa. In caso di offerte multiple si possono specificare sia offerte di vendita che offerte di acquisto.
  • 54. 52 Le offerte sono accettate sulla base del merito economico e nel rispetto dei limiti di transito tra le zone. Prima della seduta del MGP, il GME rende disponibili agli operatori le informazioni preliminari che riguardano: il fabbisogno di energia previsto per ogni ora ed ogni zona e i limiti massimi di transito ammessi tra zone limitrofe per ogni ora e per ogni coppia di zone. A queste informazioni il GME aggiunge, per ogni ora e per ogni zona, il prezzo convenzionale di riferimento, cioè il prezzo che il GME applica convenzionalmente alle offerte di acquisto senza indicazione di prezzo per valutarne la congruità rispetto alla capienza delle garanzie finanziarie dell‟operatore. Terminata la seduta di presentazione delle offerte, il GME attiva il processo per la risoluzione del mercato. Per ogni ora del giorno successivo, l‟algoritmo del mercato accetta le offerte in maniera da massimizzare il valore delle contrattazioni, nel rispetto dei limiti massimi di transito tra zone. Il processo di accettazione può essere, schematicamente, così riassunto:tutte le offerte di vendita valide e congrue ricevute vengono ordinate per prezzo crescente in una curva di offerta aggregata e le offerte di acquisto valide e congrue ricevute sono ordinate per prezzo decrescente in una curva di domanda aggregata. L‟intersezione delle due curve determina: la quantità complessivamente scambiata, il prezzo di equilibrio, le offerte accettate ed i programmi di immissione e prelievo ottenuti come somma delle offerte accettate riferite a un stessa ora e ad uno stesso punto di offerta.
  • 55. 53 Se i flussi sulla rete derivanti dai programmi non violano nessun limite di transito, il prezzo di equilibrio è unico in tutte le zone e pari a P*. Le offerte accettate sono quelle con prezzo di vendita non superiore a P* e con prezzo di acquisto non inferiore a P*. Se almeno un limite risulta violato, l‟algoritmo “separa” il mercato in due zone di mercato - una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo e una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo – e ripete in ciascuna il processo di incrocio sopra descritto, costruendo, per ciascuna zona di mercato, una curva di offerta (che include tutte le offerte di vendita presentate nella zona stessa nonché la quantità massima importata) ed una curva di domanda (che include tutte le offerte di acquisto presentate nella zona stessa, nonché una quantità pari alla quantità massima esportata). L‟esito è un prezzo di equilibrio zonale (Pz) diverso nelle due zone di mercato. In particolare, il Pz è maggiore nella zona di mercato importatrice ed è minore in quella esportatrice. Se a seguito di questa soluzione ulteriori vincoli, all‟interno di ciascuna zona di mercato, sono stati violati, il processo di “market splitting” si ripete all‟interno di tale zona fino ad ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete. Riguardo al prezzo dell‟energia destinata al consumo in Italia, il GME ha implementato un algoritmo che, a fronte di prezzi differenziati per zona, prevede l‟applicazione di un prezzo unico di acquisto su base nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi zonali. Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone geografiche (nazionali), mentre a tutti i punti di offerta in immissione, a tutti i punti di offerta misti e ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone virtuali estere si applica il Pz sia in vendita che in acquisto. Il meccanismo di “market splitting” descritto precedentemente costituisce un‟asta implicita non discriminatoria per l‟assegnazione dei diritti di transito. L‟energia scambiata in virtù di negoziazioni bilaterali35 partecipa al processo sopra descritto, sia perché concorre ad impegnare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti, sia perché contribuisce a determinare le quantità di 35 Contratti Over The Counter - OTC
  • 56. 54 ponderazione del Prezzo Unico Nazionale. I programmi registrati sulla PCE (cfr. 2.5), vengono inviati sul MGP nella forma di offerte e concorrono alla determinazione degli esiti del MGP stesso. 2.2.2 Il Mercato Infragiornaliero (MI) Introdotto con la legge 2/09 del Ministero dello Sviluppo Economico, il Mercato Infragiornaliero (MI) nasce per consentire agli operatori di aggiornare le offerte di vendita e di acquisto e le loro posizioni commerciali con un frequenza simile a quella di una negoziazione continua rispetto alle variazioni delle informazioni circa lo stato degli impianti produttivi e le necessità di consumo. La negoziazione continua è una modalità di contrattazione basata sull‟abbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con la possibilità di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante le sessioni di contrattazione. Si svolge il giorno di calendario precedente quello a cui le offerte si riferiscono e nel periodo compreso tra la chiusura di MGP ed il termine di presentazione delle offerte in apertura di MSD. Si articola in due sessioni (MI1 e MI2), compatibilmente con la durata del predetto periodo. Le sessioni sono organizzate nella forma di aste implicite di energia con orari di chiusura diversi ed in successione, attraverso le quali gli operatori possono sia effettuare un miglior controllo dello stato degli impianti di produzione, sia aggiornare i programmi di prelievo delle unità di consumo, tenendo conto di informazioni più aggiornate circa lo stato dei proprio impianti di
