Da Bruxelles a Lubiana, le Authority scrivono nuove regole del gioco

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Da Bruxelles a Lubiana, le Authority scrivono nuove regole del gioco

Prof. Valeria TerminiComponente

Autorità per l’energia elettrica e il gas

Seminario di aggiornamento – Roma, 25-26 novembre 2011Dall’Europa all’Italia: capire e comunicare i nuovi scenari dell’energia

2Autorità per l’energia elettrica e il gas 2

Dall’armonizzazione al mercato europeo. Le nuove regole.

1. La lunga marcia verso un mercato unico dell’energia: liberalizzazione e regolazione nell’UE.

2. L’Agenzia di Coordinamento dei Regolatori Europei (ACER): prime regole ed effetti per l’Italia.

3. Regolatori nazionali e regolatori europei.

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1. La lunga marcia verso un mercato europeo dell’energia

• Differenze significative tra i Paesi dell’UE:

Dipendenza dalle importazioni non solo per l’elettricità

Mix di fonti primarie Il livello di liberalizzazione nella capacità di

generazione Prezzi


Dipendenza energetica UE (Importazioni nette su consumi primari di energia, 2010)

86,2%

50,3%

63,2%

82,1%

29,5%

55,5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Italy France Germany Spain United Kingdom European Union

Fonte: Enerdata

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Dipendenza energetica UE 2(Importazioni nette per fonte su consumi primari totali di energia, 2010)

35,7%

14,4% 19,7% 21,8% 15,2% 15,9%

37,5%

30,8%32,8%

48,7%

5,2%

31,2%

7,8%

4,2%

9,2%

4,5%

7,4%

6,0%

15,9%

50,5%38,4%

25,0%

71,5%

46,7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Italia Francia Germania Spagna Regno Unito UE-27

Altre fonti (importazioni nette) Gas naturale (importazioni nette) Energia elettrica importata

Petrolio (importazioni nette) Carbone (importazioni nette) Produzione interna

Fonte: Enerdata


Mix di generazione: come si produce energia elettrica crescita dell’importanza di gas e rinnovabili come fonti primarie

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2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010

Ita ly France Germany Spain UK European Union

Coal, lignite Oil Natural gas Nuclear Renewables (hydro, wind, solar, geothermal) Other

Fonte: Enerdata

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Esiste una reale concorrenza? Quota di mercato delle tre maggiori aziendeper capacità di generazione elettrica, 2009

Fonte: CEER.

0

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Italy Austria Germany France Spain Portugal Norway Sweden Denmark Finland Estonia GreatBritain

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Prezzo dell’elettricitàsulle principali borse elettriche europee

Fonte: Elaborazioni AEEG su dati Bloomberg

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I 200

0 II III IVI 200

1 II III IVI 200

2 II III IVI 200

3 II III IVI 200

4 II III IVI 200

5 II III IVI 200

6 II III IVI 200

7 II III IVI 200

8 II III IVI 200

9 II III IVI 201

0 II III IVI 201

1 II III

€/MWh

EXAA (AT) APX (UK, NL, BE) EEX (DE)

PowerNext (FR) OMEL (ES) NordPool (DK, SE, NOR, FI)

IPEX (IT)

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2. Le pietre miliari della lunga marcia

• Il primo pacchetto energia (1996-98): regole comuni minime per l’inaugurazione dei mercati energetici europei (elettricità e gas): es. Thirdparty access (TPA), unbundling contabile.

• Il secondo pacchetto energia (2003): verso un processo di armonizzazione più efficace al fine di migliorare il funzionamento dei mercati europei dell'energia; le autorità nazionali di regolamentazione (ANR) sono rese indipendenti dal settore e hanno un set minimo di compiti (ad esempio tariffe); entra in vigore l’unbundling giuridico delle attività regolamentate.

• Il terzo pacchetto energia (2009): rafforzamento dei regolatori nazionali; costituzione di nuove istituzioni al livello europeo (ACER, ENTSO, Associazione europea di operatori del sistema di trasmissione), disposizioni più efficaci per l’unbundling. L’ACER a Lubiana…

• Consiglio europeo, Febbraio 2011: completamento del mercato unico per l’elettricità e il gas entro il 2014.

• …tornando a Bruxelles con il Trattato di Lisbona (1 dicembre 2009) che fornisce una base giuridica per la futura politica europea per l’energia.

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Le tappe riflettono l’evoluzione del quadro regolatorio

2000

2003

2009

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Cosa significano le sigle?Un processo bottom up

Istituito a Bruxelles nel 2000. Attraverso il CEER, un’associazione volontaria senza fini di lucro, i regolatori nazionali cooperano e si scambiano buone prassi per facilitare la creazione di un mercato unico dell'energia dell'UE, competitivo, efficiente e sostenibile.

Dopo le direttive del 2003, la CE ha istituito un gruppo di regolatori europei per l'energia elettrica e il gas (ERGEG) con la missione di favorire il coordinamento tra le ANR e di «consigliare e assistere la Commissione nella sua azione di consolidamento del mercato interno» (decisione n. CE 2003/796). Sostituito da ACER nel 2011.

