Liberalizzazioni, atto primo: Energia Elettrica

E' il momento di analizzare "roba grossa" come il tema delle liberalizzazioni, cominciando dal mercato dell'energia elettrica in Italia, cercando di capire com'è strutturato, a che livello siamo in termini di de/regolamentazione e quali sono le ricadute in bolletta. A grandi linee è abbastanza semplice, ma volendo avere un quadro più dettagliato avviso già in anticipo che sarà lunga...

Cominciamo dalle basi
L'energia elettrica è quella forma di energia che meglio si presta ad essere trasformata e trasmessa (distribuzione semplice ed economica tramite impianti fissi, velocità di trasmissione elevata, scarse perdite energetiche, manutenzione non  molto costosa e in più non produce l’inquinamento caratteristico delle altre fonti energetiche). 
La sua produzione può essere possibile tramite differenti fonti di energia primarie, principalmente di due tipi: rinnovabili e non rinnovabili

• Rinnovabili: si tratta di fonti presenti in natura in quantità illimitata e rigenerabile (rinnovabili appunto)  
• energia idraulica (impianti idroelettrici), sfruttando grandi portate d'acqua
• energia solare (impianti fotovoltaici), convertendo l'energia del Sole
• energia eolica (pale eoliche), usufruendo del vento
• energia geotermica (impianti geotermici), portando in superficie e sfruttando il vapore della crosta terrestre
  
• Non rinnovabili: fonti destinate ad esaurirsi (non rinnovabili appunto)
• combustibili fossili (centrali termoelettriche), per lo più petrolio, carbone e metano (e derivati)
• energia nucleare (centrali nucleari). utilizzando la fissione nucleare

Alcuni dati sulla situazione italiana
Attualmente la produzione netta italiana del 2011 (cioè la somma delle quantità di energia elettrica prodotta al netto di quella destinata ai servizi ausiliari, ai consumi da pompaggio e ad eventuali perdite) è di 291.445 Gwh composta all'incirca al 16% dall'energia idroelettrica, al 77% da quella termoelettrica (la maggior parte della quale è coperta dall'uso di metano al 65%, carbone al 19,6% e il resto petrolio e derivati), al 3,3% da quella eolica, al 3,5% da quella fotovoltaica e al 1,8% da quella geotermica.
Dal lato della domanda la richiesta totale è ripartita in 5,9 Thw di consumi agricoli, 62,2 Thw per l'industria manifatturiera di base, 57,8 Thw per la manifatturiera non di base, 97,7 Thw per il terziario, 70,1 Thw ad uso domestico e infine 20,8 Thw di perdite di rete in generale (che figurano ovviamente come richiesta).
La parte di domanda non coperta dalla produzione nazionale viene ovviamente soddisfatta tramite fornitori esteri, per 47,5 Thw.
Il saldo tra la parte esportata, 1,7 Thw, e la parte importata, 47,5 Thw, è di circa 45,8 Thw (siamo il secondo paese al mondo per importazione netta di energia, dopo il Brasile)

Il sistema elettrico a livello teorico

L’insieme delle macchine, apparecchiature e linee destinate alla produzione, trasformazione, trasmissione,
distribuzione ed utilizzazione dell’energia elettrica costituisce il sistema elettrico, che è sostanzialmente l’unione di più sottosistemi distinti fra loro.

Le funzioni delle varie parti del sistema si possono così classificare:
− Produzione: mediante centrali di varo genere o importazione (*)
− Trasmissione: trasferire l'energia dai centri di produzione alle zone di consumo
− Dispacciamento: monitoraggio dei flussi elettrici per coordinare produzione, trasmissione,servizi ausiliari  e bilanciando domanda e offerta continuamente (può rientrare nell'attività generale di trasmissione)
− Distribuzione: ulteriore livello del trasporto dell’energia che interessa il collegamento tra le stazioni e le cabine
− Vendita/fornitura "retail": fornitura al cliente finale ("retail", cioè al dettaglio), quindi collegamento tra le cabine e le varie utenze (si vedrà più avanti che nel caso italiano la distinzione in questo segmento è tra mercato libero e mercato di maggior tutela)

*Al livello della Produzione, bisogna aggiungere che tutte le maggiori centrali di produzione sono tra loro collegate mediante linee di interconnessione, in modo tale che al livello delle tensioni più alte vi sia una unica rete interconnessa in cui confluisce tutta l’energia prodotta, con il vantaggio che la messa fuori servizio di una centrale non pregiudica l’alimentazione di una o più zone del territorio nazionale; in questo modo diventa però estremamente delicato il problema della regolazione delle energie prodotte dalle varie centrali e della
ripartizione dei flussi di energia sulle varie linee. Vi sono poi ovviamente anche linee di connessione tra l'Italia e i paesi confinanti, attraverso cui transita l'import-export energetico.

