Il prezzo dell’energia elettrica in Italia

Una riduzione possibile?Riccardo Bani

Convegno Cara Energia

Assopiastrelle

Sassuolo, 14 settembre 2005

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Il prezzo dell’energia elettrica

Il prezzo dell’energia elettrica in Italia è costituita da diverse componenti di costo

Il costo di generazione è sicuramente la componente principale (oltre il 50%) e la sue evoluzione sarà determinata dall’andamento dei prezzi del petrolio e dal processo di liberalizzazione in corso

La definizione delle altre componenti di costo è invece soggetta al regime regolatorio e pertanto non influenzata dal processo di liberalizzazione

E’ interessante analizzare le diverse componenti il costo complessivo dell’energia elettrica, oltre alla generazione, andando ad esaminare la loro evoluzione nel tempo e l’impatto per le PMI

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Il prezzo dell’energia elettrica

Incidenza delle diverse componenti il costo dell’energia elettrica

56%Costi di generazione

20%Trasporto

10%Imposte

9%Componenti

A e UC

5%Bilanciamento

4

Disponibilità elettrica per il mercato libero

2001 2002 2003 2004

Importazione 24 26 28 32

Municipalizzate

3 3 8 (in prod. priv)

Produzione privata

5 6 20 63

CIP 6 32 39 39 33

TOTALE (TWh) 64 74 95 128

Appro

vvig

ionam

en

to(i

n T

Wh)

85 105 115 128Domanda (in TWh)

La disponibilità di energia elettrica(import e CIP 6)

CIP 6: nel 2004 il 78% della capacità disponibile (4.600 MW) è stato assegnato al mercato libero, mentre nel 2005 la quota per il

mercato libero è stata del 60% del disponibile (5.800 MW!) con una riduzione di 240 MW

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La disponibilità di energia elettricaProduzione termoelettrica

AnnoPotenza

disponibile a fine anno

Nuovi impianti in esercizio a fine anno

Potenza dopo

repowering

Uscita per dismissioni

Entrate nette

2003 68.456

2004 69.520 1.390 2.556 2.882 1.064

2005 73.722 4.921 2.680 3.399 4.202

2006 79.566 2.430 3.700 286 5.844

2007 83.195 1.135 2.724 230 3.629

’04 – ‘07 9.876 11.660 6.797 14.739

Evoluzione della potenza efficiente netta operativa degli impianti termoelettrici in Italia nel periodo 2004 – 2007

Fonte: relazione annuale AEEG del marzo 2005

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Tra il 2005 e il 2007

Avvio operatività prime centrali CCGT

Riduzionedel 20%

Costo variabiledi produzione

Le nuove centrali CCGT

56%Costi di generazione

20%Trasporto

10%Imposte

8%Componenti

A e UC

6%Bilanciamento

7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

termolettrico industriale civile altro

Evoluzione della domanda di gas in Italia

Nuove infrastrutture gas

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Utenza in media tensione (mt; pot < 500 kW)

BassoUtilizzo

MedioUtilizzo

AltoUtilizzo

+ 10,9%€/MWh

11,9

1,3

13,2

1° Sem '04 Variaz 2° Sem '04

+ 19,6%€/MWh

10,2

2,0

12,2

1° Sem '04 Variaz 2° Sem '04

+ 5,7%€/MWh

14,1

0,8

14,9

1° Sem '04 Variaz 2° Sem '04

L’attività di trasmissione e distribuzione

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Le perdite di rete sono cresciute tra il primo ed il secondo periodo regolatorio

In particolare le perdite di rete per i clienti allacciati in bassa tensione

sono passati da 10,0% a 10,8% con un incremento del incremento del 8%8%

Le perdite di rete per i clienti allacciati in media tensione sono invece passate da 4,7% a 5,1% con un incremento del 8,5% incremento del 8,5%

L’attività di trasmissione e distribuzione

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Valori in euro/MWh BT MT

OD 3,4 3,4

CD 0,5 0,4

INT 1,8 1,2

DP 0,1 0,1

TOTALE (*) 5,8 5,1

Si riassumono di seguito i valori delle differenti componenti costituenti il costo del servizio di dispacciamento

(*) I valori sono riferiti al terzo trimestre 2005 e sono stati determinati assumendo i profili di prelievo per cliente tipo in BT e MT

La remunerazione complessiva per il servizio di interrompibilità è pari a circa 400 milioni di euro/anno per tre anni (dal 2004 al 2006)

Il dispacciamento dell’energia

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Il prezzo dell’energia include una serie di oneri generali obbligatori afferenti il sistema elettrico nazionale

In particolare gli oneri sono tipicamente definiti componenti A ed UC

Le componenti A sono a copertura di - smantellamento centrali nucleari dismesse (A2)- oneri del GRTN per acquisto energia CIP6 (A3)- perequazione contributi per regimi tariffari speciali (A4)- costi per attività di ricerca e sviluppo (A5)- stranded cost (A6)- integrazioni tariffarie del provvedimento CIP 34/74 (A8)