Fondata nel 2009 (Reg. UE 713/09), operativa da marzo 2011. L'Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell'energia (ACER) è un organismo della Comunità, dotato di personalità giuridica. La sua missione aiuta le autoritànazionali di regolamentazione nell'esercizio, a livello comunitario, delle funzioni di regolamentazione che essi svolgono negli Stati membri e, ove necessario, per coordina le loro azioni.

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Prime regole ed effetti per l’Italia:due esempi di nuove regole europee

• Elettricità: market coupling

• Gas: linee guida sull’allocazione della capacità di trasporto transfrontaliera.

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Primo esempio. Elettricità: linee guida su allocazione di capacità e gestione delle congestioni.

Il market coupling• Obiettivo: creare un mercato unico dell’energia elettrica.

• Abbiamo diversi mercati (borse) elettriche.

• Verso un più stretto coordinamento delle borse nazionali, che adottino gli stessi meccanismi (algoritmi) di formazione del prezzo e procedure comuni.

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Borse elettriche

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Coupling dei mercati elettrici

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Implicazioni per l’Italia

• A livello ACER, è già stato approvato un insieme di linee guida che disciplina i modelli di mercato cui dovranno conformarsi i mercati dell’elettricità europei.

• L’Italia ha già avviato un esperimento di market coupling con la Slovenia, che prevede che le borse elettriche italiana e slovena (GME e BSP), i TSO (Terna ed Eles) e Borzen (Gestore del Mercato Sloveno) coordinino le loro attività.

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Il gas: da dove viene?

Nota: per le infrastrutture in fase di progetto i dati potrebbero variare.

TAP

ITGI

MEDGAZ

GALSI

TRANSMED


Andamento del prezzo del gas e del petrolio

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giu

lug

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set

ott

nov

dic

gen

feb

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mag giu

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gen

feb

mar apr

mag giu

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set

ott

nov

dic

gen

feb

mar apr

mag giu

lug

ago

set

ott

nov

dic

2007 2008 2009 2010

Fonte: elaborazione AEEG su dati Platt's e IEA

Gas

(dol

lari/

Mbt

u)

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

Gas (Prezzo medio all'import via gasdotto - EU) Petrolio (BRENT Dated)

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Le linee guida sul gas

• L’obiettivo è spostare lo scambio dalle frontiere agli hub, eliminando di fatto le frontiere del gas e il bisogno di acquistare separatamente diritti di uscita e di ingresso dai sistemi nazionali ogni volta che si vuole scambiare gas tra Paesi. Con questo sistema si creano “pacchetti” di diritti di uscita ed entrata, detenuti dal venditore.

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Linee guida/2

• Bilanciamento: Serve a controllare in tempo reale i parametri del flusso di gas

nella rete (portate e pressioni) per garantire in ogni istante la sicura ed efficiente movimentazione del gas dai punti d’immissione ai punti di prelievo.

In Italia il mercato del bilanciamento del gas partirà dal 1 dicembre, allineando le nostre regole agli standard internazionali. Il servizio verrà svolto da SNAM.

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Implicazioni

• Lo scopo delle linee guida è avere mercati del gas piùliquidi e basati su hub, con maggiori benefici per i consumatori.

• La possibile conseguenza (anche di breve termine) è la riduzione del potere di mercato delle imprese (incumbents) nei mercati del gas nazionali.

• Il rischio potrebbe essere un ruolo più forte dei paesi esportatori extra-UE nei mercati nazionali UE.

• Il secondo pilastro necessario è dunque quello delle infrastrutture di trasporto e di stoccaggio del gas.

• Dal punto di vista europeo, spostarsi dalle frontiere agli hub è un passo avanti verso un mercato unico del gas.

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Implicazioni per l’Italia

• Può l’Italia diventare un hub del gas?

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3. Regolatori nazionali e regolatori europei: Bruxelles+Lubiana

• Sono stati fatti importanti progressi per favorire il funzionamento del mercato. ACER ha un ruolo forte sulle questioni transfrontaliere e ha poteri consultivi su altre questioni; i regolatori sono indipendenti.

• Il Consiglio europeo ha stabilito l’obiettivo di una completa integrazione dei mercati energetici dell'UE entro il 2014. Abbiamo inoltre obiettivi ambiziosi in materia di clima ed energia entro il 2020 (rinnovabili, riduzione delle emissioni).

• Ci si muove verso:

Infrastrutture a livello europeo; Maggiore sicurezza degli approvvigionamenti extraeuropei; Un più ampio ruolo per l’efficienza energetica; Una migliore integrazione delle energie rinnovabili nel sistema in

termini di sicurezza e di competitività.

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Agenzia di coordinamento o regolatore europeo?

• Di fronte alle sfide appena descritte, sembra esserci spazio per un ruolo più ampio della regolazione a livello europeo.

• Nuove questioni emergenti a livello UE hanno già beneficiato di un nuovo approccio dell'UE: ad esempio il regolamento UE sulla integrità e la trasparenza dei mercati all'ingrosso dell'energia (REMIT) da all’ACER un nuovo ruolo nel monitoraggio dei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e del gas. Le linee guida sul gas e sull’elettricità migliorano l’integrazione dei mercati.

