EnergiaPaper 6/2016

Ilfuturodell’energiainEuropatraregolazioneemercatounico

Energia Media è un’agenzia di comunicazione e relazioni che opera, principalmente, nei settori energy, utility e smart city. Sviluppa strategie comunicative, facilita le relazioni, elabora contenuti e informazione. Sostiene le aziende migliorandone il posizionamento e creando occasioni di business. Affianca associazioni e istituzioni in pro-grammi di comunicazione pensati per aumentare la reputazione nei confronti dei propri stakeholder. Energia Media nasce nel 2013, a Milano, dall'esperienza maturata da un gruppo di persone in oltre vent’anni di lavoro nel cam-po dell’informazione, delle relazioni e della consulenza strategica nei settori energy e utility.

Tutte le immagini e fotografia presenti in questo Paper sono state regolarmente acquistate su banche dati. Nel caso in cui l’au-tore ritenga che siano state violate le regole di copyright, è pregato di segnalarlo al seguente indirizzo: comunicazione@energiamedia.it

©Energia Media - novembre 2015

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Energia Media

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InterventiCarlo Stagnaro - Ministero Sviluppo EconomicoLaura Ammannati - Università degli Studi di MilanoGiuseppe Montesano - EnelMaria Elena Fumagalli - EdisonRoberto Pozzi - A2AHannelore Rocchio - EniAlberto Biancardi - Aeegsi

Il presente paper prende spunto dalle riflessioni emerse durante il seminario “Il futuro

dell’energia in Europa tra regolazione e mercato unico”, svoltosi a Milano il 15 Luglio

2015, presso l’Università Cattolica del Sacro Cuore.

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FORMAZIONE PERMANENTEOSSERVATORIO SULLA

REGOLAZIONE AMMINISTRATIVA

UNIVERSITÀ CATTOLICA DEL SACRO CUORE DI MILANO

Il futuro dell’energia in Europa tra regolazione e mercato unico

Nota introduttiva

Come spesso è successo nella storia, i temi energetici sono stati anticipatori di fenome-

ni e movimenti geo politici che si sono poi nel tempo aperti a tutti gli ambiti della vita

di cittadini e imprese. In un momento in cui si fa sempre più impellente e forte l’invito

da più parti a fare dell’Europa un continente unito da una strategia comune su tutti i

piani, affrontare il tema dell’Energy Union riteniamo sia quanto di più attuale si possa

oggi portare all’attenzione.

La qualità degli autori che hanno contribuito alla realizzazione di questo working paper

ci consente peraltro di affermare senza paura di smentite che si tratta di un documento

in grado di dare informazioni utili e aprire spazi “alti” di discussione a ogni livello, sia

esso istituzionale, imprenditoriale o della ricerca.

Ringraziamo quindi l’”Osservatorio sulla Regolazione Amministrativa dell’Università Cat-

tolica del Sacro Cuore” di Milano e in particolare i professori Enzo Pontarollo e Mauro

Renna per aver lavorato con Energia Media alla raccolta dei contributi e alla realizzazio-

ne di un importante Convegno sulle tematiche qui espresse.

Ci auspichiamo peraltro che sul tema possano giungerci dai lettori ulteriori contributi

così da mantenere alta l’attenzione su questioni fondamentali che segneranno il futuro

– e non solo energetico – di cittadini e imprese.

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Interventi

Introduzione La liberalizzazione e integrazione dei mercati elettrici nell’Unione

europea ha fatto importanti passi avanti nei quasi vent’anni che ci

separano dalla prima direttiva in materia (la 1996/92/EC). I progres-

si sono però stati diseguali, sia in relazione ai risultati raggiunti dai

singoli Stati membri, sia in merito al grado di apertura nei vari stadi

della filiera. Non v’è dubbio, sotto questo profilo, che l’anello più

debole della catena sia rappresentato dai mercati retail.

L’asimmetria tra il grado di sviluppo – o, per usare un termine forse

più appropriato, di “ristrutturazione” – dei mercati all’ingrosso e al

dettaglio deriva anche da alcuni elementi strutturali che rendono

più complessa la rivoluzione concorrenziale in questi ultimi. In parti-

colare, come spiega Joskow (2008), “si presume che la concorren-

za sia una buona cosa per i grandi consumatori, per i quali i costi di

transazione sono inferiori, le opportunità della gestione del rischio

e della domanda sono maggiori, e si suppone che i consumatori

stessi siano capaci di acquistare [l’energia] in modo intelligente”.

Le parole di Joskow presuppongono in particolare una grande at-

tenzione alla regolamentazione dei mercati retail e alle modalità

adottate nella pratica per proteggere i consumatori, ma rimandano

anche all’esigenza di non allontanarsi eccessivamente dal “textbook mo-

del of restructuring”.

Rispetto alle sue preoccupazioni, espresse ormai quasi dieci anni

fa, oggi alcuni aspetti di primaria importanza sono cambiati: grazie

essenzialmente al progresso tecnologico e alla diffusione di smart-

phone, smart application e smart technologies (e, sempre più,

smart meters) i costi di transazione sono calati notevolmente anche

per i piccoli consumatori. Un numero crescente di Paesi (da ultima,

la Spagna) adottano soluzioni per il real time pricing anche per i

piccoli consumatori, mentre il controllo sulle scelte di consumo

può essere esercitato più facilmente e con maggiore consapevolez-

za. La stessa disponibilità e accessibilità dell’informazione è destina-

6Energia Media

Carlo STAGNAROMinistero Sviluppo Economico

ta ad aumentare in prospettiva, contribuendo ulteriormente a ridurre i costi di transazione.

È probabilmente anche alla luce di queste evoluzioni che la Commissione europea ha po-

sto una nuova enfasi, nei documenti più recenti, sulla liberalizzazione dei mercati retail, con

particolare attenzione al superamento delle residue regolamentazioni di prezzo o altre intru-

sioni pubbliche nella libertà di scelta dei consumatori.

Tale enfasi trova riscontro nella comunicazione sull’Unione dell’energia (EC 2015a) ed è ad-

dirittura oggetto di una comunicazione ad hoc (EC 2015b). Dal punto di vista della Com-

missione, la piena apertura concorrenziale dei mercati retail – e il superamento di schemi

antiquati e paternalisti di tutela del consumatore – non è solo un bene in sé, ma è anche

strumentale a raggiungere la piena integrazione dei mercati, evitando che quelle forme di

balcanizzazione scardinate dal target model europeo a livello wholesale si riproducano a

livello retail in virtù della natura prevalentemente nazionale di questi mercati. fInfatti, il gra-

do di apertura dei mercati retail appare quanto mai eterogeneo, a dispetto dei vari anni

ormai trascorsi dall’ultimo pacchetto di direttive (IBL 2014).

Nel mezzo di questo processo – a cui anche l’Italia partecipa con la previsione di superare

la “maggior tutela” contenuta nel disegno di legge annuale per la concorrenza (1) è arriva-

ta come un fulmine a ciel sereno la proposta della Competition and Markets Authority

(Cma, l’Antitrust britannico) di introdurre qualche forma di prezzo più o meno amministra-

to, seppure solo “transitoriamente” e con l’obiettivo di proteggere i clienti “disengaged”.

Se il Paese che Joskow (2008) definisce “il gold standard della riforma elettrica” fa marcia

indietro, è giustificabile che gli altri Stati membri dell’Unione vadano avanti? Per risponde-

re occorre entrare nel merito dell’indagine e delle proposte della Cma (2015a e 2015b).

Il ritorno ai prezzi regolati nel Regno Unito: marcia indietro o illusione ottica?Alla domanda si potrebbe rispondere che, formalmente, l’Antitrust inglese ha semplice-

mente presentato delle proposte (per ora preliminari), le quali potranno essere accolte op-

pure no da Ofgem (il regolatore di settore) o dal Decc (il “ministero” competente). L’analisi

della Cma merita però di essere presa sul serio.

Essa tocca vari aspetti. In questa sede ci si concentrerà sui problemi e le soluzioni individua-

te in relazione ai mercati retail. In primo luogo, la Cma svolge un esame dei mercati retail

che si discosta in maniera significativa da una precedente indagine condotta dalla stessa

Cma congiuntamente con Ofgem e con l’Office of Fair Trading (Oft, Ofgem e Cma 2014).

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Paper n. 6/ 2015 - Energia

(1) Artt.19-21 del Disegno di legge annuale per la concorrenza (attualmente in discussione alla Camera dei deputati come

AC3012 presentato il 3 aprile 2015).

In quella sede si osservava che l’andamento dei prezzi retail lasciava supporre un esercizio

eccessivo del potere di mercato da parte degli operatori dominanti (le “Big Six”). Il dito ve-

niva puntato in particolare sull’inerzia della domanda, il sospetto di fenomeni di collusione

tacita tra gli operatori, e i potenziali effetti anticompetitivi derivanti dall’integrazione vertica-

le tra la generazione e la vendita di energia elettrica (per una ricostruzione sintetica si veda

Benedettini 2015). I risultati preliminari ottenuti dalla Cma, però, rovesciano in buona parte

questa interpretazione. In primo luogo, Cma scrive che un’analisi più attenta dei dati dispo-

nibili non supporta la tesi che gli aumenti dei prezzi e dei margini siano riconducibili alla

collusione tacita o all’integrazione verticale.

Secondariamente, essa sottolinea che l’aumento dei prezzi è in buona parte guidato dall’au-

mento delle componenti parafiscali della bolletta elettrica, con particolare riferimento agli

oneri sociali e ambientali.