Il sistema elettrico in Italia
Produzione/generazione
Dal punto di vista della produzione si devono constatare progressivi miglioramenti (che peraltro vanno avanti già da molti anni), infatti il contributo alla produzione lorda da parte dei principali gruppi societari del settore è in lieve ma costante diminuzione, per esempio l'operatore dominante (Enel) contribuisce per il 26,4% a fronte del 27,8% dell'anno precedente e del 49,2% del 2003. Questo è positivo perché ha dato maggiori spazi di mercato agli operatori più piccoli più che ai concorrenti successivi a Enel (per esempio Gdf Suez è passato da 0,3% del 2010 al 3,1% del 2011), favorendo una diminuzione della concentrazione di mercato.
Attualmente, in valore percentuale, il contributo alla produzione lorda viene, nell'ordine, da:
Gruppo Enel (26,4%), Gruppo Eni (9,4%), Gruppo Edison (8,4%), E.On (5,2%), Edipower (4,8%), Tirreno Power (3,8%), A2A (3,5%), Gdf Suez (3,1%), Erg (2,5%), Sorgenia (2%), Iren (2%), Axpo Group (1,6%), Saras (1,5%), Altri produttori (25,8%).
Per quanto riguarda la sola produzione di energia destinata al consumo (al netto del CIP6, di cui parlerò in un altro post) anche qui si assiste ad una lieve ma progressiva perdita di quote di mercato da parte degli operatori principali (Enel per esempio passa dal 28,4% al 27,7%) a favore degli operatori più piccoli.
In sostanza da una situazione iniziale di monopolio Enel si sta arrivando in questi anni ad una sorta di oligopolio, che sembra però essere messo sotto pressione dall'avanzata dei gruppi più piccoli.

Trasmissione
La società Terna gestisce la trasmissione e il dispacciamento dell'energia elettrica, nonché la gestione, manutenzione della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) e garantisce la parità di accesso di condizioni di accesso alla rete; è sostanzialmente pubblica, perchè l'azionista di maggioranza è la Cassa Depositi e Prestiti (al 29,85%).
Nonostante Terna sia il principale proprietario, si possono comunque trovare altri operatori attivi in tale settore (undici in tutto, Terna compresa) soprattutto sulle linee a tensione più bassa (più localizzate quindi).
Il fatto che Terna sia l'operatore unico in questo segmento coincide perfettamente, a mio avviso, con le prescrizioni normalmente date in tema di "monopoli naturali": infatti la rete di trasmissione, essendo appunto un'infrastruttura a rete, non è replicabile da altri operatori (per lo meno nel lungo raggio, e comunque non è conveniente) e quindi chi ne avesse la proprietà avrebbe un vantaggio spropositato, potendo decidere a chi permettere l'accesso; in casi come questi è forse meglio lasciare che la gestione della rete stessa rimanga in mano pubblica, cercando comunque di favorire il più possibile la concorrenza in termini di accesso (entrambi obiettivi di Terna).

Distribuzione
I distributori elettrici italiani, sempre su dati 2011, sono 143; Enel Distribuzione è il primo operatore del paese con l'86% dei volumi distribuiti, seguita da A2A (3,9%), Acea (3,2%) e Aem Torino (1,4%), mentre tutti gli altri operatori detengono quote inferiori al 1%. Di conseguenza Enel Distribuzione detiene la maggioranza dei punti di prelievo sul totale degli utenti domestici e non (31,3 milioni di punti di prelievo sul totale nazionale di 36,7).
In questo segmento è ancora molto evidente il peso del Gruppo Enel, che vanta una rendita di posizione iniziale a livello storico poco o per niente toccata dal processo di liberalizzazione, che le ha permesso (e in parte permette tuttora) di competere senza troppi sforzi finora.