• Qual è il ruolo delle ACER in futuro? Può la Banca centrale europea essere un modello per una possibile evoluzione di ACER?

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E i regolatori nazionali?

• Quale ruolo per i regolatori nazionali nel futuro?

Non tutte le questioni richiedono una scala UE, non tutte le questioni richiedono una regolazione.

L’enforcement e la vigilanza sono svolte piùappropriatamente a livello nazionale.

• Un forte coordinamento tra la regolazione nazionale ed europea è necessario.

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AppendiceDati e grafici di riferimento

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Importazioni di gas EU

Origin 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Share

2007(%)Russia 4539 709 4421 515 4554 744 4895 252 4951 044 4952 879 4937 711 4685 365 40,8Norw ay 1985 231 2136 379 2601 569 2699 473 2801 723 2671 779 2844 237 3061 751 26,7Algeria 2203 075 1957 181 2132 477 2158 803 2042 137 2256 826 2132 236 1943 976 16,9Nigeria 172 020 216 120 217 882 335 929 410 260 436 319 563 905 588 317 5,1Libya 33 442 33 216 25 536 30 390 47 809 209 499 321 150 383 615 3,3Qatar 12 443 27 463 87 952 80 414 160 170 195 713 232 721 275 496 2,4Egypt 202 419 327 394 221 305 1,9Trinidad and Tobago 36 334 24 498 19 120 1 365 29 673 163 233 104 917 0,9Other Origin 112 810 199 256 125 425 100 023 313 245 409 387 227 147 213 995 1,9Total Imports 9095 064 9015 628 9764 705 10301 649 10726 388 11364 494 11749 734 11478 737 100,0in Mio Cubic meters 240 610 238 509 258 326 272 530 283 767 300 648 310 840 303 670

Source: Eurostat, May 2009

Gas Importsinto the EU-27 ( in TJ, terajoules )

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Importazioni di gas - Italia

Importazioni di gas per Paese di origine* (2009)*Provenienza fisica e non contrattuale

Peso %ALGERIA 32,7%RUSSIA 28,9%LIBIA 13,2%OLANDA 6,2%NORVEGIA 6,0%ALTRO 4,8%GERMANIA 2,6%QUATAR 2,3%AUSTRIA 2,1%CROAZIA 1,2%

Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico

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Vendite di gas naturale in Italia

Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Totale

INDUSTRIA 1.217 1.237 1.292 1.090 1.194 1.138 1.219 812 1.343 1.396 1.347 1.186 1 4 .47 1 AGRICOLTURA E PESCA 39 32 23 11 6 2 1 1 5 6 18 29 17 3

RESIDENZIALE & TERZIARIO 6.381 5.133 3.762 1.678 875 745 709 588 741 1.799 3.474 5.713 3 1 .59 7

USI NON ENERGETICI 64 68 73 55 52 55 46 31 52 62 61 72 69 2

CENTRALI TERMOELETTRICHE 2.546 2.215 2.212 1.770 1.988 2.077 2.696 2.484 2.802 2.921 2.758 2.554 2 9 .02 2

AUTOTRAZIONE 57 55 61 62 63 61 65 56 61 65 63 65 73 4 CONSUMI E PERDITE E DIFFERENZE STATISTICHE 106 87 79 127 87 125 131 123 134 111 96 128 1 .33 5

TOTALE 10.410 8.826 7.502 4.792 4.266 4.203 4.867 4.095 5.138 6.361 7.817 9.748 7 8 .02 4

Fonte: Ministero dello sviluppo economico - Dipartimento per l'Energia - DGSAIE

Vendite di gas naturale in Italia (Milioni di Standard metri cubi a 38,1 MJ/m3)

Anno 2009

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Regioni del gas - UE

Italy & Austria

Italy, Austria, Slovakia, Hungary, Slovenia,

Greece, Poland, Czech Republic

South-South East

SpainSpain, Southern France, (Portugal)

South

NLNetherlands, Belgium, France, Great Britain,

Ireland, Germany, Denmark,

Poland

North

Lead Regulator

CountriesRegion

Italy & Austria



South-South East


South



Poland

North

Lead Regulator

CountriesRegion

West

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Prezzi del gas sui principali hub

5

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2 5

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3 5

6 /0 7 9 /07 12 /0 7 3 /0 8 6 /0 8 9 /0 8 12 /0 8 3 /0 9 6 /09 9 /0 9 12 /09 3 /10 6 /10 9 /10 12 /10 3 /11 6 /11 9 /11 12 /11

Ze ebrugge TTF NBP

P S V Ba umga rt en Aust r ia German Ga s P ool

Ne t Conne c t P EG P EG S ud

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Una possibile supergrid europea

Fonte: Desertec

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Rigassificatori

Fonte: LNG Info

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Bilancio del gas naturale in Italia


Da Bruxelles a Lubiana, le Authority scrivono nuove regole del gioco

Prof. Valeria Termini Componente


Seminario di aggiornamento – Roma, 25-26 novembre 2011 Dall’Europa all’Italia:

capire e comunicare i nuovi scenari dell’energia

Valeria Termini Da Bruxelles a Lubiana, le Authority scrivono nuove regole del gioco.