L’enfasi si sposta quindi sull’inerzia dei consumatori: il dato più importante, secondo Cma,

è quello relativo a circa un terzo dei clienti domestici che non hanno mai cambiato fornito-

re né intendono farlo. Questo dato è tanto più preoccupante se si tiene conto che la scarsa

propensione allo switching è particolarmente pronunciata tra i consumatori a basso reddito

o a basso livello di educazione (due caratteristiche che, oltre tutto, tendono a essere corre-

8Energia Media

late positivamente). Secondo l’Antitrust britannico occorre, quindi, intervenire dal lato della

domanda, più che dal lato dell’offerta. Per la Cma, a tale scopo occorre sia rimuovere gli

ostacoli alla mobilità della domanda, sia identificare degli strumenti di protezione per quei

consumatori che non hanno intenzione di cambiare offerta o fornitore. Del primo gruppo di

misure fanno parte, tra l’altro, una profonda revisione degli interventi introdotti da Ofgem

a partire dal 2009, e in particolare il pacchetto cosiddetto “simple choices”. Tale pacchetto

limita il numero e la tipologia delle offerte commerciali praticabili, con lo scopo di favorire

la comprensione delle alternative disponibili ai consumatori, ma paradossalmente ha porta-

to a una minore differenziazione dell’offerta e all’eliminazione delle offerte più convenienti.

Inoltre, la Cma argomenta che i molti siti disponibili per la comparazione delle offerte cau-

sano una eccessiva polifonia, e quindi suggerisce la creazione di un sito istituzionale gesti-

to da Ofgem in modo da fornire una maggiore certezza su quali siano le offerte più conve-

nienti, date le esigenze del cliente e le eventuali componenti aggiuntive del servizio che

egli può ritenere desiderabili (per due punti di vista alternativi sul tema, si vedano Wad-

dams 2015 e Littlechild 2015).

Tuttavia, anche rimuovendo ogni barriera alla mobilità della domanda e creando le condi-

zioni per una maggiore contendibilità delle offerte commerciali, secondo la Cma resterà

sempre una fascia di consumatori troppo “pigra”. Tali consumatori vanno protetti per evita-

re che gli operatori possano esercitare potere di mercato nei loro confronti. Attualmente,

infatti, i consumatori che non optano per una specifica offerta – o che hanno sottoscritto

un’offerta poi scaduta – vengono ricondotti alle offerte “standard” (e meno convenienti)

dalle Big Six. Di conseguenza, Cma suggerisce l’introduzione di alcune “salvaguardie transi-

torie per i consumatori inattivi”.

A dispetto di quanto è emerso da alcune semplificazioni giornalistiche, Cma non sta propo-

nendo un vero e proprio ritorno alla regolamentazione dei prezzi retail attraverso forme di

price cap. Vi è infatti piena consapevolezza che questo “potrebbe avere pesanti ripercussio-

ni sulla concorrenza, reintroducendo di fatto una regolamentazione di prezzo ad ampio rag-

gio sui mercati retail in generale”. Di conseguenza, tale salvaguardia transitoria dovrebbe

lasciare qualche “spazio di manovra”: i prezzi “regolati” dovrebbero infatti essere né trop-

po bassi (perché’ in tal caso “danneggerebbero la concorrenza, minando l’incentivo per i

consumatori di essere attivi sul mercato”) né troppo alti (“nel migliore dei casi non fornireb-

bero alcuna protezione ai consumatori, nel peggiore fornirebbero potenzialmente un focal

point più elevato per fissare le offerte standard”).

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Paper n. 6/ 2015 - Energia

Quella suggerita da Cma sembra una vera e propria politica di ultima istanza. Essa tuttavia non

è a sua volta priva di controindicazioni: alcune emergono dall’esame della situazione italiana.

Londra, ItaliaL’attuale sistema della “maggior tutela” vigente nel nostro Paese, infatti, sembra non molto

distante da quanto Cma auspica sia introdotto in Gran Bretagna. Per utilizzare una descri-

zione che ne è stata data dal soggetto cardine della maggior tutela, cioè l’Acquirente Uni-

co, “Il prezzo della maggior tutela non è un prezzo amministrato, trattandosi di un prezzo

che riflette il mercato all’ingrosso e che funge da benchmark per il cliente finale, al fine di

confrontare le offerte sul mercato libero e valutarne la congruità” (AU 2015). In pratica, il

prezzo di tutela è costruito in modo tale da “mimare” quello che ci si attende sia il compor-

tamento di un operatore di mercato, tant’è che contiene una componente che riflette i co-

sti di commercializzazione stimati di un nuovo entrante.

Pur tenendo conto che ci troviamo in un contesto estremamente complesso, nel quale inter-

vengono molte variabili, proprio per la stessa ragione per cui Cma ritiene che l’introduzio-

ne di un simile meccanismo possa essere un game changer in UK, esso non può non essere

ritenuto l’ “elefante nella stanza” in Italia. La seguente Tabella riporta un confronto tra Italia

e Gran Bretagna in relazione ai principali indicatori ai fini della valutazione finora condotta.

In particolare, si tratta di misure sia dell’inattività dei clienti inattivi (per esempio la quota

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dei consumatori che non switchano) sia di attività dei clienti attivi (per esempio il tasso di

switching). In altre parole, obiettivo delle politiche deve essere quello di ridurre la quota di

clienti inattivi, e di rendere i più dinamici possibili quelli attivi.

Italia UK

Consumatori sotto “offerte standard”*

75% ~63%

Clienti “in sonno”** 73% 34-56%

Tasso di switching 7% 12%

Risparmio massimo dallo switching***

11% 8-22%

Costo energia / Bolletta

~40% ~50%

Tabella 1. Confronto tra Italia e UK rispetto ad alcuni indicatori. Fonte: elaborazione su dati Cma, Aeegsi, Acer.

Note: * Per la Gran Bretagna si è fatto riferimento alla quota dei clienti sotto offerte standard (70%) per la quota

di mercato delle Big Six (90%); ** Per l’Italia si fa riferimento al sondaggio condotto da Aeegsi nell’ambito dell’in-

dagine sui mercati retail 2013; per la Gran Bretagna a due diverse domande nell’ambito di un’analoga indagine

condotta nel 2014; *** Per l’Italia si fa riferimento a una serie di estrazioni effettuate tramite il Trova Offerte ai fini

del presente articolo.

La Tabella 1 non fornisce risposte, in quanto riporta, al più, alcuni elementi di evidenza de-

scrittiva. In particolare, essa non tiene conto di una serie di fattori che possono avere un im-

patto rilevante sul comportamento dei consumatori: le tempistiche di switching e fatturazio-

ne, la difficoltà nel reperire informazioni, ecc. Tuttavia è significativo che su ciascun indica-

tore di engagement dei consumatori l’Italia abbia una performance peggiore della Gran

Bretagna. Indubbiamente molte ragioni possono contribuire a spiegare questo fenomeno,

ma difficilmente si può ignorare l’esistenza e l’effetto, sui comportamenti dei consumatori

e degli stessi operatori, della maggior tutela. In altre parole, la soluzione auspicata dalla

Cma per la Gran Bretagna non sembra efficace, almeno ai fini della promozione dell’attivi-

smo dei consumatori, in un Paese nel quale esiste un meccanismo analogo.

Piuttosto, il confronto sembra sollevare una serie di domande: fino a che punto i clienti di-

sengaged vanno protetti, e fino a che punto le politiche di protezione del consumatore

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Paper n. 6/ 2015 - Energia

vanno disegnate sul consumatore “più pigro” anziché’, per esempio, sul consumatore me-

diano? Le politiche pubbliche dovrebbero occuparsi di tutti coloro che non cambiano forni-

tore, oppure solo di quelli che si trovano in particolari condizioni, per esempio le famiglie a

basso reddito? È possibile che l’esistenza di un’offerta pubblica di riferimento spinga i con-

sumatori a sentirsi “maggiormente tutelati” e, quindi, a ridurre ulteriormente la loro pro-

pensione alla mobilità (Waddams 2015)? È possibile che la presenza di offerte standard

con l’aura della provenienza pubblica disincentivi la modernizzazione e la differenziazione

delle offerte, favorendo la percezione che l’oggetto delle transazioni sia il mero kWh piutto-

sto che un pacchetto complesso di servizi (per esempio l’efficienza energetica)? Quali sono

le conseguenze dell’esistenza di un bechmark e, in particolare, essa agisce o no da focal point?

È difficile rispondere a queste domande senza condurre analisi approfondite, che tuttavia

soffrono della carenza di dati adeguati. Eppure, esse appaiono ragionevoli alla luce sia del

sommario confronto che è stato qui condotto, sia in considerazione della più ampia eviden-

za raccolta da Acer (2014), che proprio su queste basi assegna grande importanza al supe-

ramento delle regolamentazioni di prezzo e di strumenti che producono conseguenze ana-

loghe. Le osservazioni rivolte alla Cma da un gruppo di ex regolatori britannici sembrano

andare esattamente in questa direzione, mettendo in guardia contro le conseguenze inin-

tenzionali di scelte di cambiamento radicale (Littlechild et al. 2015).

In conclusione, la liberalizzazione dei mercati retail è un terreno in buona parte inesplorato,

anche perché’ la continua riduzione dei costi di transazione resa possibile dall’evoluzione

tecnologica sta cambiando lo scenario in modo assai rapido. È importante non vedere solo

i rischi ma anche le crescenti opportunità della concorrenza. Ma, a questo scopo, è necessa-

rio accompagnare la liberalizzazione con un disegno di mercato attento e aperto. Per torna-

re a Joskow, in sostanza, un disegno di mercato che non si discosti dalle prescrizioni da “li-

bro di testo” e che ci concentri più sul contesto nel quale si svolge il confronto competitivo

che sulla pretesa paternalistica di determinarne gli esiti.

12Energia Media

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Policy, Competition Policy Blog, 7 luglio 2015.