  • 57. 55 produzione, il fabbisogno di energia per il giorno successivo e le condizioni di mercato. Le sessioni di MI si basano su regole di formazione dei prezzi omogenee a quelle di MGP. Tuttavia, a differenza del MGP, non viene calcolato il PUN e tutti gli acquisti e le vendite sono valorizzate al prezzo zonale. Alla chiusura di ciascuna sessione di MI, il GME, così come per la conclusione di MGP, comunica a Terna i risultati rilevanti ai fini del dispacciamento: transiti e programmi aggiornati di immissione e prelievo. Qualora ci siano altre sessioni di mercato successive a quella cui i risultati del GME fanno riferimento, tali risultati sono necessari a Terna per la determinazione delle informazioni preliminari, relative alla residue capacità di transito tra le zone, per le sessioni di mercato successive. La seduta del MI1 si apre alle ore 10.30 del giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 12.00 dello stesso giorno. Il GME pubblica sul proprio sito le informazioni preliminari relative al MI1 entro le ore 12.00 del giorno di chiusura della seduta. Inoltre comunica agli operatori gli esiti individuali e comunica i programmi cumulati agli utenti del dispacciamento ed a Terna entro le ore 12.30 del giorno di chiusura della seduta. La seduta del MI2 si apre alle ore 10.30 del giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 15.00 dello stesso giorno. Il GME pubblica sul proprio sito le informazioni preliminari relative al MI2 entro le ore 15.00 del giorno di chiusura della seduta e comunica agli operatori gli esiti individuali e i programmi cumulati agli utenti del dispacciamento ed a Terna entro le ore 15.30 del giorno di chiusura della seduta. Al fini di replicare sul MI l‟effetto della applicazione del PUN ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone geografiche, il GME applica il corrispettivo di non arbitraggio a tutte le offerte accettate e riferite a detti punti. In particolare, per ogni transazione di acquisto conclusa sul MI e riferita a un punto di offerta in prelievo appartenente ad una zona geografica, qualora sul precedente MGP il PUN sia stato maggiore (minore) del relativo prezzo zonale, l‟operatore deve pagare (ricevere) un corrispettivo di non arbitraggio, pari alla differenza tra il PUN e il prezzo zonale, applicato ad ogni MWh oggetto della
  • 58. 56 transazione di acquisto. Viceversa, per ogni transazione di vendita conclusa sul MI e riferita a un punto di offerta in prelievo appartenente ad una zona geografica, qualora sul precedente MGP il PUN sia stato minore (maggiore) del relativo prezzo zonale, l‟operatore deve pagare (ricevere) un corrispettivo di non arbitraggio, pari alla differenza tra il prezzo zonale e il PUN, applicato ad ogni MWh oggetto della transazione di vendita. 2.2.3 Il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) Il Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) è lo strumento attraverso il quale Terna si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione e al controllo del sistema (risoluzione delle congestioni intrazonali, creazione della riserva di energia, bilanciamento in tempo reale). Su MSD Terna stipula i contratti di acquisto e vendita ai fini dell‟approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento. Su MSD Terna agisce come controparte centrale e le offerte possono essere riferite solo ai punti di offerta abilitati e presentate solo dai rispettivi utenti del dispacciamento. Per ogni offerta di acquisto accettata su MSD riferita a punti di offerta in prelievo, il GME determina il corrispettivo di non arbitraggio che l‟operatore è tenuto a pagare, se negativo, o a ricevere se positivo. Le offerte accettate vengono remunerate al prezzo presentato (pay-as-bid). MSD si articola in una fase di programmazione (MSD ex-ante) e in Mercato del Bilanciamento (MB). Su MSD ex ante vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita relative ai periodi rilevanti dei giorni di calendario successivi a quello in cui termina la seduta. Su MSD ex-ante Terna accetta offerte di acquisto e vendita di energia al fine di approvvigionare riserva, risolvere le congestioni e mantenere il bilancio tra immissioni e prelievi di energia sulla rete. MSD ex - ante si svolge in un‟unica sessione nel giorno precedente il giorno di consegna e non dura meno di sessanta minuti. La seduta del MSD ex-ante per la presentazione si apre alle ore 15.30 del giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 17.00 dello stesso giorno. Gli esiti del MSD ex-ante vengono resi noti entro le successive ore 21.00. Il Mercato di Bilanciamento (MB) è la sede in cui vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita relative ai periodi del giorno di calendario di svolgimento delle
  • 59. 57 sessioni del MB; si svolge in più sessioni, secondo quanto previsto nella disciplina del dispacciamento. Il MB è articolato in diverse sessioni nelle quali Terna seleziona offerte riferite a gruppi di ore del medesimo giorno in cui si svolge la relativa sessione del MB. Attualmente il MB è articolato in 5 sessioni. Per la prima sessione del MB vengono considerate le offerte presentate dagli operatori nella precedente sessione del MSD ex-ante. Per le altre sessioni del MB, le relative sedute per la presentazione delle offerte si aprono tutte alle ore 23.00 del giorno precedente il giorno di consegna (e comunque non prima che siano stati resi noti gli esiti della precedente sessione del MSD ex-ante) e si chiudono 1 ora e mezza prima della prima ora che può essere negoziata in ciascuna sessione. Sul MB Terna accetta offerte di acquisto e vendita di energia al fine di svolgere il servizio di regolazione secondaria e mantenere il bilanciamento, in tempo reale, tra immissione e prelievi di energia sulla rete. 2.3 Il Mercato Elettrico a Termine (MTE) Il Mercato a Termine dell‟energia Elettrica (MTE) è la sede per la negoziazione di contratti a termine dell‟energia elettrica con obbligo di consegna e ritiro della stessa. Su tale mercato possono accedere tutti gli operatori ammessi al mercato elettrico. Su tale mercato il GME si pone come controparte centrale e, come operatore di mercato qualificato, è titolare di un conto energia sulla Piattaforma Conti Energia a termine sulla quale registra la posizione netta in consegna, corrispondente alle transazioni in acquisto e vendita concluse dall‟operatore su MTE. Le negoziazioni su MTE si svolgono con modalità continua e le sessioni si svolgono dalle ore 9.00 e fino alle ore 14.00 dei giorni di mercato. Sono negoziabili due tipologie di contratti la cui quantità di energia sottostante è fissata dal GME in misura pari a 1 MW, moltiplicato per i periodi rilevanti sottostanti il contratto medesimo. Le tipologie sono: 1. Base-load, il cui sottostante è l‟energia elettrica da consegnare in tutti i periodi rilevanti dei giorni appartenenti al periodo di consegna. 2. Peak-load, il cui sottostante è l‟energia elettrica da consegnare nei periodi rilevanti dal nono al ventesimo dei giorni appartenenti al periodo di consegna, esclusi il sabato e la domenica.