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1) L’INTEGRAZIONE DEI MERCATI NAZIONALI UE

Sono ormai trascorsi 15 anni da quando, nel dicembre del 1996, il Parlamento ed il Consiglio Europei hanno approvato la prima direttiva per l’integrazione dei mercati energetici nazionali in un unico mercato sovranazionale. In questi 15 anni i progressi sono stati notevoli, ma molto resta ancora da fare.

L’integrazione “dei mercati” è progredita, in particolare nel settore elettrico. Il settore del gas è partito dopo e si è mosso più lentamente

In questo periodo abbiamo assistito, in particolare, ad una progressiva integrazione dei mercati in termini di scambi economici e di possibilità di accesso agli stessi da parte degli operatori. Sia nel settore elettrico che in quello del gas, si sono sviluppati dei mercati organizzati (borse dell’energia) in cui operatori di vari paesi possono operare.

Con particolare riferimento ai mercati elettrici si è assistito in molti casi ad una vera e propria integrazione “dei mercati”, sviluppata prevalentemente sull’impulso d’iniziative di gruppi di Stati Membri, secondo un approccio bottom‐up.

Nel settore elettrico, ad esempio, la situazione di partenza era caratterizzata da borse che coprivano esclusivamente il mercato nazionale. In questo contesto un’eccezione positiva è stata da subito quella del NordPool, una borsa sopranazionale che, partendo dall’integrazione del mercato norvegese (formalmente al di fuori dell’Unione Europea, ma fisicamente integrato) con quello svedese, è arrivato nel tempo ad includere anche Danimarca e Finlandia.

A partire da questa dimensione puramente nazionale si è giunti alla situazione attuale in cui molti mercati nazionali sono integrati (accoppiati). Questa integrazione ha consentito di migliorare l’utilizzo della capacità produttiva.


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Come sopra ricordato il processo d’integrazione è stato promosso su base volontaria dalle Iniziative Regionali, lanciate dall’associazione dei regolatori Europei ERGEG nel 2006.

Dopo il NordPool i primi mercati ad essere accoppiati sono stati quelli di Francia, Belgio e Olanda (Trilateral coupling) e quelli di Spagna e Portogallo (Mibel). Nel corso del 2010 il Trilateral coupling è stato esteso anche alla Germania a formare il cosiddetto CWE (Central West Europe) market coupling. Oggi dunque Francia, Belgio, Olanda e Germania hanno un unico mercato organizzato per la compravendita di energia elettrica.

Dall’inizio del 2011 anche Italia e Slovenia, così come Slovacchia e Repubblica Ceca hanno avviato un accoppiamento dei propri mercati.

Per quanto riguarda in particolare lo sviluppo del mercato regionale Centro‐Sud Europa, in cui l’Italia è inserita, oltre all’avvio del gia citato market coupling con la Slovenia, si deve segnalare una importante evoluzione circa l’allocazione della capacita di trasporto transfrontaliera, tra paesi confinanti. Tale allocazione da circa due anni viene svolta, secondo regole comuni, da tutti i gestori di rete (TSO) della regione e a partire da meta 2011 è svolta da un’unica societa, partecipata dai medesimi gestori. Questa società costituisce quindi un’interfaccia unica per tutti i soggetti che vogliano comprare o vendere energia nei diversi mercati della regione. Tale societa, denominata CASC‐EU, con sede in Lussemburgo, svolge la medesima funzione anche per la regione Centro Ovest (Francia, Belgio, Olanda, Germania) e pertanto rappresenta di per se uno stimolo verso una piu stretta cooperazione delle due regioni per l’integrazione dei rispettivi mercati e l’armonizzazione dei rispettivi


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assetti regolatori. Per sfruttare tali sinergie l’Autorita ha promosso l’istituzione di gruppi di lavoro congiunti tra i regolatori delle due regioni.

Proprio nei giorni scorsi l’Autorità ha approvato le regole per l’allocazione della capacità di trasporto transfrontaliera, che per la prima volta non avranno valore limitato al prossimo anno ma potranno rimanere in vigore anche per più anni. Ciò è un ulteriore indice di maturità delle medesime regole.

Entro il 2012 è previsto che il CWE market coupling venga esteso anche ai Paesi Scandinavi e alla Gran Bretagna (North West coupling), mentre il 2014 è il termini ultimo, fissato dal Consiglio d’Europa per il completamento del coupling su scala continentale.