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Paper n. 6/ 2015 - Energia

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Se consideriamo innanzitutto il contesto istituzionale in cui si colloca il

pacchetto dell’Energy Union insieme ad alcune proposte dirette a mi-

gliorare l’efficienza del quadro normativo si possono avanzare alcune

osservazioni: • il documento potrebbe rappresentare quel balzo in avanti tanto au-

spicato perché l’unione possa finalmente “parlare con una sola vo-

ce” in materia energetica;• la Commissione tende a recuperare la propria centralità usando in

particolare alcuni strumenti (tra tutti la prospettata revisione degli ac-

cordi intergovernativi come la possibilità di prendere in mano i nego-

ziati con i Paesi terzi); • è evidente la tendenza al rafforzamento del sistema di governance

grazie ad una ridefinizione del ruolo di ACER con una attribuzione di

reali poteri decisionali per rispondere alle esigenze di una più effica-

ce regolazione a livello europeo;• tuttavia le forze contrarie non sono poche (le resistenze nazionali) ma

anche potenti (i tempi per la realizzazione di molti obiettivi sono lun-

ghi anche se la tempistica delle azioni come prevista alla fine del do-

cumento venisse presa alla lettera).

Riguardo la mancanza di coesione e coordinamento tra SM pesano le

considerevoli distanze tra Paese e Paese. E riguardo il conflitto tra poli-

tica unitaria e spinte centrifughe è evidente come le tante facce in cui

la materia energia si scompone abbiano acuito la frammentazione. Al-

cuni aspetti rientrano nel quadro delle competenze esclusive o concor-

renti dell’Unione mentre altri restano saldamente in mano agli SM. Lo

stesso art. 194 del Trattato di Lisbona consacrava al c.1 il principio del-

la solidarietà tra SM in merito alle decisioni su punti cruciali come la

sicurezza degli approvvigionamenti (il funzionamento del mercato, l’in-

terconnessione delle reti, la promozione dell’efficienza e lo sviluppo

delle energie rinnovabili). Ma il principio era immediatamente messo

in discussione dal riconoscimento della ‘sovranità energetica’ degli

SM, cioè i pieni poteri che restavano loro attribuiti riguardo la composi-

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Laura AMMANNATIUniversità degli Studi di Milano

zione del mix energetico, le condizioni di approvvigionamento e i modi di utilizzo delle fonti.

La strategia dell’Energy Union come “contenitore” di politiche si articola in 5 dimensioni

principali caratterizzate da una forte inter-relazione.

Io mi limiterò a fare qualche osservazione sul tema della sicurezza degli approvvigionamen-

ti e della “europeizzazione” del mercato interno alla luce di principi come coesione/solida-

rietà (ad esempio nella gestione crisi) e della cooperazione nei rapporti con Paesi terzi; e

su quello dell’efficienza energetica nel percorso verso la cd low carbon economy e il ruolo

dei consumatori consapevoli.

La Commissione ha più volte ribadito (v. COM sulla Strategia europea di sicurezza energeti-

ca del 2014 ) che la sicurezza energetica è tema affrontato troppo spesso solo a livello na-

zionale, ma che un miglioramento richiede un approccio basato su una cooperazione più

intensa a livello regionale ed europeo (coordinamento dello sviluppo delle reti e di apertu-

ra dei mercati) e una maggiore coerenza nell'azione esterna.

Il punto è ripreso nella COM su Energy Union: la sicurezza energetica dell’Ue è strettamen-

te legata ai suoi Paesi vicini. E nella politica esterna dell’Ue l’obiettivo di una maggiore si-

curezza delle forniture passa anche attraverso un processo di “integrazione” basato sulla

diffusione della legislazione e regolazione europea, vale a dire sulla “esportazione” dell’ac-

quis communautaire.

16Energia Media

L’estensione delle regole del mercato interno dell’energia oltre i confini dell’Ue è stata alla

base del Trattato costitutivo della Energy Community del 2005 (include Ue e 8 Paesi del

sud-est Europa: Albania, Bosnia e Erzegovina, Kosovo, Macedonia, Montenegro, Serbia,

Moldavia e Ucraina). Il successo di questa operazione è relativo se commisurato all’effettivo

stato di implementazione dell’acquis communautaire (dei pacchetti in materia di energia

come delle direttive in materia di rinnovabile o di efficienza energetica).

Ad un decennio dalla sua nascita il Trattato è rimasto in buona parte inapplicato per l’assen-

za di meccanismi di enforcement ma anche di meccanismi di adattamento alle diverse real-

tà e di supporto alla trasposizione delle regole (v. anche le proposte di riforma elaborate lo scor-

so anno da High Level Reflection Group istituito dal segretariato della Energy Community).

La comunanza tra le parole chiave riconosciute anche di recente come proprie della Energy

Community (Report della Commissione al Parlamento COM(2011) 105) e quelle indicate

nel primo pilastro della Energy Union, cioè sicurezza energetica, solidarietà e fiducia, sug-

gerisce che il ruolo della Energy Community potrebbe e dovrebbe essere rafforzato nel

quadro delle politiche della Energy Union.

In sintesi, la Energy Community può essere vista come una piattaforma regionale manifesta-

mente destinata a innescare l’integrazione dei mercati energetici all’interno della vasta

area geografica di riferimento (la vulnerabilità di questi Paesi terzi di fronte alla Russia ren-

de oltremodo strategici gli obiettivi della Energy Community; che Paesi significativi dal pun-

to di vista energetico – strategici per le fonti di energia o in quanto Paesi di transito- quali

Armenia, Georgia e Turchia siano osservatori o candidati all’ingresso nella Energy Commu-

nity rende le potenzialità di questo strumento regionale ancor più interessanti).

La sicurezza degli approvvigionamenti (in particolare del gas) richiede anche una piena con-

formità degli accordi per l’acquisto di energia da Paesi terzi al diritto europeo.

Attualmente le verifiche avvengono ex post cioè a negoziato concluso. Eventuali mo-

difiche richiederebbero nuove negoziazioni di fatto impossibili una volta concluso tut-

to il procedimento.

Un punto qualificante dell’Energy Union dovrebbe essere la radicale trasformazione di que-

sto meccanismo, cioè la preventiva informazione della Commissione e la relativa valutazio-

ne del progetto di accordo intergovernativo tra uno SM e Paesi terzi. Il nuovo ruolo della

Commissione potrebbe essere garantito dalla sua partecipazione al negoziato così come

dal ricorso a clausole contrattuali standard. L’impegno è a rivedere la decisione sugli accor-

di intergovernativi, dopo il fallimento nel 2012 del tentativo di mettere in piedi un meccani-

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Paper n. 6/ 2015 - Energia

smo unico per lo scambio di informazioni in materia di accordi intergovernativi tra SM e

Paesi terzi. In direzione contraria quanto accaduto alla vigilia dei colloqui trilaterali per la

fornitura di gas tra Ue, Russia e Ucraina in calendario per il 30 giugno quando imprese

energetiche tedesche hanno firmato un protocollo di intesa con Gazprom per la fornitura

di gas naturale russo attraverso un rafforzamento della infrastruttura di trasporto del Nord

Stream.Dalla integrazione oltre i confini alla integrazione all’interno dei confini tra SM: in

questa prospettiva, obiettivo prioritario è il rafforzamento dei meccanismi di emergenza,

della resilienza alle interruzioni di forniture e la prevenzione/mitigazione del rischio.

Questo comporta, come già diceva la Strategia sulla sicurezza energetica, l’introduzione di

meccanismi di solidarietà tra SM e di assistenza a SM particolarmente esposti. Sul punto la

Strategia sottolineava la rilevanza per la integrazione del mercato non solo di un quadro

normativo comune ma anche dello sviluppo dell’infrastruttura di trasporto e del sistema di

interconnessioni transfrontaliere tra gli SM (riferimento al Connecting Europe Facility e agli

iniziali fondi di investimento che può fornire così come ai Progetti di interesse comune).

L’Energy Union sottolinea la necessità di una collaborazione sempre più stretta nell’even-

tualità di crisi di approvvigionamento.

Qual è la cifra delle strategie che sembrano delinearsi per la integrazione dei mercati intra Ue?

A mio avviso si potrebbe ragionevolmente ipotizzare che dinamiche a carattere regionale

costruite su un modello bottom-up si siano dimostrate più adeguate (di quelle basate su

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target vincolanti fissati a livello Ue) in quanto capaci di aggregare soggetti con interessi si-

mili e più disponibili alla collaborazione.

La Commissione non pare avere per ora una posizione univoca anche se l’esperienza sem-

brerebbe dare ragione a chi è più favorevole ai modelli bottom up (ad esempio il Memo-

randum – maggio 2015 – sottoscritto da Slovacchia, Ungheria, Bulgaria e Romania a favore

della messa in opera di inter-connettori e dell’incremento della capacità di reverse flow gra-

zie all’uso delle infrastrutture dei rispettivi territori; ma anche l’esperienza del Nord Pool o

quella del Forum pentalaterale dell’energia per la promozione di scambi cross-border tra

Belgio, Francia, Germania, Lussemburgo e Olanda; o ancora il MoU sottoscritto da Francia,

Portogallo, Spagna e Commissione Europea per progetti infrastrutturali).

3) Il pilastro relativo alla sicurezza energetica racchiude molti aspetti: non secondario il ruo-

lo attivo dei consumatori verso un parziale spostamento nella gestione dell’energia dal lato

dell’offerta a quello della domanda.

L’efficienza energetica è stata indicata dalla dir. 27 del 2012 come un mezzo importante

per moderare la domanda di energia anche se gli obiettivi indicati a livello Ue (lo stesso va-

le a livello nazionale) non sono vincolanti. E nel contesto dell’Energy Union è considerata

come un key driver della sicurezza energetica in quanto rappresenta anche uno strumento

per ridurre la dipendenza dall’esterno. In tal senso viene equiparata ad una fonte autono-

ma di energia che contribuisce per il valore dell’energia risparmiata. Il “tallone di Achille”

delle politiche di efficienza energetica sta nel fatto che la maggior parte del lavoro deve

essere fatto a livello nazionale, ma soprattutto regionale e locale e in particolare con riferi-

mento a due settori su cui è difficile intervenire anche se per ragioni molto diverse, come il

settore trasporti e l’edilizia sia privata che pubblica.