Vendita/fornitura al cliente finale
La quota del mercato di maggior tutela (quello gestito dal AAEG, per coloro che dopo la liberalizzazione non abbiano ancora stipulato un contratto a libero mercato) è diminuita rispetto all'anno precedente, a favore di un incremento della quota del mercato libero; il mercato libero è in generale più ampio nelle Regioni settentrionali, mentre nelle Regioni meridionali la quota del servizio di maggior tutela è più ampia (ma non superiore a quella del mercato libero). In questo segmento comunque il Gruppo Enel si conferma l'operatore principale, con il 37% dei volumi complessivamente venduti; lo stesso vale nel mercato di maggior tutela, dove la quota di mercato Enel raggiunge l'85%; d'altro canto sul mercato libero continua il ridimensionamento della quota di mercato Enel (dal 19% al 17,9%) e di Edison (dal 13% al 11,7%), i due principali operatori (in generale i primi dieci operatori rappresentano il 64% del mercato).
La rinnovata predominanza Enel anche in questo segmento è spiegabile col fatto che, oltre per motivi storico-politici, fino a pochi anni fa (ma in parte ancora oggi) ha sfruttato la scarsa mobilità degli utenti (domestici soprattutto) a cambiare operatore a seconda delle offerte (anche per via di tempi lunghi, poca conoscenza in materia e incertezze varie che sono state solo in parte risolte), potendo così garantirsi una certa rigidità nelle utenze; una rigidità, questa, molto visibile nel mercato di maggior tutela (che infatti spesso ospita i consumatori più restii e scettici a cambiare operatore, nonostante le offerte) e fortunatamente meno nel mercato libero, dove la quota Enel è in progressiva diminuzione, ma soprattutto è a livello percentuali tutto sommato accettabili.

Il mercato all'ingrosso
Il Gestore dei Mercati Energetici s.p.a. (GME) è una società a cui è affidata l’organizzazione e l'organizzazione economica del mercato elettrico secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e concorrenza tra produttori, e che assicura la gestione di un’adeguata disponibilità della riserva di potenza. 
Infatti nel 2004 c'è stato l’avvio operativo del mercato elettrico ed è nato in Italia il primo mercato organizzato dell’elettricità con due obiettivi precisi: stimolare la concorrenza nelle attività, potenzialmente competitive, di produzione e vendita di energia elettrica, attraverso la creazione di una piattaforma di mercato (sulla scia degli altri paesi europei); favorire la massima efficienza nella gestione del dispacciamento dell’energia elettrica, attraverso la creazione di un mercato per l’acquisto delle risorse per il servizio di dispacciamento.
Il mercato elettrico, o “borsa elettrica”, consente a produttori, consumatori e grossisti di stipulare contratti orari di acquisto e vendita di energia elettrica; le transazioni si svolgono su una piattaforma telematica alla quale gli operatori si connettono attraverso internet con procedure di accesso sicuro, tramite certificati digitali, per la conclusione on-line di contratti di acquisto e di vendita di energia elettrica. 
Il mercato elettrico si articola in: 

• Mercato elettrico a pronti (MPE), a sua volta composto da:

• Mercato del giorno prima: (MGP) dove i produttori, i grossisti ed i clienti finali idonei possono vendere/acquistare energia elettrica per il giorno successivo; Gli operatori partecipano presentando offerte nelle quali indicano la quantità ed il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Gli operatori partecipano presentando offerte nelle quali indicano la quantità ed il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere; le offerte sono accettate dopo la chiusura della seduta di mercato, sulla base del merito economico e nel rispetto dei limiti di transito tra le zone, per cui l'MGP è un mercato d’asta e non un mercato a contrattazione continua. Le offerte di acquisto/vendita accettate vengono valorizzate al prezzo marginale di equilibrio della zona a cui appartengono, tale prezzo è determinato, per ogni ora, dall’intersezione della curva di domanda e di offerta e si differenzia da zona a zona in presenza di limiti di transito saturati. Le offerte di acquisto accettate e riferite alle unità di consumo appartenenti alle zone geografiche italiane sono valorizzate al prezzo unico nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi delle zone geografiche ponderata per le quantità acquistate in tali zone. Il GME agisce come controparte centrale.

• Mercato Infragiornaliero (MI): consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita; offerte di acquisto e vendita vengono selezionate sulla base dello stesso criterio usato nel MGP; a differenza del MGP le offerte di acquisto accettate sono valorizzate al prezzo zonale. Il GME agisce come controparte centrale

• Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD): è lo strumento attraverso il quale Terna S.p.A. si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione e al controllo del sistema (risoluzione delle congestioni intrazonali, creazione della riserva di energia, bilanciamento in tempo reale). Sul MSD Terna agisce come controparte centrale e le offerte accettate vengono remunerate al prezzo presentato (pay-as-bid)

• Mercato elettrico a termine dell’energia elettrica con obbligo di consegna e ritiro (MTE): dove gli operatori possono vendere/acquistare forniture future di energia elettrica. Il GME è controparte centrale delle transazioni concluse sul MTE. Le negoziazioni su MTE si svolgono in modalità continua e sono negoziabili contratti della tipologia Base-load e peak-load con periodi di consegna pari al mese, al trimestre e all'anno. Gli operatori partecipano presentando proposte nelle quali indicano tipologia e periodo di consegna dei contratti, numero dei contratti e  prezzo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Sul MTE possono essere registrati anche contratti conclusi OTC.
  