Sul fronte del gas naturale, dove il processo di liberalizzazione è partito qualche anno dopo il settore elettrico e dove le preoccupazioni sulla sicurezza degli approvvigionamenti hanno di fatto privilegiato un’ottica principalmente nazionale per lo sviluppo dei mercati, il processo di integrazione appare ancora in forte ritardo. Ciò anche alla luce dell’elevata incidenza di contratti pluriennali la cui presenza risponde, in ultima analisi, alle medesime preoccupazioni. Ai fini dell’integrazione dei mercati nazionali nel settore gas sono state definite 3 macro‐regioni, denominate North‐West region, South region, South‐South East region, come di seguito composte:


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Italy & Austria



South-South East


South



Poland

North

Lead Regulator

CountriesRegion

Italy & Austria



South-South East


South



Poland

North

Lead Regulator

CountriesRegion

Il processo di integrazione all’interno di queste macroregioni per il gas si è focalizzato prevalentemente su questioni di interconnessione, interoperabilità, trasparenza e sicurezza della fornitura. I maggiori progressi sono stati raggiunti nella regione North West, che comprende Olanda, Belgio, Francia, Gran Bretagna, Irlanda, Lussemburgo, Germania, Danimarca, Svezia e Norvegia (come membro osservatore). La seppur embrionale apertura ed integrazione dei mercati non è stata totalmente priva di effetti. Ad esempio, analizzando le dinamiche dei prezzi spot del gas nei principali hub europei (vedi figura) osserviamo un deciso allineamento degli andamenti dei prezzi degli hub nella citata regione NWE, caratterizzata da notevoli volumi di produzione interna, da una buona diversificazione delle fonti di approvvigionamento e da una notevole capacità di interconnessione. A partire dalla sua introduzione nel 2009, anche i prezzi della Borsa austriaca (Baumgarten) hanno mostrato un trend verso valori più allineati a quelli dell’area Nord. Nel valutare queste dinamiche di prezzo è comunque opportuno ricordare come, nel settore del gas, gran parte degli scambi commerciali avvengano sulla base di contratti di medio‐lungo termine, prezzi ancora oggi in larga parte indicizzati a quello del petrolio. Dunque il prezzo spot è, almeno per oggi, rappresentativo del valore di una quantità marginale di gas.


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Fig. Andamento dei prezzi spot del gas nei principali hub europei (€/MWh). Fonte: Platts

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10

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6/07 9/07 12/07 3/08 6/08 9/08 12/08 3/09 6/09 9/09 12/09 3/10 6/10 9/10 12/10 3/11 6/11 9/11 12/11

€/M

Wh

Zeebrugge TTF NBP

PSV Baumgarten Austria German Gas Pool

Net Connect PEG PEG Sud

Concretamente, possiamo dunque affermare che in questi anni abbiamo assistito ad un cambiamento molto rilevante nella fisionomia dei mercati europei dell’energia. Tuttavia, il processo di integrazione è oggi ancora ampiamente incompiuto.

I progressi sono stati molto meno evidenti sul fronte infrastrutturale.

Se guardiamo all’evoluzione delle interconnessioni tra Stati membri, all’interno dell’Europa, rileviamo come i progressi verso l’integrazione infrastrutturale siano stati molto più lenti. Questo, in particolare nel settore del gas naturale, ha portato ad un consolidamento delle preesistenti segmentazioni geografiche dei mercati.

Infatti, se da un lato alcuni segnali indicano un migliore funzionamento del mercato interno dall’altro, come sottolinea la Status Review of the Liberalisation and Implementation of the Energy Regulatory Framework pubblicata dall’assocazione dei regolatori europei – ERGEG ‐ nel dicembre 2010, la situazione nel settore gas appare ancora poco favorevole: in molti Paesi resta limitato il ruolo delle forniture via gas naturale liquefatto e risultano ancora molto concentrati i mercati nazionali. Tale situazione, sempre secondo il rapporto ERGEG (European Energy Regulatory Group for Electricity and Gas a cui partecipa l’Autorità italiana), espone ancora l’Europa a rischi nel caso di interruzione di uno dei principali gasdotti che la riforniscono, richiamando la persistente necessità di maggiori investimenti in impianti di stoccaggio, GNL, controflusso, nonché di infrastrutture di interconnessione tra i diversi Paesi membri. La necessità di superare la frammentazione infrastrutturale appare oggi particolarmente urgente, anche alla luce dei nuovi obiettivi di evoluzione dei nostri sistemi energetici verso soluzioni ambientalmente sostenibili, a basso contenuto di carbonio. Basti pensare ai progetti di integrazione del sistema elettrico europeo attraverso lo sviluppo di cosiddette supergrid, in grado di far convergere le fonti eoliche del nord Europa e quelle fotovoltaiche del nord africa e le biomasse dell’est verso i mercati europei. L’effettiva realizzazione del mercato unico europeo consentirebbe, infatti, di sfruttare al meglio le dotazioni energetiche – in particolare le fonti rinnovabili ‐ dei diversi paesi. L’utilizzo efficiente delle risorse è d’altronde condizione necessaria affinché la transizione verso un sistema energetico sostenibile possa rispettare i vincoli di sostenibilità economica, in particolare in questo periodo di crisi.