Un ultimo punto su cui sarebbe necessario soffermarsi più a lungo ma che ricordo qui solo

“per memoria” riguarda l’obiettivo di accrescere il grado di consapevolezza dei consumato-

ri e la elaborazione di strumenti che consentano di perseguire l’efficienza energetica grazie

al cambiamento dei loro comportamenti (come si esprime anche l’Agenzia Europea del-

l’ambiente in un report pubblicato un paio di anni fa) ma anche grazie all’utilizzo delle tec-

nologie intelligenti.

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Paper n. 6/ 2015 - Energia

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Lo scorso 25 febbraio la Commissione Europea ha presentato la Co-

municazione “Energy Union”. Tale documento, sebbene non vinco-

lante, è di forte indirizzo politico e anticipa gli atti normativi che la

Commissione Europea promuoverà nel suo corrente mandato 2014/

2019. Prima di trattare nel dettaglio le dimensioni del “progetto

Energy Union” reputo opportuno commentare brevemente le recen-

ti modalità di attuazione delle politiche energetiche comunitarie, evi-

denziando i risultati e le criticità emerse.

L’Unione Europea si è data i giusti obiettivi di aumentare la sicurezza

energetica e ridurre le emissioni ambientali promuovendo investi-

menti attraverso la concorrenza e il mercato, oltre che con la definizio-

ne di target specifici.

Questi obiettivi sono stati in parte raggiunti, sicuramente con modali-

tà e risultati eterogenei tra i diversi Stati membri.

Criticità delle politiche comunitarieIntegrazione dei mercati elettrici

Tra i diversi settori industriali europei, quelli dell’energia elettri-

ca e del gas sono i maggiormente liberalizzati. Tuttavia, le poli-

tiche nazionali dei diversi Paesi hanno determinato una situa-

zione disomogenea nei livelli di liberalizzazione e di concorren-

za. Anche l’integrazione dei mercati all’ingrosso è parziale. La

quasi totalità dei mercati elettrici del giorno prima sono inte-

grati: i prezzi e le capacità di trasporto sono definiti in ma-

niera efficiente, ovvero l’energia viene generalmente trasferi-

ta da Paesi con prezzi più bassi verso Paesi con prezzi più

elevati.

I mercati di aggiustamento e di bilanciamento sono invece ancora

poco integrati ed utilizzano spesso filosofie differenti (“continous

trading” in alcuni casi, aste in altri). Inoltre, quasi sempre le re-

gole applicabili nei momenti di emergenza favoriscono i consu-

matori nazionali di ciascuno Stato, anziché la stabilità del siste-

ma elettrico europeo.

21

Giuseppe MONTESANOEnel

Dipendenza energetica

La dipendenza energetica da fornitori esteri è aumentata negli ultimi anni nonostante il for-

te incremento della produzione da fonti rinnovabili e la riduzione della domanda complessi-

va dovuta all’efficienza energetica e alla crisi economica.

Mix produttivo e fonti rinnovabili

Presi singolarmente, i Paesi europei hanno mix di generazione tendenzialmente sbilanciati

verso alcune fonti. Tuttavia, nel suo complesso l’Europa presenta un mix produttivo ben bi-

lanciato. Una maggiore integrazione dei mercati potrà consentire di sfruttare questo equili-

brio complessivo, fermo restando che sarà poi necessario perseguire delle politiche nazio-

nali di sviluppo delle fonti rinnovabili coerenti ed efficienti.

Infatti, la disomogeneità dei meccanismi di incentivazione ha portato ad una distribuzione

nel territorio dell’Unione degli impianti a fonti rinnovabili inefficiente e disallineata rispetto

alla disponibilità delle fonti nelle diverse aree geografiche.

È pertanto necessario definire un nuovo meccanismo europeo che promuova a livello regio-

nale lo sviluppo delle fonti rinnovabili.

22Energia Media

Efficienza energetica

Gli investimenti in efficienza energetica risultano ancora insufficienti nonostante un rappor-

to costi-benefici teoricamente molto favorevole per un’ampia gamma di progetti. Ciò è do-

vuto a barriere non economiche, ed in particolare agli attuali modelli di finanziamento che

comportano elevati costi iniziali e tempi di rientro dell’investimento molto lunghi. Attual-

mente esistono numerosi programmi per il supporto agli investimenti in efficienza energeti-

ca ma i processi di accesso sono spesso inefficienti, non trasparenti e farraginosi. Peraltro il

target di questi programmi sono spesso i progetti di grande scala, laddove in realtà i pro-

getti a più alto potenziale coumulato sono quelli di piccola scala.

Clima

I target europei al 2030 rappresentano driver fondamentali per gli investimenti in sostenibi-

lità e sviluppo, oltre a migliorare la sicurezza energetica e la competitività. L’Energy Union

deve essere il veicolo per promuovere strumenti di mercato efficienti guardando alle “best

practices” e imparando dagli errori del passato. Per quanto riguarda in particolare l’EU

ETS, strumento che garantisce un approccio armonizzato a livello europeo, l’attuale ecces-

so di offerta di permessi ne mina l’efficacia nel favorire investimenti nelle tecnologie low

carbon. Per far fronte a questo problema, recentemente è stato approvato il cosiddetto

Market Stability Reserve (MSR). Il meccanismo ha l’obiettivo di ridurre l’eccesso di quote

nel breve termine e di sostenere il sistema nel gestire le variazioni di domanda nel medio-

lungo termine. L’introduzione del MSR è un primo passo per ristabilire il funzionamento effi-

cace dell’ETS, salvaguardando la competitività dell’Europa e sostenendo la credibilità del-

l’UE nei negoziati climatici a livello internazionale.

Energy Union

In questo contesto la Commissione europea ha promosso la strategia “Energy Union” che

si prefigge di affrontare finalmente in maniera organica le molteplici sfide che l’”Europa del-

l’energia” ha di fronte a sé, da una maggiore sicurezza energetica alla protezione dell’am-

biente e all’efficienza energetica, dall’integrazione del mercato interno allo sviluppo dell’in-

novazione. A nostro avviso i principali strumenti da utilizzare per il raggiungimento di tali

obiettivi sono:• mercato della CO2. Un ETS rafforzato capace di fornire un prezzo adeguato della CO2

deve essere il driver principale per investire in tecnologie “low carbon”;

23

Paper n. 6/ 2015 - Energia

• sviluppo delle rinnovabili. Nuovi investimenti in rinnovabili sono fondamentali per rag-

giungere gli obiettivi di decarbonizzazione e devono essere guidati da meccanismi di

mercato (ETS e aste);• segnali di lungo termine. I contratti a lungo termine sono uno strumento fondamentale

per ridurre rischiosità e costo degli investimenti, in particolare per gli impianti di genera-

zione a fonti rinnovabili; • integrazione dei mercati. L’integrazione dei mercati dell’energia tra Paesi confinanti per-

mette di gestire in maniera ottimale i servizi di flessibilità e la produzione da rinnovabili; • smart grids e efficienza energetica. Le smart grids favoriscono l'integrazione delle rinno-

vabili, una maggiore efficienza energetica e lo sviluppo del vettore elettrico come veico-

lo di decarbonizzazione del settore dei trasporti e dell’economia in generale.

Parallelamente, è assolutamente centrale armonizzare le regole di mercato, secondo le due

direttrici dell’integrazione dei mercati elettrici e l’integrazione nei mercati elettrici delle rin-

novabili. Per quanto riguarda l’integrazione dei mercati elettrici:• i consumatori finali possono beneficiare dall’integrazione dei mercati elettrici in termini di

prezzi finali in linea con costi sottostanti e di maggiore efficienza e sicurezza del sistema;• è necessario accelerare il processo di definizione delle regole comuni per anticipare la

fruizione dei benefici connessi all’integrazione, in particolare per quanto riguarda i merca-

ti del bilanciamento anche attraverso meccanismi semplificati di vendita diretta dei servi-

zi ai TSO esteri (c.d. BSP-TSO agreements)

Sviluppo delle rinnovabili

Il disegno del mercato all’ingrosso deve favorire lo sviluppo delle rinnovabili e permettere

una loro efficiente integrazione nel mercato. A tal fine sono necessari:• meccanismi d’asta efficienti e competitivi a livello europeo;• mercati infragiornalieri liquidi, vicini al tempo reale e che offrano prodotti con orizzonti

temporali brevi;• mercati del bilanciamento integrati per mettere a fattor comune le riserve operative e

massimizzare la flessibilità transfrontaliera.

Contrattazione di lungo termine

Il settore della generazione elettrica è l’unico settore “capital intensive” in cui gli operatori

hanno assunto decisioni di investimento sulla base di segnali di prezzo a breve termine.

24Energia Media

A nostro avviso tale circostanza è alla base di alcuni dei maggiori problemi del sistema elet-

trico attuale e deve perciò essere sanata.

Inoltre, l’investimento nelle rinnovabili senza il supporto di contratti di lungo termine pre-

senta un premio di rischio (ed un costo di investimento) molto più alto. Infatti le tecnologie

rinnovabili sono caratterizzate da una prevalenza di costi fissi, nessuna copertura rispetto

alle variazioni dei prezzi di mercato spot, nonché una correlazione negativa tra produzione

e prezzi di mercato all’ingrosso.

Gli investimenti effettuati sulla base di segnali di prezzo a breve termine hanno portato a

situazioni di “overcapacity” o “undercapacity”: in alcuni Paesi gli operatori hanno investito

troppo e non sono riusciti a recuperare i costi d’investimento, in altri troppo poco e ora si

necessita di strumenti di programmazione. Anche nella generazione convenzionale segnali

di lungo termine consentirebbero di programmare scelte di investimento/ambientalizzazio-

ne e/o disinvestimento. La generazione convenzionale presenta infatti una copertura natu-

rale rispetto alle variazioni dei prezzi di mercato spot, ma non rispetto ai costi fissi. I merca-

ti della capacità non sono la soluzione ma - se opportunamente disegnati – possono esser-

25

ne parte. La Strategia quadro per l’Unione Energetica europea pone sul tavolo il tema del-

lo sviluppo di soluzioni che consentano il ricorso a contratti a lungo termine per raggiunge-

re obiettivi di decarbonizzazione in modo efficiente, ma non definisce soluzioni operative,

che dovranno invece essere sviluppate quanto prima nell’ambito del piano di azione deli-

neato a febbraio.

