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V° LezioneV° Lezione

Gas ed Energia: caratteristiche

• Elettricità• Non stoccabile• Domanda poco

crescente nel breve• Offerta difficilmente

incrementabile nel breve

• Innovazioni nella fornitura (servizi post-contatore)

• Gas• Stoccabile• Domanda fortemente

crescente nel breve (usato come input per la produzione di energia elettrica)

• Innovazioni nella produzione

Varie tipologie di “economie”1) Economie di scala = riduzione dei costi medi all’aumentare

delle unità prodotte (es. produzione)

2) Economie di scopo = riduzione dei costi unitari di produzione per effetto di una produzione congiunta di più beni all’interno dello stesso processo produttivo (es. vendita, cogenerazione)

3) Economie di estensione = economie legate allo svolgimento contemporaneo di più attività della filiera

4) Economie di densità = riduzioni nel costo unitario (per cliente servito) all’aumentare della concentrazione territoriale dell’utenza (vendita, distribuzione)

5) Economie di rete = una grande rete offre un beneficio maggiore agli n utenti di quello offerto da m (≥ 2) reti separate più piccole (Economie delle grandi scorte nel trasporto e nella trasmissione)

Economie di scala: un esempio

Tariffe di trasporto

- A francobollo (dipende dalla quantità e non dalla distanza)

- Distance related (dipende dalla distanza)

- Entry – exit (dipende dal punto di immissione e recupero)

Tariffa di trasportoIn Italia (Delibera 120/01 AEEG)

T = (Ke· CPe) + (Ku · CPu) + (Kr· CPr) + CF + E·(CV+CVP)

• - Ke = capacità conferita all’utente nel punto di entrata (e) della rete nazionale di gasdotti, espressa in metri/cubi giorno (mc/g);

• - CPe = corrispettivo unitario di capacità per il trasporto sulla rete nazionale di gasdotti relativo ai conferimenti nel punto di entrata (e) della rete nazionale di gasdotti, espresso in lire per metro cubo/giorno;

• - Ku = capacità conferita all’utente nel punto di uscita (u) della rete nazionale di gasdotti, espressa in metri cubi/giorno (mc/g);

• - CPu = corrispettivo unitario di capacità per il trasporto sulla rete nazionale di gasdotti, relativo ai conferimenti nel punto di (u) della rete nazionale di gasdotti, espresso in lire per metro cubo/giorno;

• - Kr = capacità conferita all’utente nel punto di riconsegna (r) delle reti regionali di gasdotti, espressa in metri cubi/giorno (mc/g);

• - CRr = corrispettivo unitario di capacità per il trasporto sulle reti regionali, relativo ai conferimenti nel punto di riconsegna (r) delle reti regionali di gasdotti, espresso in lire per metro cubo/giorno;

• - CF = corrispettivo fisso per ciascun punto di riconsegna, espresso in lire;• - E = energia associata al gas immesso in rete, espressa in gigajoule (GJ);• - CV = corrispettivo unitario variabile, espresso in lire per gigajuole;• - CVP = corrispettivo integrativo espresso il lire per gigajuole[1]

[1] All’art. 4 si precisa che CVP è una quantità calcolata in ragione del 4,89% degli incrementi patrimoniali complessivi relativi alla rete nazionale e alle reti regionali, diviso per l’energia associata ai volumi immessi nella rete nazionale di gasdotti nei punti di entrata, esclusi i siti di stoccaggio, nell’anno solare 2000 (assunta pari a 2786,10 petajoule )

Tariffa di distribuzioneMJ = m3· PCS· M

• MJ = energia prelevata nel punto di riconsegna della rete di distribuzione, calcolata in megajoule;

• m3 = volumi prelevati nell’anno termico precedente;• PCS = potere calorifico superiore del gas;• M = coefficienti di correzione individuato, per ciascun comune, in funzione

dell’altitudine e dei gradi giorno e definito dalla deliberazione n° 237/00 dell’AEEG

Confronto fra tariffe di distribuzione adottate per l’anno termico 2003 - 2004 da

Publiservizi (P), Ages (P) e Fiorentinagas (F) Estremi dello scaglione Quota fissa

(Euro) Quota variabile (centEuro/ MJ)

Publienergia (1) Ages Fiorentinagas P A F P A F 1 1-10.000 1-4.000 1-20.000 20 18 18.6 0.1635 0.4419 0.4318