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Fig. Proiezione di una possibile super grid europea

Fonte: Desertec

La stessa Commissione Europea ha fatto dello sviluppo infrastrutturale uno dei punti di forza del proprio intervento. E’ infatti in corso di approvazione un regolamento che volto a normare sia il processo di identificazione coordinata a livello europee degli sviluppi di rete ritenuti strategici ‐ anzi, di interesse comune – sia le modalità di ripartizione dei relativi costi tra i paesi interessati e, in fine, le modalità di trasferimento di tali costi sui clienti finali, attraverso le tariffe. L’asimmetria nell’attribuzione tra i diversi paesi dei benefici e dei costi connessi con una nuova infrastruttura è stata, infatti, una delle barriere che hanno a volte rallentato gli investimenti. La costruzione di un nuovo elettrodotto tra Francia e Italia, ad esempio, se da un lato aiuta a far ridurre i prezzi dell’energia elettrica in Italia, dall’altro è probabile che li aumenti per il consumatore francese. Questo rappresenta naturalmente un problema in fase di decisione delle nuove infrastrutture.

2) ELEMENTO CHIAVE DEL FUTURO MERCATO INTEGRATO: LA FLESSIBILITA’

Come abbiamo già osservato, il sistema energetico europeo nei prossimi anni dovrà affrontare una sfida estremamente impegnativa, che richiederà riforme importanti nel funzionamento dei mercati e nella loro struttura. Nell’affrontare il nuovo contesto, l’integrazione è un elemento indispensabile, ma non sufficiente. Tra gli elementi chiave per il futuro rientra sicuramente quello della flessibilità.


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Obiettivo: non solo integrazione, ma anche aumento della flessibilità

Dal punto di vista strutturale giocheranno un ruolo importante quelle infrastrutture di offerta in grado di adattarsi a condizioni di mercato e di approvvigionamento potenzialmente instabili. Pensiamo, ad esempio, agli investimenti in corso in nuove stazioni di compressioni ed in infrastrutture di stoccaggio volti a consentire l’inversione del flusso del gas nell’utilizzo dei gasdotti. Questi investimenti aumenteranno le possibilità di sostegno reciproco tra Stati membri in caso di interruzione di un canale di approvvigionamento, migliorando in tal modo la sicurezza energetica dell’intera Unione Europea. Esemplare in tal senso è la situazione dell’Europa dell’Est, ad oggi ancora fortemente dipendente dalle forniture di gas dalla Russia e scarsamente connessa con gli altri paesi europei.

Un altro importante contributo di flessibilizzazione del mercato del gas viene dallo sviluppo di capacità di rigassificazione. La quota del gas naturale liquefatto sul totale delle importazioni di gas nell’Unione Europea è vicina al 15% (Fonte: Rapporto JRC 2009): un valore in assoluto non elevato ma in realtà importante per assicurare una certa competizione tra forniture.

Come si vede anche dalla cartina, in Europa i Paesi con la maggior capacità di rigassificazione sono la Spagna e il Regno Unito.

Fonte: LGNinfo

Il gas naturale liquefatto sta aumentando il suo peso nel portafoglio di approvvigionamento dell’Italia. Come emerge dalla tabella, il Ministero dello sviluppo economico ha stimato per il 2010 un’importazione di gas naturale liquefatto pari a 9.000 milioni di standard metri cubi, circa tre volte tanto i livelli dell’anno precedente. Tali importazioni sono arrivate per più del 60% dal Qatar.


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Nel settore elettrico un contributo importante alla flessibilità potrà venire, ad esempio, dallo sviluppo di nuova capacità di stoccaggio e dallo sfruttamento ottimale degli impianti a ciclo combinato a gas realizzati negli ultimi anni. L’Italia possiede uno dei parchi termoelettrici più flessibili in Europa: l’evoluzione della regolazione dei mercati potrà consentirne lo sfruttamento anche a livello sopranazionale..

Lo sviluppo di capacità di stoccaggio di gas può, infine, contribuire significativamente sia all’incremento dei livelli di sicurezza che, consentendo lo sfruttamento ottimale della capacità di trasporto esistente, all’aumento dei livelli di concorrenzialità del mercato.

Anche le regole di funzionamento dei mercati si devono aggiornare per consentire al sistema e agli operatori maggiore flessibilità

Dal punto di vista del funzionamento dei mercati si tratta, almeno nel settore elettrico, di rivedere ed armonizzare il loro disegno anche in prossimità del tempo reale, data la presenza di una quota elevata di capacità di generazione intermittente e difficilmente prevedibile. Oltre ad utilizzare in maniera coordinata queste risorse, su aree geografiche il più possibile ampie, sarà importante, anche in questo caso, ridefinire le regole di allocazione dei costi di sbilanciamento in modo coerente con le responsabilità dei rispettivi paesi. L’associazione dei gestori di rete ENTSO‐E ha già preso posizione in favore di una piena integrazione dei mercati di bilanciamento.


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Cioè in quei mercati utilizzati dai gestori di rete per garantire la sicurezza del sistema.