Smart grids

Un altro strumento necessario per garantire una maggiore sicurezza energetica e il raggiun-

gimento degli obiettivi di decarbonizzazione dell’Unione è rappresentato dal crescente ri-

corso all’energia elettrica. Ciò sarà possibile anche grazie allo sviluppo ed alla diffusione

delle smart grids e di nuove ed innovative soluzioni per i settori residenziale e dei trasporti.

Per fare ciò sono necessari maggiori investimenti sulle reti di distribuzione ed in particolare

sulla mobilità elettrica.

ConclusioneIn estrema sintesi, Enel ritiene che l’Unione Energetica europea possa essere principalmen-

te garantita attraverso tre ordini di fattori.

Segnali di lungo periodo. È fondamentale promuovere lo sviluppo della contrattazione di

lungo periodo per perseguire obiettivi europei di riduzione delle emissioni. Contratti di lun-

go termine forniscono i segnali economici per le scelte di investimento e disinvestimento e

sono uno strumento efficiente per decarbonizzare l’economia.

Sviluppo delle fonti rinnovabili e integrazione dei mercati elettrici. Il prezzo della CO2, i

contratti a lungo termine, nonché meccanismi competitivi coordinati a livello europeo rap-

presentano i driver per lo sviluppo delle fonti rinnovabili. È inoltre necessaria l’integrazione

dei mercati Ue per sfruttare le potenziale sinergie dei diversi mix nazionali e ottimizzare la

richiesta di flessibilità della rete.

Reti. Investire nelle smart grid favorirà l'integrazione delle rinnovabili nel mercato, lo svilup-

po del vettore elettrico e la decarbonizzazione dell’economia, in particolare del settore dei

trasporti. È quindi necessario promuovere lo sviluppo delle smart grids attraverso la diffu-

sione delle migliori pratiche regolatorie (es. modelli di remunerazione di tipo output-ba-

sed, valorizzazione delle esternalità positive, standard per gli smart meter, ottimizzazione

dei fondi europei).

26Energia Media

Gli interventi di stamane offrono un utile spunto per qualche riflessio-

ne circa la situazione attuale e le prospettive future del mercato re-

tail in Italia, unitamente agli interventi normativi e regolatori necessa-

ri a promuoverne lo sviluppo, alla luce delle direttrici previste dal-

l’Energy Union per questo segmento.

Quali sono le linee guida dettate dall’Energy Union Package per il

retail? Sinteticamente:• eliminazione delle tariffe regolate, ferma restando la tutela dei clienti

vulnerabili (persone non abbienti o in gravi condizioni di salute);• facilità di accesso ai dati di consumo, finalizzata alla promozione

dell’efficienza energetica;• sviluppo di tecnologie smart che consentano al consumatore di

cogliere le opportunità che il mercato offre attraverso il controllo

dei propri consumi e/o delle eventuali autoproduzioni.

In altre parole, stiamo parlando di phasing out dei prezzi regolati, di

sviluppo di servizi post contatore e di promozione della demand si-

de response.

Come è messa l’Italia rispetto a queste tre linee di indirizzo? Il quadro

normativo e regolatorio è adeguato? Come ci stiamo muovendo?

L’eliminazione della tutela, è stata trattata nell’intervento di Carlo

Stagnaro, con riferimento alle discussioni in corso circa il DL Concor-

renza. Lo schema di decreto, nella versione in discussione nei mesi

scorsi, ha dato un ottimo segnale, identificando una sunset clause

(vale a dire una data certa) per la fine dei prezzi regolati. È un ele-

mento essenziale rispetto al quale sarebbe del tutto inopportuno fa-

re passi indietro.

ll dibattito parlamentare sembra tuttavia aver registrato nei tempi

più recenti qualche pesante incertezza. Il tema centrale sembra ruo-

tare intorno alla domanda: è vero o non è vero che se si rimuove la

tutela i prezzi salgono”? I consumatori potrebbero averne, oltre che

vantaggi, possibili danni?

27

Maria Elena FUMAGALLIEdison

Nei mesi scorsi sono pubblicamente circolati studi che portano a conclusioni molto diver-

se. A titolo di esempio, e pur con tutti i caveat del caso, Aeegsi nel suo rapporto di monito-

raggio, segnala la presenza sul mercato libero elettrico di prezzi della componente energia

che arrivano ad essere superiori del 20% rispetto ai prezzi tutelati.

Nomisma, per contro, guardando in particolare alle offerte a prezzo fisso e alle offerte arti-

colate (inclusive di programmi di fidelizzazione di vario tipo) offre un quadro decisamente

più ottimista.

Il pesante disallineamento delle conclusioni tratte dai diversi studi suggerisce alcune

considerazioni:• confrontare offerte di prezzo diversamente articolate è un esercizio difficile, la probabili-

tà di confrontare “mele con pere” elevata ed inversamente proporzionale alla solidità

delle conclusioni che si possono trarre;• se ragionando in termini percentuali i confronti sembrano evidenziare valori importanti,

in termini assoluti i valori in gioco sono ben più modesti e sostenibili dall’utente medio.

28Energia Media

In un contesto socio-economico severo come quello attuale, il vero punto da affrontare in

via prioritaria non è allora l’andamento dei prezzi quanto la messa in sicurezza dei clienti

vulnerabili, che potrebbero essere impattati in modo significativo anche da variazioni di

prezzo non rilevanti in termini unitari. In altre parole dovremmo chiederci se e in che misura

sia opportuno:• rivedere la base dei clienti che hanno oggi diritto al bonus sociale elettrico o gas, preve-

dendone laddove necessario un ampliamento;• aggiornare l’entità del vantaggio economico concesso, considerandone un incremento

anche significativo;• semplificare le modalità con cui il bonus viene oggi erogato, rendendole meno farraginose.

Posti in sicurezza i clienti potenzialmente vulnerabili credo sia opportuno procedere senza

indugio e con una buona dose di sano pragmatismo nel rimuovere la tutela di prezzo; vice-

versa, al posto dei rischi teorici di una liberalizzazione piena ci troveremmo a fronteggiare i

rischi certi di una liberalizzazione mal fatta.

Veniamo ora alle nuove frontiere del mercato retail: lo sviluppo dei servizi post contatore ed

una partecipazione attiva della domanda al mercato. Qualcosa in Italia si sta già muovendo.

In merito allo sviluppo del post contatore, Aeegsi ha recentemente promosso una

specifica consultazione (DCO 186/2015) circa il comportamento di consumo dei

clienti finali (energy footprint) e la messa a disposizione di dati storici di consumo fun-

zionali allo sviluppo del post metering. Ma quali sono oggi i limiti tecnologici e nor-

mativi che ostacolano lo sviluppo dei servizi post contatore? Per offrire servizi post

contatore il venditore necessita di dati storici di consumo ulteriori rispetto ai dati nor-

malmente disponibili per la fatturazione, che scontano una scarsa granularità e la lon-

tananza dal tempo reale.

Occorre quindi interagire con il contatore per avere più dati e più aggiornati. Tuttavia per

gli attuali contatori (seppure già “smart”, ma di prima generazione) questa interrogazione

non è possibile in via diretta in quanto il protocollo di comunicazione – vale a dire la “lingua”

parlata dal contatore – è sottoposta ad un vincolo proprietario in favore del distributore e non è

accessibile a terze parti. Per accedere ai dati è necessario utilizzare degli specifici dispositivi,

i cosiddetti “dispositivi abilitanti”. Per intenderci, si tratta di strumenti tipo “Energy Con-

trol” di Edison, accoppiato otticamente al misuratore ed in grado di rilevare il lampeggio

led, o lo “Smart Info” di Enel Distribuzione che si inserisce nella presa elettrica di casa e si

29

Working Paper n. 1/ 2015 - Energia

collegano al misuratore tramite PLC (Power Line Communication, comunicazione sulla linea

elettrica in bassa tensione).

Lo Smart Info in particolare è stato inizialmente sviluppato da Enel Distribuzione nell’ambi-

to di un progetto sperimentale promosso dall’Autorità per l’Energia che sta oggi consultan-

do il mercato per capire con che modalità questi dispositivi possano essere messi a disposi-

zione a beneficio del sistema su più ampia scala.

In proposito, in un’ottica proconcorrenziale sarebbe opportuno che:• il distributore mettesse a disposizione il progetto tecnico del dispositivo smart info e

l’hardware minimo necessario per la concorrenza con il protocollo del contatore, vale a

dire la trasformazione del protocollo riservato del distributore in un protocollo aperto; il

dispositivo dovrebbe essere privo di brand; • agli acquirenti dello smart info (e fornitori del servizio post contatore) dovrebbe essere

lasciata la facoltà di sviluppare in piena autonomia il dispositivo, customizzandolo in ac-

cordo con la propria politica commerciale; • la messa a disposizione di servizi a valore aggiunto sia riservata ai fornitori di energia

elettrica operanti sul mercato libero e/o ad altri soggetti commerciali (ad esempio le so-

cietà di telecomunicazione), caratterizzando il servizio di maggior tutela come servizio

“di base”.

L’eventuale introduzione massiva dei contatori cosiddetti “di seconda generazione” do-

vrebbe consentire di superare il problema dell’interlocuzione con il contatore, in quanto ta-

li contatori dovrebbero essere dotati, oltre che di un protocollo “chiuso” relativo ai dati ne-

cessari alla fatturazione del servizio di distribuzione, anche di un protocollo aperto per la

comunicazione con terze parti. Il tema è oggi di attualità anche in relazione al progetto rela-

tivo alla “banda ultralarga” che potrebbe comportare un’accelerazione del processo di so-

stituzione dei contatori di prima generazione.