  • 60. 58 Tali contratti sono negoziabili con i seguenti periodi di consegna: mese, trimestre e anno. Gli operatori partecipano presentando proposte nelle quali indicano tipologia e periodo di consegna dei contratti, numero dei contratti, prezzo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Il GME organizza un book di negoziazione per ciascuna tipologia di contratto e per ciascun periodo di consegna. Su tale book le offerte sono ordinate sulla base del prezzo: in ordine decrescente per le offerte di acquisto e in ordine crescente per le offerte di vendita. A parità di prezzo vale la priorità temporale di immissione dell‟offerta. Le offerte senza limite di prezzo hanno priorità massima. Le contrattazioni sul mercato avvengono attraverso la negoziazione continua e la conclusione dei contratti avviene mediante l‟abbinamento automatico di offerte di segno contrario presenti sul book e ordinate secondo i criteri di priorità. In particolare, l‟immissione di un offerta:  di acquisto con limite di prezzo determina l‟abbinamento a capienza con una o più offerte di vendita aventi prezzo minore o uguale rispetto a quello della proposta inserita; l‟immissione di un‟offerta di vendita con limite di prezzo, determina l‟abbinamento a capienza con una o più offerte di acquisto aventi prezzo maggiore o uguale rispetto a quello dell‟ offerta inserita;  senza limite di prezzo, determina l‟abbinamento a capienza della stessa con una o più offerte di segno contrario presenti sul book al momento dell‟immissione della offerta. I contratti a termine aventi durata superiore al mese, al termine del relativo periodo di negoziazione, vengono regolati attraverso il meccanismo della cascata, ad eccezione appunto dei contratti mensili. Il meccanismo della cascata prevede che, al termine della sessione dell‟ultimo giorno di negoziazione, le posizioni sul contratto annuale vengano divise in equivalenti posizioni sui contratti con scadenza inferiore (mensile e trimestrale). Allo stesso modo, una posizione su un contratto trimestrale viene trasformata in equivalenti posizioni sui corrispondenti contratti mensili. Tale meccanismo si applica separatamente per i contratti con profilo baseload e peakload. Per tali contratti, al termine dell‟ultima sessione di negoziazione dei contratti mensili, il GME, una volta
  • 61. 59 soddisfatte le verifiche di congruità, determina, per ciascun operatore la posizione netta in consegna, derivante dalla somma della transazioni, in acquisto e in vendita, concluse sul MTE, per tutte le ore del mese comprese nel periodo di consegna di tali contratti. La posizione netta viene quindi registrata sulla PCE sui conti energia nella disponibilità dell‟operatore. Il GME, per ciascuna sessione di contrattazione, pubblica gli esiti per ciascun contratto fornendo dati e informazioni relativi ai prezzi e alle quantità scambiate. 2.4 Consegna fisica dei derivati sull‟energia sul mercato elettrico (CDE) Con la pubblicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 29 aprile 2009, in attuazione della Legge 2/09, il Ministero ha dettato gli indirizzi in tema di evoluzione dei mercati a termine organizzati dal GME. In particolare, l‟art. 10 comma 6 della legge stabiliva che il GME ricercasse forme “di collaborazione con la società di gestione del mercato regolamentato dei derivati su sottostante elettrico”. In attuazione di tale Decreto, il GME ha stipulato un accordo di collaborazione con Borsa Italiana S.p.A.36 , che gestisce il mercato dei derivati sull‟energia (IDEX) al fine di consentire, attraverso il mercato elettrico gestito dal GME, agli operatori partecipanti ad entrambi i mercati, di regolare mediante consegna fisica i contratti finanziari con sottostante elettrico conclusi sull‟IDEX. L‟accordo elaborato tra GME e Borsa Italiana, per l‟integrazione tra il mercato dei derivati gestito da Borsa ed il mercato elettrico gestito da GME, prevede che gli operatori che abbiano una posizione aperta su Idex possano esercitare, su tale mercato, un‟opzione di consegna fisica, richiedendo in questo modo che la propria posizione venga regolata mediante consegna fisica attraverso il mercato GME. L‟opzione di consegna fisica è esercitabile il terzo giorno di Borsa aperta antecedente il mese di consegna con riferimento alla posizione che l‟operatore ha maturato su Idex per il mese successivo. L‟esercizio delle opzioni di consegna fisica comporta per l‟operatore, a fronte del trasferimento della propria posizione al GME, la conclusione, sulla piattaforma per la consegna fisica dei derivati sull‟energia del mercato elettrico (CDE)), di una transazione di acquisto/vendita dell‟energia sottostante la posizione consegnata, che 36 Borsa Italiana S.p.A.Società di gestione di mercati regolamentati autorizzata dalla Consob all‟esercizio del mercato di borsa per la negoziazione degli strumenti finanziari (come previsto dall‟art.1, comma 2, lettere f del D lgs 24 febbraio 1998 n. 58).