Anche nel settore del gas si pone l’esigenza di un’armonizzazione delle regole di funzionamento dei mercati. Qui il percorso è ancora lungo e ci si sta lavorando a livello europeo. Un primo elemento cruciale per una maggiore integrazione e flessibilità dei mercati nazionali è il superamento dell’attuale frammentazione dei diritti di trasporto tra i diversi hub europei, nonché verso questi dai diversi punti di accesso al sistema europeo nel suo complesso. L’attuale necessità di combinare, per raggiungere diverse aree di domanda e effettuare scambi tra mercati, diritti di trasporto definiti su tratte frammentate ingessa le transazioni e rende poco agevole lo scambio.

3) UNA NUOVA GOVERNANCE IN EUROPA

La necessità di passare ad una nuova fase nel processo di costruzione del mercato unico dell’energia ha portato a modificare in misura rilevante le responsabilità dei regolatori nazionali, così come degli Stati membri, nonché come gli ambiti di sussidiarietà nell’Unione. Il quadro si sta muovendo rapidamente; basti pensare che il Consiglio Europeo del 4 febbraio 2011 ha stabilito l’obiettivo, entro il 2014, di completamento del mercato interno dell’energia elettrica e del gas. In questo processo di riforma, si è assistito ad un progressivo spostamento dall’ambito nazionale a quello europeo non solo della fase di definizione di alcuni importanti obiettivi di politica energetica, ma anche quella di scelta degli strumenti da utilizzare per il perseguimento di tali obiettivi, nonché del disegno ed organizzazione dei mercati.

Centro decisionale sempre più europeo e meno nazionale

In particolare, l’orientamento che emerge in Europa è quello di un rafforzamento, rispetto al passato, del ruolo dell’Unione europea, con un netto prevalere di ottiche comunitarie, da calare nelle realtà nazionali. Ciò rappresenta un supermento del precedente approccio, giudicato inefficace ed eccessivamente lento, d’integrazione ed armonizzazione attraverso la composizione centrale di iniziative nazionali. La governance che si è ormai affermata nel nuovo contesto prevede, dunque, che l’attuazione delle politiche delineate dalle direttive comunitarie e dai regolamenti sia realizzata attraverso istituzioni comunitarie che, in taluni casi, portano a decisioni vincolanti per i Paesi membri. Per ora gli ambiti di decisione gestiti a livello comunitario hanno riguardato prevalentemente le questioni transfrontaliere, ma oggi si sta cominciando ad incidere direttamente anche sul funzionamento dei settori a livello nazionale. Si pensi, ad esempio, alla proposta formulata dalla Commissione Europea per lo sviluppo infrastruttuale che prevede che i regolatori debbano trasferire nelle tariffe nazionali quota parte dei costi degli sviluppi decisi a livello sovranazionale.


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Primi codici di rete europei già a partire dal 2012

Nell’ambito di questo nuovo contesto si è cominciato il processo di definizione di diversi ambiti di intervento, molto rilevanti anche per l’Italia. Ad esempio, nel corso del 2010 ha preso avvio un’importante innovazione prevista dal cosiddetto Terzo Pacchetto Energia, ovvero la predisposizione di codici di rete europei. Tali codici costituiranno un complesso corpus di norme comunitarie che caratterizzeranno in modo fondamentale l’evoluzione dei mercati nazionali e regionali nei prossimi anni. La produzione dei codici di rete, che il Terzo Pacchetto demanda alle associazioni europee dei gestori dei sistemi di trasmissione (ENTSO‐E e ENTSO_G), avverra sulla base di linee guida predisposte dalla nuova Agenzia Europea per la collaborazione dei regolatori dell’energia – ACER, divenuta pienamente operativa a partire da marzo di quest’anno. I primi codici di rete europei, che diventeranno operativi nel 2012, definiranno – per il settore elettrico ‐ delle regole armonizzate per la connessione degli impianti di produzione e – per il settore del gas naturale – regole armonizzate per l’allocazione della capacità di trasporto nei gasdotti internazionali. Tali norme – attraverso la procedura nota come Comitologia cui sono invitati a partecipare i Ministeri dei 27 membri – diverranno vincolanti per tutti gli ordinamenti nazionali, avendo un impatto considerevole negli attuali assetti regolatori dei due settori. Per il gas naturale in particolare, attraverso la medesima procedura di Comitologia, si attende nel 2012 l’emanazione di norme vincolanti relative alla risoluzione delle congestioni contrattuali nei gasdotti internazionali. E’ in tale ambito, ad esempio, che si sta affrontando la questione dell’attuale sotto‐ulizzazione dei gasdotti che collegano l’Europa ai paesi produttori.

L’insieme di queste norme, che vedranno impegnati su vari fronti nei prossimi anni i regolatori nazionali, ACER, la Commissione e gli ENTSO, potranno incidere nella definizione del mercato unico Europeo dell’energia in modo ancor più significativo di quanto sin qui avvenuto con i diversi pacchetti di direttive.