Qualora tale prospettiva si facesse concreta, nell’ambito delle relative valutazioni di oppor-

tunità, sarà particolarmente importante interrogare il mercato circa le possibile caratteristi-

che che tali contatori dovrebbero avere per favorire il pieno sviluppo del mercato. Anche

in questo caso a guidare le scelte dovrebbe essere una logica che preveda che lo smart in-

fo fornito dal distributore funga da semplice abilitatore del servizio, mentre l’ideazione del

servizio e della relativa infrastruttura (devices tecnologici per interfacciarsi con la misura,

etc) dovrà rimanere in capo agli operatori di mercato.

30Energia Media

Infine, circa la partecipazione attiva della domanda al mercato, funzionale anche all’in-

tegrazione a sistema di uno stock importante e crescente di risorse diffuse caratteriz-

zate da elevata variabilità, il dibattito si sta aprendo proprio in questo periodo e la

consultazione Aeegsi sugli Smart Distribution System ha fatto da apripista. Il tema richie-

derebbe un seminario dedicato, ma mi preme sottolineare in questa sede un uni-

co concetto.

Le mutate condizioni di sistema richiedono un mutato approccio regolatorio che, per Edi-

son, dovrebbe idealmente percorrere il seguente iter:

1. identificazione dei nuovi servizi e delle funzionalità (ad esempio la regolazione della po-

tenza attiva degli utenti, impiego di sistemi di accumulo, etc...) necessarie al sistema per

un’efficace integrazione delle risorse diffuse;

2. primario reperimento sul mercato di tali servizi;

3. approvvigionamento con modalità amministrate ed in via residuale delle sole funzionali-

tà che il mercato ha mostrato non essere in grado di fornire.

In quest’ottica sotto il profilo temporale assume un ruolo prioritario la definizione delle nuo-

ve regole di dispacciamento per la partecipazione delle risorse diffuse al mercato dei servi-

zi di dispacciamento, al fine di consentire di valutare la reattività del mercato al nuovo con-

testo; la promozione selettiva di eventuali investimenti finalizzati a fornire le funzionalità

ove il mercato ha fallito dovrebbe avvenire successivamente, a valle di un adeguato perio-

do di valutazione della reattività del mercato stesso. Ciò al fine consentire l’emergere di

nuove figure di mercato quali quelle dell’aggregatore, evitando di porle inappropriatamen-

te in competizione con soggetti regolati abilitati a fornire i medesimi servizi.

31

Working Paper n. 1/ 2015 - Energia

32

Il pacchetto “Energy Union” promosso dalla Commissione Europea

al fine di delineare la strategia energetica europea dei prossimi anni

si articola su cinque dimensioni.Occupandomi di mercato, nello spe-

cifico di mercato elettrico, vorrei commentare quanto prevede

l’Energy Union in merito alla integrazione del mercato europeo del-

l’energia. Si identificano due linee di sviluppo parallele:

1. hardware dei mercati, cioè le infrastrutture necessarie al collega-

mento dei vari Paesi dell’Ue: linee di trasmissione elettriche e me-

tanodotti;

2. software dei mercati, cioè lo sviluppo e l’integrazione delle regole

che governano i mercati.

In merito alle infrastrutture viene posta particolare enfasi ai collega-

menti transfrontalieri, Un obiettivo specifico di interconnessione mi-

nima per l'energia elettrica, da raggiungere entro il 2020, è stato fis-

sato al 10% della capacità di produzione elettrica installata, con

l ’obiettivo ulteriore di arr ivare al 15% entro i l 2030.Nel 2014 l’Italia ha importato 46,7 TWh pari a circa il 15% del fabbi-

sogno attraverso una capacità di importazione di circa 8000 MW. Se

utilizzassimo come riferimento la potenza installata (circa 120 GW)

dovremmo ancora incrementare la capacità di importazione per ot-

temperare a quanto previsto dall’UE. È tuttavia il caso di far notare

che ci troviamo in una situazione di over-capacity e che sarebbe più

indicato come parametro di riferimento per “misurare” il grado di

collegamento transfrontaliero il rapporto tra la capacità installata e

quella di punta. In questo caso, considerando 57 GW alla punta sa-

remmo già prossimi al 15%. In merito alle “regole” di mercato sono

diversi i temi in discussione. Quelli che maggiormente hanno impat-

to diretto sul mercato includono l’integrazione delle rinnovabili, i

meccanismi di mercato della capacità e l’integrazione dei mercati

regionali in un unico mercato europeo.

Si è discusso molto e ancora si sta discutendo di “RES-TO-MARKET

& MARKET-TO-RES”. Lo slogan vuole sottolineare la necessità di in-

33

Roberto POZZIA2A

tegrare la generazione da fonte rinnovabile nel mercato (RES-TO-MARKET) equiparandola,

da un punto di vista del rispetto delle regole di mercato, alla generazione convenzionale

(principalmente in merito al bilanciamento). In questo modo si incentiverebbe una competi-

zione “sana” e non deviata da regole diverse che inficiano la validità del modello “energy-

only-market” attualmente adottato e, come traspare dai documenti di consultazione comu-

nitari, tanto caro alla Commissione. D’altro canto è necessario implementare e/o migliorare

le regole attuali di mercato al fine di permettere alle fonti rinnovabili non (o poco) program-

mabili di poter competere con quelle convenzionali e di non essere eccessivamente pena-

lizzate (MARKET-TO-RES). Lo sforzo si concentra soprattutto sull’implementazione dei mer-

cati di brevissimo, al fine di permettere una riprogrammazione delle RES quanto più prossi-

ma la tempo reale. Da qui la forte spinta verso uno sviluppo dei mercati infragiornalieri con

modalità di “continuous” trading.

Parlando di RES sembra ormai assodato il raggiungimento del target del 20% di rinnovabili

nel mix energetico europeo al 2020. Ci stiamo arrivando a fronte di forti investimenti ed in-

centivi che pesano e peseranno sul costo finale dell’energia. È chiaro che un incremento

ulteriore del 7% è significativo e con i prezzi attuali dell’energia sarebbe difficilmente rag-

giungibile, non essendo garantito un equo ritorno sull’investimento. Le strade possibili so-

34Energia Media

no due: ripristinare meccanismi di incentivazione minando ulteriormente la validità di un

mercato basato solo sul prezzo dell’energia prodotta; sostenere e riformare l’Emission Tra-

ding Scheme (ETS) in modo da promuovere efficienza energetica e produzione da fonti rin-

novabili direttamente attraverso l’ETS stesso. Quest’ultima a mio parere è la vera sfida che

ci attende nei prossimi anni.

Il mercato della capacità rimane un tema ricorrente e molto discusso, ancor più dopo l’ap-

provazione da parte della Commissione del meccanismo adottato in UK, della partenza im-

minente del meccanismo francese, della contrarietà della Germania ai meccanismi di CRM

(salvo adottare la riserva strategia per gli impianti a lignite!) e dell’avvio tanto atteso del

meccanismo italiano. L’Energy Union ed i documenti di indirizzo pubblicati recentemente,

non sono a favore dei meccanismi di remunerazione della capacità, a maggior ragione se

adottati con modalità e regole differenti nei diversi Stati Membri. La ragione è che questi

minerebbero il disegno di mercato unico europeo introducendo elementi di discontinuità e

influenzando impropriamente il prezzo di mercato che non riuscirebbe più a dare i corretti

segnali agli investitori. Il capacity marked sarebbe adottabile come ultima risorsa dopo

aver promosso meccanismi di “demand response”, massimizzato le interconnessioni con

l’estero, verificato l’adeguatezza del sistema etc. Ovviamente i principi sono corretti tutta-

via si rileva come gli interventi suggeriti siano di natura strutturale e quindi non implemen-

tabili in tempi brevi (la partecipazione della domanda attiva è un tema discusso da anni ed

ancora in itinere!) e come già oggi, con un mercato “energy-only” il segnale di prezzo risul-

ta in parte falsato da una componente di generazione (RES) alla quale nella pratica è stato

già riconosciuto un meccanismo di remunerazione non di mercato attraverso feed-in-tariff e

che continuerà a valere fino alla scadenza degli incentivi.

In ultimo l’integrazione dei mercati regionali europei sta avanzando inesorabilmente, attra-

verso l’adozione del Market Coupling. Il meccanismo, in estrema sintesi, permette di alloca-

re in maniera implicita, cioè senza ricorrere ad un’asta esplicita giornaliera, la capacità di-

sponibile per il giorno successivo. Tale capacità viene gestita ed allocata dal market cou-

pler (normalmente uno dei gestori di mercato) in base ai prezzi orari di mercato. La capaci-

tà viene allocata per trasportare energia dal mercato a prezzo minore verso quello a prezzo

maggiore. Agli assegnatari di capacità long- term (annuale e mensile) che non abbiano no-

minato e quindi impegnato tale capacità viene riconosciuto un compenso pari al differen-

ziale di prezzo tra i due mercati. L’Italia ha avviato il market coupling anche con Francia ed

Austria (con la Slovenia è in essere dal 2011) lo scorso 24 febbraio. È curioso osservare co-

35

Working Paper n. 1/ 2015 - Energia

me prima di tale data si rilevassero ore a spread negativo (prezzo francese più alto di quello italia-

no) mentre dopo il 24 febbraio il meccanismo di coupling ha interamente annullato le occasioni

di esportazione arrivando molto spesso ad equiparare i due prezzi. La ragione sta nel quantitati-

vo di capacità (NTC) gestita tra le due frontiere molto elevata (3500 MW) che, con il meccanismo

di coupling, si presta ad essere modulata influenzando di conseguenza i prezzi dei due mercati e,

nel caso di scostamenti non rilevanti, ad annullare tale differenziale.

Si segnala che dal 21 maggio è in essere il meccanismo di “flow-based market coupling”

tra Germania, Francia, Olanda e Belgio con risultati interessanti. Di questo se ne parlerà in

un’altra occasione.