  • 62. 60 ha come controparte il GME. Tale transazione viene valorizzata al prezzo di regolamento del quarto giorno di Borsa aperta antecedente il mese di consegna, maggiorato dell‟IVA, ove applicabile. Inoltre, il GME, a fronte dell‟esercizio dell‟opzione di consegna, procede a registrare, sui conti energia della PCE nella disponibilità dell‟operatore esercitante l‟opzione, una transazione di acquisto/vendita. Tali richieste vengo quindi inoltrate al GME, che, per poterne valutare l‟ammissibilità, effettua le verifiche necessarie. 2.5 Piattaforma Conti Energia a Termine (PCE) Produttori e clienti idonei possono vendere ed acquistare energia elettrica non solo attraverso il mercato organizzato dal GME, ma anche stipulando contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte (c.d. contratti bilaterali). In questo ultimo caso le forniture – ovvero i programmi di immissione e prelievo – nonché il prezzo di valorizzazione dell‟energia sono liberamente determinati dalle parti. Tuttavia, anche i contratti bilaterali sono soggetti alla verifica di compatibilità con i vincoli di trasporto. Le modalità di registrazione dei contratti ammessi alle negoziazione sul mercato aventi per oggetto la negoziazione di forniture future di energia elettrica (cioè contratti a termine di compravendita di energia elettrica) sono state modificate dalla delibera AEEG n. 111/06, (successivamente modificata ed integrata con delibera 253/06 e delibera 73/07) attraverso l‟introduzione di un “sistema per conti di energia” (Piattaforma Conti Energia a Termine - PCE). A partire dal 1° aprile 2007, la delibera 111/06 individua nel GME il soggetto deputato alla gestione della PCE assumendo il ruolo di controparte delle partite economiche che sorgono in capo agli operatori che registrano transazioni sulla stessa. Possono essere ammessi alla PCE tutti i soggetti di cui all'articolo 18, comma 18.1, dell'Allegato A alla delibera 111/06 AEEG, dotati di adeguata professionalità e competenza nell‟utilizzo di sistemi telematici e dei sistemi di sicurezza ad essi relativi ovvero che dispongano di dipendenti o ausiliari dotati di tale professionalità e competenza. Con il provvedimento di ammissione è riconosciuta al soggetto richiedente la qualifica di operatore. Gli operatori ammessi alla PCE sono inseriti in un apposito
  • 63. 61 “Elenco degli operatori ammessi alla PCE” tenuto e gestito dal GME nel rispetto della normativa in materia di riservatezza dei dati personali. La Piattaforma dei Conti Energia a Termine è gestita attraverso un sistema informatico al quale gli operatori accedono attraverso la rete internet. Le sessioni per la registrazione delle transazioni sono aperte tutti i giorni dalle ore 15.00 alle ore 20.00. In ciascuna sessione è possibile registrare transazioni riferite al periodo compreso tra il secondo giorno di flusso e il sessantesimo giorno di flusso successivi a quello in cui si svolge la sessione. Le richieste di registrazione dei programmi possono essere inviate tutti i giorni entro le ore 8.30 del giorno precedente il giorno di flusso oggetto del programma. 3 Le industrie elettriche in Italia Attualmente (14/5/10) sono presenti sul mercato elettrico italiano 185 operatori tra i quali i maggiori gruppi europei come le francesi Électricité de France (EDF) e Gaz de France-Suez, le tedesche E.on e RWE AG, le svizzere Atel e Rätia Energie, l'austriaca Verbund. È interessante anche la presenza di diverse Aziende municipali che si sono anche rafforzate nel libero mercato.trasformandosi spesso in Società per Azioni. La figura seguente riporta la statistica, diffusa dall‟AU, circa il numero di clienti che sono via via pasati al mercato libero.
  • 64. 62 - 6 - Clienti passati dal mercato vincolato al mercato libero 1999 – 30 giugno 2007 Clienti passati dal mercato di maggior tutela al mercato libero 1° luglio 2007 – 1° settembre 2008 1.250.000 circa 2.150.000 circa Dati di Switching L‟AEEG comunica che al 31 marzo 2009 la consistenza dei clienti passati al mercato libero è stato di 2,7 milioni (pari al 8,6% del totale di circa 32 milioni di clienti). Di seguito viene riportata una tabella diffusa da Terna sul bilancio energetico italiano nel 200937 in regime di libero mercato. 37 La minore richiesta rispetto al 2008 è dovuta alla crisi finanziaria.
  • 65. 63 Si riporta anche una tabella diffusa dal GME sui valori del Prezzo Unico nazionale registrato nei primi anni di funzionamento del libero mercato elettrico (*) variazione rispetto all‟anno precedente Appare opportuno tracciare di seguito i profili sintetici dei principali operatori del mercato elettrico italiano:Enel, Enipower, Acea, Edison, A2A, Iride, Enia 3.1 Enel È un operatore integrato, attivo nella produzione, distribuzione e vendita di elettricità e gas. Rimane la principale azienda elettrica italiana e la seconda in Europa, dopo che fino al 1999 è stata monopolista statale del settore (escludendo alcune aziende municipalizzate ed investitori minori). Ancora oggi il Ministero dell'Economia e delle Finanze italiano detiene una quota del 31%. In seguito all‟applicazione del decreto Bersani che ha sancito la vendita di una quota significativa (circa 15.000 MW) di capacità produttiva, Enel, per recuperare redditività, ha diversificato il proprio business investendo nei settori delle telecomunicazioni, del mercato immobiliare, dell‟acqua, del gas, etc. Successivamente la strategia aziendale è tornata gradualmemete al core business (a parte il gas) dismettendo i filoni ad essa estranei. Significativa è stata, nel primo periodo della liberalizzazione, l‟acquisizione della telefonica Infostrada, nel 2001, per 12 miliardi di euro dalla tedesca Mannesmann, e poi accorpata a Wind, che era già controllata da Enel. Nel maggio 2005 Enel cede il 70% di Wind al gruppo Orasco e nel dicembre del 2006 perfeziona l'uscita dal settore (*)
  • 66. 64 delle telecomunicazioni con la cessione di un ulteriore 26,1% a Weather Investment S.p.A. Tornata al core business ha incrementato i propri investimenti oltre frontiera tanto che, a seguito della recente acquisizione (febbraio 2009) della compagnia elettrica spagnola Endesa38 , Enel è ora presente in 23 paesi39 , con una capacità produttiva installata netta di circa 95.400 MW40 (a fronte dei 56.894 MW al 31/12/98, tutti in Italia) servendo 60,5 milioni di clienti nell‟elettricità e nel gas con circa 76.000 dipendenti Quotata dal 1999 alla Borsa di Milano, Enel è la società italiana con il più alto numero di azionisti (circa 1,2 milioni tra retail e istituzionali nel 2008) è anche il secondo operatore nel mercato del gas naturale in Italia, con circa 2,7 milioni di clienti e una quota di mercato del 10% circa in termini di volume. Nel 2009 Enel ha conseguito ricavi per 62,9 miliardi di euro; il margine operativo lordo (MOL) si è attestato a -27,3 miliardi di euro mentre l'utile netto è stato di 5,4 miliardi di euro. Con oltre 30.000 MW di impianti che utilizzano fonti energetiche rinnovabili (idroelettrico, geotermico, eolico, solare e biomasse) in Europa e nelle Americhe, Enel è uno dei leader mondiali del settore. Il 17 settembre 2008, Enel ha costituito Enel Green Power, la società del Gruppo dedicata allo sviluppo e alla gestione della produzione elettrica da fonti rinnovabili nel mondo, società che produce circa 4.500 MW con impianti idrici, eolici, geotermici, fotovoltaici e a biomasse in Europa e nelle Americhe. Si riporta l‟attuale struttura dalla holding rilevata dal bilancio 2009: 38 Endesa fece parte di un consorzio per l‟acquisto della GenCo 3 in esecuzione del decreto Bersani (cfr. Cap. II 3.1.1) 39 Enel è presente in Europa (Bulgaria, Francia, Grecia, Italia, Romania, Russia, Slovacchia e Spagna) in Nord America (Canada e Stati Uniti) e America Latina (Brasile, Cile, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Messico e Panama). Con Endesa, la presenza di Enel si estende anche in Argentina, Colombia, Marocco, Perù e Portogallo. 40 con un parco centrali molto diversificato (idroelettrico, termoelettrico, nucleare, geotermico, eolico e fotovoltaico.)