4) RUOLO DEI REGOLATORI NAZIONALI ED ACER

I tre “pacchetti” legislativi sul mercato dell’elettricità e del gas, del 1996‐98, del 2003 e del 2009 hanno favorito una progressiva armonizzazione di quei mercati. Parte importante di questo processo è l’evoluzione del ruolo dei regolatori europei e la nascita dell’Agenzia di Cooperazione dei Regolatori dell’Energia (ACER), che ha iniziato a operare nel marzo 2011. Il Council of European Energy Regulators (CEER) rappresenta il primo esempio di cooperazione tra regolatori europei. Istituito a Bruxelles nel 2000, è un’associazione volontaria senza fini di lucro. Attraverso il CEER i regolatori nazionali cooperano ancora oggi e si scambiano buone prassi per facilitare la creazione di un mercato unico dell'energia dell'UE, competitivo, efficiente e sostenibile. Dopo le direttive del 2003, la Commissione Europea ha istituito un gruppo di regolatori europei per l'energia elettrica e il gas (ERGEG) con la missione di favorire il coordinamento tra le Autorità nazionali di regolazione e di «consigliare e assistere la


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Commissione nella sua azione di consolidamento del mercato interno» (decisione n. CE 2003/796). Fondata nel 2009 (Reg. UE 713/09) a seguito dell’approvazione del “terzo pacchetto”, e operativa da marzo 2011, l'Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell'energia (ACER) sostituisce ERGEG. E’ un organismo dell'Unione europea la cui missione è di aiutare le autorità nazionali di regolamentazione nell'esercizio, a livello comunitario, delle funzioni di regolamentazione che essi svolgono negli Stati membri e, ove necessario, per coordinare le loro azioni. Dal 1996 sono stati fatti importanti progressi per favorire il funzionamento del mercato. ACER ha un ruolo di rilievo sulle questioni transfrontaliere e ha poteri consultivi su altre questioni, e i regolatori nazionali sono stati resi indipendenti. Il Consiglio europeo ha stabilito nel febbraio 2011 l’obiettivo di una completa integrazione dei mercati energetici dell'UE entro il 2014. Abbiamo inoltre obiettivi ambiziosi in materia di clima ed energia entro il 2020 (rinnovabili, riduzione delle emissioni). Per raggiungere tutti questi obiettivi – che in senso lato appartengono alla politica energetica e sono quindi di competenza dei governi – sono necessarie infrastrutture di livello europeo, una migliore integrazione delle energie rinnovabili nel sistema in termini di sicurezza e di competitività, e un più ampio ruolo per l’efficienza energetica e le smart grid. Su tutti questi temi le Autorità di regolazione dell’energia svolgono un compito, ad esempio incentivando la realizzazione di infrastrutture di rete. Date le dimensioni delle sfide, ci si potrebbe chiedere se ci sia spazio per un vero regolatore europeo che subentri all’attuale ACER.

5) IMPLICAZIONI PER L’ITALIA

In questa fase molto dinamica, che vede ad un tempo un’accelerazione del processo di integrazione ed armonizzazione dei mercati nazionali ed una forte innovazione nel mix delle tecnologie, è ragionevole attendersi un generalizzato miglioramento sia dell’efficienza produttiva in Europa, che della sicurezza degli approvvigionamenti energetici. L’utilizzo coordinato e più concorrenziale delle risorse energetiche dei diversi paesi europei dovrebbe, infatti, portare ad una riduzione dei costi totali di produzione.

D’altro canto, nella valutazione di queste dinamiche è importante tenere conto che tali benefici non saranno distribuiti in maniera uniforme tra tutti i Paesi. E’, dunque, di estrema rilevanza essere presenti ed aumentare il proprio peso, come Paese, nel processo decisionale europeo.

Come anticipato sopra, in questo il regolatore italiano sta investendo molte risorse. La partecipazione al board of regulators di ACER, così come ai gruppi di lavoro organizzati sia da ERGEG che da ACER, sono un esempio dell’attività svolta in questa prospettiva.

In ambito comunitario stiamo lavorando attivamente affinché le regole europee in via di definizione siano possano portare ad un’attribuzione dei costi, anche di


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sviluppo delle infrastrutture di trasporto, tra paesi, in linea con la ripartizione dei relativi benefici.

Un altro fronte di intervento riguarda più direttamente l’attività di regolazione. Per far sì che dei citati benefici possa avvantaggiarsi anche la nostra economia e, in particolare, i nostri consumatori stiamo infatti impostando da subito la regolazione nazionale in coerenza con il contesto europeo, aumentando la liquidità e la trasparenze dei mercati, nonché riducendo le barriere all’ingresso di nuovi operatori. Il prossimo avvio del mercato del bilanciamento del gas naturale, a partire dall’1 dicembre, va proprio in questa direzione, allineando le regole agli standard internazionali e favorendo la formazione di un riferimento di prezzo liquido e trasparente, con l’auspicio che tale prezzo possa diventare presto un riferimento anche per le negoziazioni a termine. Il recente incremento della capacità di stoccaggio disponibile e la potenziale disponibilità di nuova capacità di trasporto, derivante anche da un’ottimizzazione dell’utilizzo dei gasdotti internazionali, potranno contribuire sensibilmente a garantire un maggior allineamento dei prezzi nazionali a quelli europei.

Da Bruxelles a Lubiana, le Authority scrivono nuove regole del gioco

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