36

Negli ultimi anni, l’Europa ha fatto significativi passi avanti verso una

reale unificazione dei mercati dell’energia.

In questa prospettiva, i Codice di Rete si stanno dimostrando uno

strumento potente di armonizzazione e integrazione.

Entro la fine dell’anno, in tutti i Paesi europei si applicheranno le

stesse regole per l’allocazione della capacità di trasporto, il bilancia-

mento e la risoluzione delle congestioni. E questo è già un ottimo

risultato. I prossimi mesi vedono, però, in agenda altri due dossier

che saranno molto impegnativi e soprattutto cruciali per il completa-

mento del disegno del mercato europeo del gas: • il tema della Sicurezza degli Approvvigionamenti di Gas; • la riforma delle Tariffe di Trasporto Gas, anche attraverso l’emana-

zione del relativo Codice di Rete.

Si tratta di argomenti molto tecnici che, però, con le necessarie sem-

plificazioni e conseguenti imprecisioni, meritano di essere affrontati

nelle loro implicazioni più strategiche.

Perché entrambi questi temi hanno significativi impatti strategici.

(Ad esempio, una non appropriata tariffa di trasporto del gas può

minare la sicurezza degli approvvigionamenti, rendendo poco “at-

traente” il nostro mercato per i fornitori esteri; ma può creare pro-

blemi indirettamente anche sul mercato elettrico, distorcendo le de-

cisioni di produzione: un impianto CCGT, che ha limitato la propria

prenotazione di capacità di trasporto nell’anno, anche se i prezzi

elettrici schizzano, può trovare comunque conveniente non incre-

mentare la propria produzione, perché questo significherebbe paga-

re penali per la capacità utilizzate e non prenotate).

Si tratta poi di temi che, proprio per la loro connotazione strategica,

richiedono di e sere oggi profondamente ripensati e sviluppati in

modo innovativo, tenendo conto del mutato contesto di mercato.

Riproporre inerzialmente i vecchi schemi regolatori (cercando di ”ag-

giustarli”) sarebbe un errore e rischierebbe di compromettere

l’obiettivo finale di rendere il mercato europeo pienamente integra-

to, competitivo e sicuro.

37

Hannelore ROCCHIOEni

Sicurezza degli Approvvigionamenti di GasIl processo di revisione dei meccanismi regolatori cui è affidata la sicurezza, definiti dal Re-

golamento 994/2010, è stato già avviato. Emergono almeno due punti che richiedono

grande attenzione.

Anzitutto, il dibattito sul tema sicurezza è ancora molto focalizzato sulle infrastrutture. In

passato, effettivamente, nella misura in cui le infrastrutture erano costruite con contratti di

approvvigionamento gas associati, la capacità dei gasdotti tendenzialmente coincideva

con il gas disponibile per il sistema. Oggi, invece, un gasdotto o un rigassificatore non so-

no di per sé garanzia di un flusso certo di gas associato: in Europa ci sono direttrici di ap-

provvigionamento che sono diventate o rischiano di diventare per diverse ragioni dei “ra-

mi secchi”. La sicurezza del sistema deve quindi essere valutata e costruita - nel breve co-

me nel lungo periodo - in termini non di infrastrutture ma “direttamente” di garanzia di ef-

fettiva disponibilità di gas.

In secondo luogo, in passato, il compito di assicurare le forniture di gas ai consumatori era

affidato agli operatori commerciali, al tempo pochi e grandi. Oggi - anche se il mondo è

cambiato tanto, e già da un bel po’ di tempo - formalmente è ancora così. Questo signifi-

38Energia Media

ca, semplificando, che ciascun operatore deve (o-dovrebbe) costituirsi una “riserva di

disponibilità di gas”, che molto probabilmente non utilizzerà, ma che deve comunque

avere in portafoglio per coprire, per esempio, i picchi di domanda di un inverno ecce-

zionale. Ciascun operatore dovrebbe sostenere, in altri termini, un costo addizionale

per eventi incerti. Fino a quando il mercato era concentrato, non c’erano problemi.

Oggi, in un contesto di mercato molto frammentato, non possiamo avere la stessa

tranquillità. Un modello di sicurezza “decentrata” e “diffusa/affidata a centinaia di

operatori” può esporre al rischio che il cliente dia per scontata ed eventualmente pa-

ghi per una sicurezza che non ha.

Per questa ragione, sarebbe necessario sviluppare un approccio diverso al tema della sicu-

rezza. Un approccio più efficace, ma allo stesso tempo anche più efficiente, perché basato

su logiche di mercato più che su approcci dirigistici. Una parte significativa di questo nuo-

vo approccio sarà già realizzato attraverso la riforma del sistema di bilanciamento a partire

dalla fine di quest’anno. Gli operatori commerciali avranno infatti un chiaro incentivo econo-

mico a mantenere bilanciata la propria posizione su base giornaliera. Questo però non basta.

In aggiunta, è necessario prevedere (così come, d’altra parte, avviene nel settore elettrico)

che l’operatore di sistema/il trasportatore garantisca la sicurezza con approccio pro-attivo.

Il trasportatore, sulla base di una valutazione consapevole delle esigenze del sistema, relati-

ve non solo all’anno termico ma anche più di lungo periodo, dovrebbe approvvigionarsi –

ricorrendo a procedure market-based – di prodotti con cui si assicura l’effettiva disponibili-

tà di gas ad un certo prezzo quando necessario.

Questo modello consentirebbe anche di superare approcci “dirigistici” nella selezione de-

gli investimenti, rimettendo al mercato la scelta della tipologia di investimento (stoccag-

gio/gasdotto/rigassificatore) che vi è dietro l’impegno (remunerato) degli operatori a rende-

re disponibile gas ad un certo prezzo in certe condizioni. Il sistema dovrebbe focalizzarsi, in

altri termini, sull’output e non sull’input, in quanto quest’ultima si configura come unascelta

più propriamente di mercato.

Tariffe di Trasporto GasIl secondo dossier particolarmente delicato in questo momento è quello delle nuove rego-

le europee in materia di Tariffe di Trasporto Gas. Il tema è molto complesso e dibattuto. E

la proposta di Codice attualmente in discussione non sembra in grado di innovare realmen-

te, né di consentire di centrare gli obiettivi della Commissione.

39

Paper n. 6/ 2015 - Energia

L’Europa dovrebbe invece realizzare un’ambiziosa revisione dell’attuale sistema tariffario.

Diversamente vi sono seri rischi di compromettere la reale integrazione dei mercati; la sicu-

rezza del sistema (in particolare, con riferimento allItalia) e gli stessi consumi di gas (crean-

do inefficienze). L’attuale regolazione del trasporto gas presenta, infatti, almeno due

aspetti “critici” che dovrebbero essere superati. Mi riferisco, in particolare, al fatto che i

corrispettivi:• siano determinati per via amministrata, sulla base dei costi del trasportatore e facendo

riferimento a metodologie di allocazione dei costi sulla base di un sistema a matrice, che

rischia di penalizzare molto alcuni punti di entry;• siano prevalentemente fissi (e cioè di natura capacitiva), con problemi per gli utenti nel

modificare gli impegni di capacità rispetto all’evoluzione delle loro esigenze, essendo i

prodotti di capacità di breve periodo offerti a prezzi relativamente elevati rispetto all’im-

pegno annuale (condizione, questa, che rimane necessaria, a meno che non si riconosca

agli operatori impegnati in contratti di capacità di lungo termine la possibilità di terminar-

li e adeguare la propria politica di prenotazione di capacità).

Questo non significa che le attuali metodologie siano sbagliate in assoluto. Potrebbero por-

tare ad esiti di mercato efficienti, ma solo in presenza di una domanda di utilizzo delle infra-

strutture particolarmente anelastica (ossia indipendente dal corrispettivo applicato, in un

range di valori ragionevoli), quale potrebbe essere nel caso di un sistema isolato (si pensi

al caso UK), in cui il gas è prodotto all’interno del sistema stesso e non può essere traspor-

tato altrove se non a fronte di costi significativi. Tuttavia, non è più questa la situazione che

caratterizza oggi il mercato europeo, in quanto la domanda di utilizzazione delle infrastrut-

ture è sempre più elastica: • i fornitori possono indirizzare il proprio gas verso altri mercati: emerge quindi un costo

opportunità che prima non c’era. A fronte di corrispettivi capacitivi di entry troppo eleva-

ti, il produttore:- potrebbe valutare l’opportunità di limitare la quantità di gas disponibile per il sistema

europeo sulla base di impegni di lungo termine; - potrebbe essere disincentivato anche all’immissione di gas verso il sistema europeo

nei momenti di emergenza, causa l’applicazione di corrispettivi molto elevati per l’uso

della capacità su base spot;• i trader comprano capacità su base opportunistica, solo se i differenziali di prezzo tra i

diversi hub lo rendono conveniente;

40Energia Media

• alcuni consumatori (per esempio i produttori di energia elettrica) potrebbero valutare

l’opportunità di limitare il proprio consumo “incerto” per non pagare “per certo” corri-

spettivi di trasporto capacitivi troppo elevati.

Nel nuovo contesto di mercato, quindi, l’applicazione di corrispettivi di trasporto ca-

pacitivi con livelli minimi determinati per via amministrata, e molto spesso più alti del

valore delle capacità, produce diversi paradossi e criticità. È quindi evidente che oc-

corre ripensare la metodologia di determinazione dei corrispettivi del trasporto del

gas. Lo si deve fare, però, senza trascurare un elemento fondamentale: i costi delle

infrastrutture esistenti sono sì fissi, ma sono costi fissi comuni, di fatto interamente sunk.