  • 67. 65 3.2 Edison La “nuova41 ”Edison S.p.A. è una società per azioni italiana operante nel campo della fornitura di energia elettrica e gas metano, nata nel 2002 mediante la fusione tra Montedison, Sondel e Fiat Energia con la strategia di uscire gradualmente dalla chimica e dagli altri settori in cui operava per fare del settore energetico il suo principale business proprio a seguito della liberalizzazione dei mercati elettrici. Edison possiede la partecipazione del 50% in Edipower Spa42 . Gli altri soci di Edipower sono A2A (20%), la svizzera Alpiq (20%) e Iride (10%). 41 Edison è stata la prima società elettrica d‟Italia ed è una delle più antiche aziende energetiche del mondo. Nel 1893 costruì a Milano la prima centrale d‟Europa. 42 Edipower acquisì la società Genco1 in esecuzione del decreto Bersani (cfr. CAP II 3.1.1)
  • 68. 66 Complessivamente (compresa la quota Edipower) Edison conta su un parco di 68 centrali idroelettriche, 27 centrali termoelettriche, 28 campi eolici per complessivi 12,3 GW (pari al 15% di capacità installata in Italia) di cui 10.2 GW sono termoelettrici, 1.7 GW idroelettrici e 0,4 GW eolici e altre rinovabili. Nel 2008 Edison ha ottenuto ricavi per 11,75 miliardi di euro, EBIT di 730 milioni e utili per 346 milioni con un indebitamento finanziario netto positivo per 2,90 miliardi, debiti per 4,68 miliardi, 7,90 miliardi di patrimonio netto, 305,8 milioni di partecipazioni. L'energia prodotta (circa 41,6 TWh nel 2009) è venduta principalmente sul mercato libero a grossisti e clienti industriali e residenziali in base a contratti bilaterali, e per la restante parte al GSE sulla base di contratti CIP6/92. Nella figura, tratta dal company profile 2009 della holding, è riportato l‟assetto azionario del gruppo. 3.3 Enipower spa È una società controllata al 100% da Eni, costituita nel novembre 1999, per le attività di generazione di enegia elettrica. Oggi Enipower , dispone di 7 centrali elettriche nei siti petrolchimici di Brindisi, Ferrara, Mantova e Ravenna e nelle raffinerie della divisione Refining & Marketing di Eni a Ferrera Erbognone (PV) Livorno e Taranto. Con una potenza installata di 5,2 GW si colloca fra i principali produttori nazionali di energia elettrica e al primo posto come produttore di vapore tecnologico.
  • 69. 67 Gli impianti Enipower proseguono la loro originale vocazione di fornitori di energia elettrica per i siti industriali ospitanti e sono dimensionate per cedere parte dell‟energia prodotta alla rete di trasporto nazionale. Dal 1° giugno 2006 la società ha acquisito da Eni Tecnologie le “Attività Fotovoltaiche”, costituite dallo stabilimento di Nettuno (RM) per la produzione di celle e moduli con celle fotovoltaiche al silicio. In sintesi EniPower possiede le partecipazioni evidenziate nel grafico seguente tratto dal bilancio 2008 della Società: 3.4 Acea Il Gruppo Acea, attraverso la gestione della rete di distribuzione dell‟area romana, consente l‟erogazione di elettricità ad oltre 2,7 milioni di abitanti. Con 27.640 km di rete, è oggi il secondo distributore di energia elettrica in Italia immettendo complessivamente circa 11.153 GWh l'anno. Oltre alle attività di vendita di energia elettrica la holding si occupa anche di generazione; recentemente, insieme a Electrabel43 e a Energia Italiana, ha acquisito Tirreno Power. Nella Capitale gestisce anche l‟illuminazione pubblica contribuendo alla valorizzazione del suo patrimonio storico e artistico. Recentemente è stato dato particolare impulso alle attività del settore fotovoltaico Nel 2007 la produzione di energia - termoelettrica, idroelettrica ed eolica – è stata pari a 4.651 GWh registrando ricavi consolidati per 2,6 miliardi di euro e un utile netto di gruppo di 167,4 milioni di euro. 43 Acea e Electrabel avevano acquisito, in esecuzione del decreto Bersani, la Genco3 (cfr. CAP II 3.1.1)
  • 70. 68 In figura si riporta la struttura completa della holding tratta dal sito web ufficiale. 3.5 A2A Il Gruppo A2A SpA nasce il 1 gennaio 2008 con la fusione per incorporazione di AEM SpA, ASM SpA e AMSA. L‟operazione si inquadra nel contesto evolutivo del settore delle local utilities italiane che, a fronte della progressiva apertura alla concorrenza, ha avviato un processo di consolidamento che sta portando alla formazione di un ristretto numero di operatori di dimensioni maggiori. Il gruppo, quotato in borsa sul listino FTSE Mib, oltre che in Italia, è presente anche in Spagna, Francia, Inghilterra e Montenegro. La dimensione è di rilevanza europea come si evince anche dai dati del bilancio 2008 con ricavi pari 6,1 miliardi di euro e margine operativo lordo di 1,1 miliardi di euro.