Le componenti UC sono a copertura di:- squilibri perequazione dei costi di acquisto energia elettrica per vincolato (UC1)- squilibri perequazione dei costi di trasporto (UC3)- integrazioni tariffarie del provvedimento CIP 34/74 (UC5)- costi riconosciuti per recupero qualità del servizio (UC6)

Gli oneri di sistema

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Clienti MT Variazioni A, UC, dispacciamento e Ct

(valori in euro/MWh)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

A, U

C, B

il

0

10

20

30

40

50

60

Ct

A+UC Bilanc MT Ct

Variazione oneri generali e dispacciamento dell’energia

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Imposte

Il sistema prevede l’applicazione di imposte erariali ed addizionali locali (provinciali, comunali o regionali)

Anche sul fronte delle imposte si è assistito ad un incremento a livello di addizionali locali. Le diverse realtà locali hanno infatti la facoltà di incrementare il valore originario di 18 lire/kWh fino ad un massimo di 22 lire/kWh che equivale ad un incremento del 22%

Si sta assistendo ad un graduale e progressivo allineamento da parte di tutte le realtà locali verso la soglia più elevata

Inoltre la modalità di applicazione delle addizionali locali crea una grossa disparità di costi unitari a carico delle imprese con elevata incidenza per imprese con consumi minori

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Imposte

Andamento delle imposte sulle diverse tipologie di consumatori

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Riesame delle tariffe di trasporto e distribuzione e delle responsabilità in capo ai distributori: rimodulazione costi commerciali per il servizio di trasporto e di

acquisto e vendita Corretto e puntuale svolgimento del servizio di misura per i

clienti sul mercato libero correlato algi oneri sostenuti

I possibili interventi sul prezzo dell’energia

Costi commerciali (€/cliente/anno)

Cliente BT Cliente MT

Acquisto e vendita 2,82 61,62

Servizio di trasporto 17,5 382,4

Servizio dimisura 24,8 542,3

Aggiornamento dei livelli minimi di qualità di servizio introducendo microinterruzioni e/o buchi di tensione con oneri correlati all’entità dei danni subiti dalle imprese

Maggiore trasparenza su gettito derivante dalle componenti A ed UC e valutazione di possibili riduzioni

Limitare allocazioni di import e CIP6 a soggetti che godono del servizio di interrompibilità, considerata l’elevata onerosità di tale servizio per le imprese.

Definire una differente digressione nell’applicazione delle imposte le diverse categorie di consumatori riducendo l’onerosità perle PMI

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Per le imprese, oltre alla riduzione dei prezzi di energia elettrica (costo di generazione + altre componenti) sono possibili interventi di risparmio energetico negli usi finali

I decreti pubblicati dal MAP il 20 luglio 2004 stabiliscono gli obiettivi quantitativi nazionali di incremento dell’efficienza energetica negli usi finali ai sensi dei d. lgs. n. 79/99 per l’energia elettrica e n. 164/00 per il gas naturale

Il risparmio energetico

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Obiettivi quantitativi nazionali di incremento dell’efficienza energetica negli usi finali

Obbligo in capo ai distributori di energia elettrica e gas naturale

Misure ed interventi che comportano la riduzione dei consumi di energia primaria nel settore dei consumi di energia elettrica:- 0,10 Mtep/a 2004 454 GWh- 0,20 Mtep/a 2005 909 GWh- 0,40 Mtep/a 2006 1.818 GWh- 0,80 Mtep/a 2007 3.636 GWh- 1,60 Mtep/a 2008 7.272 GWh

Almeno il 50% degli obiettivi deve essere ottenuto attraverso riduzione dei consumi di energia elettrica

Obiettivi nazionali

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Misure e interventi per la riduzione dei consumi di energia elettrica- rifasamento elettrico- motori elettrici ed applicazioni- sistemi per illuminazione- uso di fonti e vettori ad alta efficienza- apparecchi a basso consumo- riduzione di consumi energia per usi termici- apparecchiature ad alta efficienza

AEEG pubblica le linee guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti

AEEG definisce criteri e modalità di rilascio dei TEE e le modalità di presentazione attestato di adempimento all’obbligo dei distributori

Misure ed interventi

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1.Risultati acquisiti con quattro anni di

mercato

2.Organizzazione efficiente

3.Dimensioni e profili di prelievo

Le forme di aggregazione rappresentano una reale opportunità per le imprese.

Un nuovo ruolo delle aggregazioni

I due decreti, unitamente alle delibere dell’AEEG, rappresentano un momento importante per lo sviluppo di

interventi di risparmio energetico nelle imprese ed il conseguente indiretto contenimento dei costi energetici

I consorzi possono rappresentare uno reale strumento di vitale importanza per la promozione e l’implementazione di queste iniziative nelle imprese, conseguendo così nel contempo una rinnovata conferma del proprio ruolo

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www.energiaweb.it

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