Sono, in altri termini, costi che il sistema ha comunque già sostenuto e che sono indipen-

denti dall’utilizzo delle infrastrutture stesse. In questa prospettiva, è nell’interesse del siste-

ma - per i benefici che ne conseguono in termini di liquidità dei mercati, competizione, si-

curezza - che il livello e la struttura dei corrispettivi applicati siano tali da contenere il più

possibile la variazione dell’utilizzo dell’infrastruttura rispetto a quanto sarebbe nel caso in

cui non venisse applicato alcun corrispettivo, salvo quelli a copertura dei costi variabili. Oc-

corre quindi evitare che le tariffe creino distorsioni nei comportamenti. Nel disegnare il nuo-

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vo modello tariffario, probabilmente, l’esperienza di mercati – quale quello dell’energia elet-

trica – che hanno una storia di integrazione più lunga, potrebbe essere di grande aiuto.

Per promuovere la sicurezza del sistema, la concorrenza e la liquidità del mercato all’ingros-

so si potrebbero immaginare metodologie che:• con riferimento ai punti di entrata che collegano il nostro sistema con mercato liquidi e

competitivi, prevedano che si assegnino diritti per l’utilizzazione della capacità “hub to

hub”, attraverso aste con prezzi di riserva anche nulli, così da assicurare un uso efficiente

delle infrastrutture e l’integrazione dei mercati. Si dovrebbero a tal fine anche prevedere

specifiche forme di compensazione (ad esempio l’inter-TSO compensation) funzionali a

dare copertura agli eventuali mancati ricavi per l’uso delle infrastrutture esistenti i cui di-

ritti siano assegnati sulla base delle suddette procedure;• con riferimento, invece, agli altri punti di entrata (ossia a quelli che collegano il nostro si-

stema a mercati oligo/monopolistici), la determinazione dei corrispettivi dovrebbe avveni-

re secondo modalità innovative che tengano conto del rischio che livelli troppo elevati

possano ridurre l’attrattività del mercato italiano/europeo, facendo dirottare le potenziali for-

niture verso altri mercati, con rischio per la sicurezza degli approvvigionamenti del sistema.

Tale modifica dei livelli e della struttura tariffaria richiederebbe chiaramente di riconoscere

agli shipper impegnati in contratti di trasporto Long Term la cancellazione di tali impegni.

Diversamente, infatti, la modifica regolatoria sarebbe inapplicabile, in quanto questi opera-

tori si ritroverebbero a detenere dei diritti (i contratti di capacità) caratterizzati da un prezzo

radicalmente differente rispetto a quello iniziale (e in alcuni casi anche nullo). Ugualmente

richiederebbe di prevedere che i corrispettivi applicati ai punti di riconsegna vengano defi-

niti in modo da assicurare comunque la copertura dei costi complessivi della rete.

Una riforma in tal senso potrebbe consentire lo sviluppo di una significativa liquidità in tut-

te le aree di mercato, assicurare una efficiente correlazione/allineamento dei prezzi nei di-

versi Paesi e consentire l’implementazione di una politica più equa di allocazione dei costi

infrastrutturali.

42Energia Media

Dividerò le mie conclusioni in due parti.

Andando per ordine, quindi, con riferimento alla tematica oggetto

di discussione, ossia l’Unione per l'energia, ritengo che sotto molti

profili questo pacchetto è la naturale prosecuzione dei tre pacchet-

ti precedenti. Molte delle misure previste ben difficilmente avreb-

bero potuto discostarsi da quanto finora annunciato, sebbene

l'Unione per l'energia sia ancora in una fase preliminare delle sue

attività. Ciò vale, ad esempio, per il market coupling e per la crea-

zione di un unico sistema di borsa sono in linea con l'idea di model-

lo di dimensione geografica continentale espressa da molti anni a

livello comunitario. Così come le medesime considerazioni valgono

per i codici di rete, in corso di definizione.

La progressiva omogeneizzazione delle regole su scala europea

porta, indubbiamente, a una ridefinizione dei ruoli dei regolatori

attivi su scala nazionale rispetto ad Acer.

Questo è un aspetto sotto molti aspetti inerziale e che può essere

considerato una naturale evoluzione della regolazione. Infatti, se i

mercati geografici dell’energia si ampliano, grazie all’omogeneizza-

zione delle regole e allo sbottigliamento delle reti, è naturale con-

seguenza che la regolazione vada riferita a un ambito territoriale

più ampio.Tuttavia, vi è un aspetto che ritengo corretto sottolinea-

re e che, invece, solo raramente vedo espresso dagli addetti ai la-

vori e, in generale, dai portatori di interessi. Le interrelazioni fra re-

golazione nazionale e comunitaria sono destinate a mutarsi con il

rafforzamento di Acer.

Inoltre l’atteggiamento che dovrà tenere ciascuna Autorità degli

Stati membri dell’Unione dovrà anch’esso cambiare. In qualche

43

Alberto BIANCARDIAeegsi

Conclusioni

modo, ciascun regolatore perderà il proprio monopolio nazionale e dovrà cercare di accor-

darsi con un numero sufficiente di altri regolatori, al fine di far prevalere le proprie tesi in

ordine alle norme da predisporre. L’Autorità europea, cioè Acer, guiderà l’azione e sarà in

grado di indirizzare l’analisi, al pari di quanto possibile a ciascun regolatore nazionale nel

proprio ambito geografico nel vecchio schema.

Per ottenere una buona regolazione, fra i fattori essenziali da garantire, vi è senza dubbio

l’indipendenza dagli interessi in gioco, in particolare da quelli governativi. In modo che l’in-

terrelazione fra i decisori – e la creazione di accordi fra i singoli regolatori nazionali – avven-

ga solo su un piano tecnico.

Sottolineato che questa caratteristica è uno dei punti chiave del terzo pacchetto

energia e che ogni Stato membro oggi deve garantire l’indipendenza alla propria

autorità di regolazione nazionale dal rispettivo governo, sarà altrettanto essenziale

garantire una piena e reale indipendenza di Acer dall’esecutivo comunitario, cioè

dalla Commissione.

Un ulteriore aspetto che penso sia lecito attendersi dall’evoluzione delle regole comunita-

rie è una asimmetria nel processo di omogeneizzazione delle norme di market design ri-

spetto a quelle di incentivazione alle nuove tecnologie.

Infatti, a mio avviso, se nel primo caso ritengo che questo processo sarà molto accentuato,

nel secondo i margini che verranno lasciati alla discrezionalità dei singoli Stati membri riten-

go saranno più ampi. Gli schemi in uso e le differenze fra singoli Stati membri, in questo ulti-

mo caso, appaiono molto distanti fra loro per garantire una reale convergenza in tempi brevi.

Passando rapidamente al commento di parte dei numerosi spunti emersi dagli interventi

dei rappresentanti delle imprese, innanzitutto, direi che sono d’accordo con la tesi che un

vero salto di qualità nella concorrenza nel mercato retail sia possibile solo con il salto tecno-

logico, ancora in corso di realizzazione, dei molti dispositivi inerenti misura e consumo (in-

cludendo l’efficienza energetica in quest’ultimo ambito).

È per questo motivo che, ad esempio, sarà importante approfondire se e come la regola-

zione possa aiutare una maggiore integrazione dei prodotti energetici con quelli di efficien-

za energetica. Sullo stesso versante e per le medesime ragioni, l’Autorità per l’energia elet-

trica il gas ed il sistema idrico sta studiando con estrema attenzione l’evoluzione tecnologi-

ca del sistema di metering, al fine di valutare se e come incentivare il passaggio a una se-

conda generazione di dispositivi. Sotto questo profilo, devo doverosamente sottolineare

che tale passaggio dovrà essere esaminato sulla base dell’applicazione di un rigoroso crite-

44Energia Media

Paper n. 6/ 2015 - Energia

rio di costo opportunità, in particolare tenendo conto del processo di ammortamento dei

dispositivi oggi in uso. Ciò al fine di evitare che i consumatori, pur a fronte di un indubbio

vantaggio in termini di disponibilità di informazioni, vedano la propria bolletta gravata di

oneri impropri.

Riguardo al fenomeno dell’autoproduzione, è sicuramente da sottolineare la rilevanza es-

senziale per il futuro di un ammontare così elevato di incentivi da pagare per il finanziamen-

to delle nuove tecnologie, soprattutto delle rinnovabili. In questo caso, la regolazione non

potrà essere basata unicamente su principi di efficienza tecnica, ma dovrà tenere conto an-

che di quella allocativa. Le componenti tariffarie, infatti, hanno a tutti gli effetti una valenza

fiscale e la loro attribuzione alle differenze classi di consumo dovrà essere fatta sulla base

anche di principi di equità. Naturalmente tale azione necessaria non dovrebbe influire – al-

meno si spera – in modo indebito sul progresso delle differenti tecnologie.

Passando agli spunti riguardanti il gas naturale, preciso che come Autorità stiamo valutan-

do se e come intervenire sul sistema delle tariffe di trasporto per tenere conto dell’anda-

mento dell’utilizzo della rete stessa. L’utilizzo in modo meno costante dalla capacità è un

fenomeno sotto gli occhi di tutti. A riguardo, più che cambiare il peso fra le componenti co-

siddette capacity e commodity, potrebbe essere valutato un diverso orizzonte temporale a

cui riferire la tariffa stessa, facendo ad esempio in modo che a un periodo di utilizzo più

breve della capacità resa disponibile a un punto di riconsegna corrisponda una tariffa riferi-

ta al medesimo orizzonte temporale.

Riguardo agli incentivi da assegnare al gestore della rete nazionale – oltre che ai singoli

operatori di mercato – per garantire il bilanciamento dei flussi nella rete, vareremo a breve

una consultazione in cui proporremo un primo insieme di obiettivi

al gestore di rete in termini sia di quantità e qualità delle informazioni da rendere disponibi-

li agli operatori che di capacità di minimizzare i costi della medesima attività di bilanciamen-

to. È un processo che richiederà del tempo per essere affinato ma che contiamo di realizza-

re per mantenere la nostra regolazione in linea con i migliori casi europei.

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PAPER 6/2015 - ENERGIA

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Energia Media Milano / Roma

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