  • 71. 69 Oltre che nei settori della produzione, vendita e distribuzione di energia elettrica il gruppo è impegnato in quelli della vendita e distribuzione del gas, della produzione, distribuzione e vendita di calore tramite reti di teleriscaldamento, della gestione dei rifiuti e del ciclo idrico integrato, delle vendita di offerte ADSL su rete elettrica. Le attività sono organizzate in 4 "Filiere": (energia, calore e servizi, ambiente e reti), cui vanno aggiunti i servizi di corporate e altri servizi: Gli azionisti di controllo di A2A sono il Comune di Milano e il Comune di Brescia, rispettivamente con una partecipazione pari a 27,5%. In sintesi nel settore elettrico vengono gestiti:  3.400 MW di potenza elettrica installata, con un mix diversificato e flessibile di impianti termoelettrici (2.500 MW) e idroelettrici (900 MW);  180 milioni di metri cubi di acqua contenuti in 3 bacini idroelettrici;  800 MW termici e 180 MW elettrici di potenza installata nei 5 maggiori impianti di cogenerazione;  1.200.000 MWh elettrici e 600.000 MWh termici derivanti da 5 termovalorizzatori;  15.000 km di rete elettrica in BT e 180 km in AT. 3.6 Iride È una società per azioni italiana operante quale multiutility, in particolare nella produzione e distribuzione di energia elettrica, nei servizi di teleriscaldamento ed altri servizi di pubblica utilità. Nasce in origine (1907) quale Azienda Elettrica Municipale di Torino e all'inizio avvia la realizzazione di centrali elettriche, principalmente idroelettriche. Nel 1982 entra nel settore della cogenerazione e del teleriscaldamento assumendo la denominazione di Azienda Energetica Municipale. Trasformata in società per azioni nel 1997 con la denominazione Azienda Energetica Metropolitana Torino S.p.A., la società approda alla quotazione in Borsa nel 2000. A seguito di un accordo intercorso tra le Amministrazioni Comunali di Torino e Genova, il 31 ottobre 2006 incorpora la genovese AMGA (Azienda Municipalizzata Gas e Acqua) e contestualmente assume l'attuale denominazione Iride S.p.A. Nel corso del 2006 ha distribuito 3.538,6 GWh di energia elettrica,
  • 72. 70 Dal bilancio al 31 dicembre 2007, risulta per il gruppo Iride un capitale investito consolidato di circa 3,96 miliardi di Euro, un patrimonio netto di circa 1,42 miliardi di Euro, un fatturato consolidato di circa 2,43 miliardi di Euro ed un utile netto consolidato di circa 114,9 milioni di Euro. Al 31 dicembre 2007 il gruppo Iride occupava 2.698 dipendenti. 3.7 Enia È la società multiutility nata nel 2005 a capo del Gruppo operante nelle province di Parma, Piacenza e Reggio Emilia, risultante dalla fusione tra le aziende municipalizzate AGAC, AMPS e TESA. Il Gruppo è attivo nei seguenti settori: gas, distribuzione e vendita di energia elettrica, teleriscaldamento, servizio idrico integrato e ambiente; fornisce altri servizi di pubblica utilità (telecomunicazioni, illuminazione pubblica, servizi semaforici, servizi cimiteriali). Dispone di un bacino di utenza di oltre 1.200.000 abitanti, circa 2.400 dipendenti e 1.377 milioni di Euro di ricavi relativi all‟esercizio chiuso al 31 dicembre 2008. Nell‟esercizio 2008, il settore elettrico ha generato ricavi per 215,7 milioni di Euro, pari al 15,7% dei ricavi consolidati del Gruppo. Il Gruppo dispone di quattro impianti di cogenerazione e quattro centrali termiche attraverso i quali produce energia elettrica ed energia termica e distribuisce e vende acqua calda per uso riscaldamento e impieghi igienico-sanitari nelle città di Parma, Piacenza e Reggio Emilia. Nella figura, tratta dal sito web ufficiale, sono riportati i dati relativi alla vendita di energia elettrica. È stata annunciata a breve l‟incorporazione di Enia in Iride. Dalla sintesi riportata si può dedurre una crescente vitalità del settore che – in un sistema concorrenziale sempre più aperto – può garantire un servizio più efficiente ed economico.