2 10.001-60.000 4.001-10.000 20.001-100.000 32 24 31.2 0.0772 0.302 0.3761

3 60.001-200.000 10.001-40.000 100.001-400.000 75 46 62.4 0.0725 0.1 0.3301

4 200.001-1.000.000 40.001-200.000 401.000-4.000.000 150 46 252 0.071 0.08 0.1980

5 1.000.001-8.000.000 200.001-1.000.000 4.000.001-8.000.000 500 120 864 0.0654 0.05 0.1481

6 8.000.001-40.000.000 1.000.001-6.000.000 8.000.001-40.000.000 515 860 1.800 0.035 0.02 0.0134

7 40.000.001-infinito 6.000.001-infinito 40.000.001-infinito 620 3.230 3.600 0.0064 0.018 0.0067

(1)Le tariffe di Publienergia sono quelle relative alla zona di Empoli

Economie nelle fasi a rete

Trasporto• Economie di scala• Economie delle grandi scorte

– Sfruttare tutta la capacità prenotata– Stabilizzare il più possibile i flussi di gas durante

l’anno

Distribuzione• Economie di scala

– Riduzione personale (ma X-inefficienza; congestione, data base, ecc.)

– Aumenta potere contrattuale verso gli stakerholders

• Economie di densità

La separazione delle fasi

Contro …• La separazione proprietaria delle fasi non permette di

sfruttare le varie economie• La separazione genera il fenomeno della doppia

marginalizzazione (**) • La separazione aumenta i costi di transazione (maggior

potere contrattuale se l’impresa è integrata. Contratti take or pay (*))

Pro …• La separazione contabile e permette di ridurre

l’asimmetria informativa fra il regolatore e gli operatori e di ridurre la possibilità di sussidi incrociati

• La separazione permette al regolatore di intervenire solo in quelle fasi in cui si riscontra un fallimento del mercato (monopoli naturali)

• Authority debole

(*) Contratti take or pay

• Molto diffusi a livello internazionale

- 85% dei contratti totali di importazione

- 65% ha una durata residua fra i 15 ed i 20 anni

• Si paga un prezzo fisso per una quantità variabile (che oscilla fra due estremi)

• Il venditore sopporta il rischio prezzo• L’acquirente sopporta il rischio volume e deve

pagare il gas anche se non lo preleva tutto• I produttori devono essere tutelati per gli ingenti

investimenti in esplorazione e estrazione

(**) La doppia marginalizzazione

Fase “A” (proprietà della rete)

Costi Ricavi 1) costo opportunità dell’immobilizzazione 1) canone pagato dal gestore della rete (fase “B”) 2) quota di ammortamento del capitale iniziale

Fase “B” (gestione della rete) Costi Ricavi

1) costi di manutenzione ordinaria 1) prezzo di accesso per la distribuzione pagato da chi opera in “C”

2) quote ammortamento spese di manutenzione straordinaria

3) canone versato al proprietario della rete “A” Fase “C” (erogazione del servizio)

Costi Ricavi 1) costi operativi 1) tariffe di vendita del gas 2) prezzo di accesso alla rete di distribuzione pagato a “B”

Le reti (1)

- Le reti sono essential facilities- Se il gestore è integrato a monte c’è il rischio di

prezzi discriminatori per l’accesso alla rete- Rischio elevato se l’accesso è negoziato- Rischio anche con regolamentazione dell’Authority a

causa delle asimmetrie informative

- Se il gestore è integrato a valle, rischio di sussidi incrociati- La fase in monopolio finanzia quelle liberalizzate- Nel breve periodo prezzi finali ridotti- Nel lungo andare, rischio di prezzi predatori ed

esclusione dei concorrenti

Le reti (2)

• Se il gestore è integrato a valle, rischio che privilegi il passaggio del proprio gas in caso di rete vicina alla saturazione (abuso di dipendenza economica)– Decreto Letta prevede che il gestore possa

impedire il passaggio del gas ad altri se deve ottemperare a contratti take or pay

– Cosa succede se ciò vale anche per chi chiede l’accesso alla rete?

Proprietà/gestione delle reti• La rete può aver bisogno di manutenzione e di

interventi strutturali (ampliamento)

• Lo scopo del gestore potrebbe essere incentivare l’uso della rete– Tariffe basse– Difficile per l’utente attribuire responsabilità sui disservizi

GESTORE: suggerisce interventi strutturali sulla rete

PROPRIETARIO: finanzia interventi strutturali sulla rete

CONFLITTO- Recuperi pluriennali- Price cap

Che tipo di proprietà? (1)

• Proprietà privata + gestione– Utile la separazione proprietaria dalle altre fasi

• Tariffe regolamentate (monopolio privato)

– Rischi di abuso di posizione dominante, di sussidi incrociati, ecc.