  • 73. 71 CONSIDERAZIONI CONCLUSIVE L‟esame sin qui condotto – sia pure nella sintesi imposta – mostra, con concreta evidenza, l‟importanza e la complessità dell‟argomento. Dal punto di vista tecnico si tratta di un sistema molto avanzato in tutti i settori: produzione, trasmissione e distribuzione/vendita (cfr. Cap. I). La produzione spazia dalle tecnologie ormai consolidate dell‟idraulico e del termico (carbone, oli combustibili, metano e misti) al nucleare (con reattori sempre più avanzati e complessi a maggiore resa e minori residui radioattivi), alle energie rinnovabili (eolico, voltaico - nelle diverse forme-biomasse e rifiuti in generale). Anche le tecnologie sopra indicate come consolidate si aggiornano continuamente – sempre al fine di migliori rendimenti e minore impatto ambientale – avvalendosi degli sviluppi tecnologici generali e sopratutto del controllo dei sistemi complessi mediante gestione informatica. Analogamente la trasmissione e la distribuzione/vendita di energia elettrica hanno potuto registrare significativi e continui sviluppi avvalendosi proprio delle tecnologie informatiche. Sulla trasmissione è indicativo il ricorso, sempre più frequente, a cavi AT in corrente continua per collegamenti via mare che per la conversione (corrente alternata in corrente continua e corrente continua in corrente alternata) si avvalgono di tecnologie che hanno registrato recentemente sviluppi estremamente significativi. Relativamente all‟energia fotovoltaica, nel sottolinearne l‟elevato contenuto di innovazione tecnico-scientifica, si deve rilevare da una parte il tuttora rilevante onere dei costi nelle aree più sviluppate e popolate ma dall‟altra il significativo e talvolta determinante contributo che anche modeste potenze elettriche possono rappresentare in zone molto decentrate e sottosviluppate per il raggiungimento di obiettivi addirittura vitali come le comunicazioni e la conservazione di sostanze farmaceutiche essenziali per la sopravvivenza di quegli insediamenti. Dal punto di vista dell‟economista è doveroso rilevare i riflessi per la consistente entità degli investimenti, dei costi di gestione, manutenzione ed esercizio; l‟incidenza delle importazioni per diverse materie prime (sopratutto combustibili, ma anche
  • 74. 72 rame, ferro, etc); le ricadute sul sistema industriale, sui servizi e sull‟economia nel suo complesso;il coinvolgimento di tutti i settori della vita sociale e civile del Paese. L‟industria elettrica, anche in regime di monopolio privato o statale, ha dovuto sempre impiegare ingenti capitali per la realizzazione, la gestione e la manutenzione degli impianti occorrenti al soddisfacimento della richiesta dell‟utenza. Basti pensare che nel secondo dopoguerra nel periodo della ripresa europea – anni „45/‟70 del secolo scorso- i consumi di energia elettrica si raddoppiavano nell‟arco di 7-8 anni. Questo peraltro si sta verificando attualmente in alcuni Paesi dell‟estremo Oriente come Cina ed India e anche in alcuni Paesi dell‟America latina come Brasile e Messico. A partire dagli anni 80 si è opportunamente dedicata un‟attenzione sempre maggiore alla razionalizzazione dei consumi, associata anche ad uno sviluppo meno tumultuoso e ad un‟attenzione più accorta all‟ambiente. L‟esigenza di sempre nuovi capitali spiega il ricorso delle imprese elettriche agli aumenti di capitale sociale ma anche all‟indebitamento tramite l‟emissione di obbligazioni. Altro elemento interessante che emerge dalla tesi è l‟apparente incongruenza tra l‟obiettivo di creare un libero mercato e nel contempo l‟esigenza di ricorrere a complesse legislazioni a livello europeo e nazionale. Si pensi alle prescrizioni relative all‟unbundling contabile e anche gestionale per le imprese verticalmente integrate (cfr. Cap. II). È la conseguenza della peculiarità ripetutamente sottolineata dell‟energia elettrica quale elemento essenziale ed indispensabile alla stessa sopravvivenza della Società attuale, nei suoi molteplici aspetti, e la correlativa esigenza di consentire a tutti – singoli e collettività – l‟uso più appropriato in termini di accessibilità, prezzo e caratteristiche tecniche. L‟equilibrio così raggiunto – anche se criticabile dai liberisti più rigorosi – può considerarsi quale giusta compensazione tra le esigenze del mercato libero e quelle della fornitura di una merce/servizio assolutamente indispensabile nel mondo attuale. Il raggiungimento del suddetto compromesso risulta – come si è visto- molto complesso e ha come base fondamentale il sistema informatico.
  • 75. 73 Da quanto esposto nel Cap. III si evince l‟estrema complessità delle trattative di acquisto/vendita possibile solo tramite un sistema informatico molto capillare ed avanzato e l‟esigenza della presenza di Autorità che regolamentino e controllino il sistema. L‟esigenza di controlli che senza limitare la libertà del mercato nel contempo conseguano il rispetto delle legislazioni vigenti è emersa, in tutta la sua rilevanza e anche nella sua gravità, in rapporto alla gravissima crisi economica iniziata nell‟autunno del 2008 nei Paesi anglosassoni ma poi rapidamente estesa in tutti i Continenti e sopratutto in Asia e in Europa che al momento sta subendo le conseguenze più pesanti. Proprio in questo scorcio di primavera 2010 i Paesi più industrializzati stanno procedendo alla formulazione di regole ben chiare che comunque consentano al mercato di espletare la sua potenzialità ai fini dell‟attesa ripresa dell‟economia mondiale. Ritornando alla tesi risulta perciò non fuorviante in un libero mercato la presenza di controlli che senza soffocare le iniziative nei settori interessati garantisca a tutti i clienti/utenti –dalle più grandi imprese alla casetta di campagna- a costi sempre più contenuti e con adeguata qualità tecnica, l‟impiego di una merce/ servizio resa ormai indispensabile ad una vita civile.
  • 76. 74 BIBLIOGRAFIA Libri ROVA R. “Centrali elettriche” Coop. libraria editrice degli studenti dell‟Univ. di Padova 1978. AA.VV. “Storia dell’industria elettrica” Ed. Laterza Bari 1994. AA.VV. “Conphoebus Ricerca applicata e Servizi innovativi” Stampa Janusa Roma 1995. CATALIOTTI V. “Impianti elettrici” Flaccovio editore Palermo 2005 P.CARETTI e U. DE SIERVO “Istituzioni di diritto pubblico” Giappichelli Editore 2006 G.B. ZORZOLI "Il mercato elettrico italiano" Barbera Editore, 2007 G.CONTE “Impianti elettrici” Hoepli 2008. Riviste periodiche BOROTRA F. “La Direttiva europea e il suo recepimento in Francia” Energia n.1 1997. CLO A. “La Direttiva Elettrica Europea tra concorrenza ed interesse generale” L‟Industria n.1 1999. ILLUSTRAZIONE ENEL numeri vari anni. Altre fonti GME “Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico” GME “ Disposizioni Tecniche di Funzionamento” GME “Vademecum della borsa elettrica” Siti internet ufficiali di Enel, Acea, Enipower, Edison, A2A, Iride, GME,AU, Terna, AEEG, Enia, GSE SIGLE KV chilovolt GRTN (*) gestore rete trasmissione nazionale OTC over the counter-bilaterale kW chilowatt GME gestore mercato elettrico S.p.A. Pz prezzo zonale KWh chilowattora GSE gestore servizi energetici S.p.A. PUN prezzo unico nazionale MW megawatt AEEG autorità energia elettrica e gas PCE piattaforma conti energia MWh megawattora AU acquirente Unico S.p.A MSD mercato dispacciamento AT alta tensione Terna rete elettrica trasmiss. nazionale MPG mercato giorno prima MT media tensione TSO trasmission system operator MTE mercato elettrico a termine BT bassa tensione UE Unione Europea MPE mercato elettrico a pronti IDEX Italian derivates exchange TPA third part access MI mercato infragiornaliero CIP6 provvedm. N6 CIPE del 92 CDE piattaforma consegna fisica contratti CIPE comit. Interminister. Prezzi (*) oggi GSE. Ha ceduto il ramo di azienda TSO a Terna
  • 77. 75 SOMMARIO INTRODUZIONE ................................................................................................................ 1 CAP. I STRUTTURA DEL SISTEMA ELETTRICO.............................................................. 3 1 Caratteristiche Generali................................................................................................... 3 2 Produzione ....................................................................................................................... 5 2.1 Centrali idroelettriche.............................................................................................. 5 2.2 Centrali termoelettriche tradizionali ....................................................................... 6 2.3 Centrali nucleari....................................................................................................... 7 2.4 Centrali geotermoelettriche .................................................................................... 8 2.5 Centrali utilizzanti energie rinnovabili ..................................................................... 8 2.5.1 Energia dal sole ................................................................................................ 8 2.5.2 L’energia dal vento........................................................................................... 9 2.5.3 Biomasse e riutilizzo dei rifiuti ....................................................................... 10 3 Trasmissione .................................................................................................................. 11 4 Distribuzione.................................................................................................................. 12 5 L’economia degli impianti elettrici................................................................................. 12 5.1 I costi...................................................................................................................... 12 5.2 Le tariffe dell’energia elettrica............................................................................... 13 5.3 I problemi del libero mercato dell’energia elettrica.............................................. 15 5.3.1 Il monopolio naturale..................................................................................... 15 5.3.2 L’energia elettrica come bene/servizio.......................................................... 16 CAP.II LA NORMATIVA .............................................................................................. 18 1 Premessa........................................................................................................................ 18 2 La Direttiva 96/92/CE..................................................................................................... 18 2.1 I principi fondamentali........................................................................................... 19 2.2 Contenuto .............................................................................................................. 20
  • 78. 76 2.2.1 La produzione................................................................................................. 21 2.2.2 Unbundling contabile..................................................................................... 21 2.2.3 I gestori della trasmissione e della distribuzione........................................... 22 2.2.4 Modalità di accesso dei terzi alle reti............................................................. 23 3 Il decreto Bersani ........................................................................................................... 24 3.1 Aspetti centrali del decreto.................................................................................... 25 3.1.1 Produzione ..................................................................................................... 25 3.1.2 Trasmissione................................................................................................... 27 3.1.3 Distribuzione: ................................................................................................. 30 3.2 L’Acquirente Unico................................................................................................. 32 3.3 Il mercato dell’energia all’ingrosso........................................................................ 32 4 La direttiva 2003/54/CE ................................................................................................. 33 4.1 Applicazioni e contenuti......................................................................................... 34 4.1.1 Obblighi delle imprese nazionali.................................................................... 35 4.1.2 Tutela dei consumatori .................................................................................. 35 4.2 Autorità di regolamentazione nazionale e competenze........................................ 35 4.3 Attività di generazione e procedure di autorizzazione .......................................... 36 4.4 Norme a tutela dei clienti idonei ........................................................................... 37 4.5 Sistemi di trasmissione,di distribuzione e combinati............................................. 38 4.5.1 Compiti dei gestori nazionali.......................................................................... 39 4.6 Trasparenza del sistema e clausole di salvaguardia............................................... 40 4.7 Il diritto di accesso dei terzi e l’obbligo di motivare il diniego............................... 41 4.8 La contabilità separata delle imprese e il diritto di accesso .................................. 41 4.9 Le misure di salvaguardia e il controllo delle importazioni ................................... 41 5 La normativa di riferimento in Italia .............................................................................. 42
  • 79. 77 CAP. III IL MERCATO ELETTRICO ITALIANO................................................................. 44 1 I vincoli del sistema elettrico e il dispacciamento ......................................................... 44 1.1 Gli attori del sistema elettrico italiano................................................................... 46 2 Il funzionamento del mercato elettrico......................................................................... 46 2.1 Le zone del mercato............................................................................................... 47 2.2 Il Mercato Elettrico a Pronti (MPE) ........................................................................ 50 2.2.1 Il Mercato del Giorno Prima (MGP) ............................................................... 51 2.2.2 Il Mercato Infragiornaliero (MI) ..................................................................... 54 2.2.3 Il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD).......................................... 56 2.3 Il Mercato Elettrico a Termine (MTE)..................................................................... 57 2.4 Consegna fisica dei derivati sull’energia sul mercato elettrico (CDE).................... 59 2.5 Piattaforma Conti Energia a Termine (PCE) ........................................................... 60 3 Le industrie elettriche in Italia ....................................................................................... 61 3.1 Enel......................................................................................................................... 63 3.2 Edison..................................................................................................................... 65 3.3 Enipower spa.......................................................................................................... 66 3.4 Acea........................................................................................................................ 67 3.5 A2A......................................................................................................................... 68 3.6 Iride ........................................................................................................................ 69 3.7 Enia......................................................................................................................... 70 CONSIDERAZIONI CONCLUSIVE...................................................................................... 71 Bibliografia ..................................................................................................................... 74 Sigle ........................................................................................................................ 74 Sommario....................................................................................................................... 75

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