– Oppure quotazione in Borsa• Qual è il giusto tetto alla quota di azioni detenute da

una società?

• Proprietà pubblica separata da gestione– Asimmetrie informative– Tariffe più elevate del dovuto

Che tipo di proprietà? (2)

• Proprietà pubblica + gestione- Rischio di una gestione non orientata all’efficienza

- Preferibile una separazione dalle altre fasi

In sintesi …

Separazione della rete nei settori energetici Proprietà pubblica Proprietà privata

integrata Proprietà privata

non integrata Separazione proprietà e gestione

Contro: asimmetrie informative sulle tariffe di accesso

Contro: asimmetrie informative sulle tariffe di accesso, conflitto proprietario/ gestore sulla manutenzione preventiva

Contro: conflitto proprietario/ gestore sulla manutenzione preventiva, tariffe di accesso troppo alte

Proprietà unita alla gestione

Contro: possibilità di avere una gestione non strettamente orientata all’efficienza

Contro: sussidi incrociati, prezzi predatori, tariffe di accesso non orientate ai costi, abuso di dipendenza economica

Contro: disincentivi alla manutenzione preventiva, asimmetrie informative sulle responsabilità dei disservizi (attribuibili ai venditori)

In ItaliaL’AGCM si espressa sul problema con il parere AS278

“Riunificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale” (2004)

- Gestione unita alla proprietà

- Proprietà pubblica

- Separazione dalle altre fasiAttualmente in Italia

Snam50%

Terna

96%

Stato

ENEL

ENI36%

34%

Concentrazione nei settori energetici: ITALIA (dati 2003)

Filiera elettrica Filiera del gas

Generazione/Produzione

Trasmissione/Trasporto

Distribuzione

Vendita

Quote ENEL Quote ENI

56%

92%

87%

48%

88%

34%

65%

97%

Fonte: AEEG e Ref.

Convergenza elettricità/gas (1)1) Sviluppo della cogenerazione

– Produzione congiunta di energia e calore– Nel settore elettrico: diritto di priorità per

accedere alle rete– Nel settore del gas: cliente idoneo

2) La disintegrazione verticale (unbundling) costringe a strategie di integrazione orizzontale (rebundling)

3) Chi opera nel settore elettrico può acquistare gas a prezzi molto contenuti (economie di varietà)

4) Economie di rete: si abbattono costi di:- fatturazione

- lettura contatore

- pubblicità

5) La diversificazione può consentire di rafforzare la propria posizione sul mercato di origine- il gas per autoconsumo non è sottoposto ai tetti antitrust imposti ad ENI

Convergenza elettricità/gas (2)

Convergenza elettricità/gas (3)

RISCHI

1) Aumenti di prezzo del gas si potrebbero ripercuotere sul prezzo dell’elettricità

2) Sussidi incrociati fra settori

3) Estensione di posizioni dominanti da un settore all’altro

Percentuali per fonte di produzione

petrolio22%

gas naurale39%

solidi13%

biomasse e rifiuti2%

eolica e fotovoltatica1%

geotermica2%

altri combustibili6%

idrica15%

petrolio eolica e fotovoltatica gas nauralebiomasse e rifiuti idrica geotermicasolidi altri combustibili

Esempio di scrematura del mercato (1)

N u o v o o p e ra to re

L e a d e r

C lie n te A

C lie n te BC lie n te B

Entra

Non entra

Risponde Non risponde

9010 5 0()

Nuovooperatore

Leader

Nuovooperatore

Nuovooperatore

Leader vecchiocontratto

Leader nuovocontratto()

8710 5 0

8 ( )( ) ( )

( )( )82105+§

5+b

3

( )100 0 0 0

87 05+§5+a

92 05+§ 082

10 55+a

7720 55+b

1

2

456

7

Leader vecchiocontratto

Leader nuovocontratto

Esempio di scrematura del mercato (1)

N u o vo o p era to re

L ead er

C lien te A

C lien te BC lien te B

Entra

Non entra

Risponde Non risponde

8020 5 0()

Nuovooperatore

Leader

Nuovooperatore

Nuovooperatore

Leadervecchiocontratto

Leadernuovocontratto()

7720 5 0

8 ( )( ) ( )

( )( )82

105+§5+b

3

( )100 0 0 0

87 05+§5+a

92 05+§ 0

7220 55+a

6730 55+b

1

2

456

7

Leadervecchiocontratto

Leadernuovocontratto