  
• Piattaforma per la consegna fisica dei contratti finanziari conclusi sull’IDEX (CDE): dove vengono consegnati i sottostanti dei contratti finanziari derivati sull’energia elettrica conclusi sull’IDEX, il segmento del mercato degli strumenti finanziari derivati di Borsa Italiana S.p.A. dedicato alla negoziazione degli strumenti finanziari derivati sull’energia elettrica, relativamente ai quali l’operatore abbia richiesto di esercitare l’opzione di consegna fisica sul mercato elettrico. Il GME è controparte centrale dei contratti consegnati.

Le operazioni sulla Borsa elettrica hanno raggiunto nel 2011 i 180,3 Thw negoziati. il prezzo medio di acquisto dell'energia è stato pari a 72,23 euro/Mhw (+12,6% rispetto all'anno precedente), con un prezzo massimo di 81 a settembre ed un picco di domanda mensile a luglio (28,4 Thw); su base annuale e rispetto alle altre borse europee, il prezzo medio continua ad essere più elevato di circa 20 euro/Mhw

P.U.N. e zone della RTN

Il Prezzo Unico Nazionale è il prezzo medio dei prezzi zonali di vendita ponderato con le rispettive quantità richieste, cioè la media ponderata dei vari prezzi zonali considerando i consumi locali come "pesi"; queste zone di cui ho parlato sono sei aree/zone geografiche (Centro-Nord -Toscana, Umbria, Marche-; Centro-Sud -Lazio, Abruzzo, Campania-; Nord -Val D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna-; Sud -Molise, Puglia, Basilicata, Calabria-; Sicilia; Sardegna), sei zone virtuali costituite dai punti di interconnessione con l'estero (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Corsica, Grecia) e cinque poli di produzione limitata, cioè aggregati di unità produttive (anch'essi virtuali) dove la produzione è contingentata per evitare congestioni della rete (Priolo, Rossano, Monfalcone, Foggia, Brindisi). Una zona della rete (Rete di Trasmissione Nazionale) rilevante è una porzione della RTN per la quale esistono limiti fisici allo scambio di energia con altre zone confinanti.
Il prezzo di equilibrio nel mercato deve soddisfare le capacità tecniche del sistema di trasmissione, altrimenti per ogni zona viene definito un mercato a sé stante che rispetti i limiti di transito ed eviti congestioni o difficoltà nel dispacciamento; quindi in caso di congestione, le offerte di vendita accettate nel MGP sono valutate al prezzo di equilibrio della zona relativa, mentre le offerte di acquisto accettate sono valorizzate, indipendentemente dalla zona in cui i prelievi avvengono, al PUN, che incide poi sulla bolletta finale (per circa il 64%). In questo modo sono generate rendite di congestione per i produttori, rendite che dovrebbero avere lo scopo di potenziare la rete di trasmissione per evitare appunto congestioni di questo tipo; in termini di prezzo chi acquista è penalizzato in quanto paga al PUN, di solito sempre maggiore dei vari prezzi zonali (tranne in Sicilia e Sardegna), quindi è come se sostenesse il peso di un incentivo allo sviluppo dell'infrastruttura di trasmissione.

Tariffa 2012

Con la delibera 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11, l’AEEG ha approvato disposizioni inerenti l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015, in particolare la tariffa media nazionale a copertura dei costi per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura per l’anno 2012 risulta pari a 2,483 c€/kWh, così suddivisi: 0,535 cent per i costi di trasmissione (in aumento rispetto al precedente 0,443 del 2010 in seguito a nuovi investimenti di Terna e perchè ha acquisito la rete di distribuzione ELAT, ora inclusa nella RTN); 1,688 per i costi di distribuzione (rispetto ai precedenti 1,651); 0,273 per i costi di misura (rispetto ai precedenti 0,259).
Nel totale, per un cliente domestico tipo con potenza fino a 3 kW e consumi annui di 2.700 kWh, la tariffa aggiornata al primo ottobre è di 16,83 cent/kWh (ipotizzando un prezzo mono-orario)

Prezzi a livello generale
Nel 2011, il prezzo medio finale per un utente non domestico è stato di 90,97 euro/Mhw nel mercato libero e 98,69 nel mercato di maggior tutela, mentre per un utente domestico è stato di 116,7 nel mercato libero e 96,25 nel mercato di maggior tutela. Questo scostamento è in gran parte dovuto al fatto che nel mercato libero vi sono offerte più convenienti del servizio di maggior tutela, ma sono spesso calibrate sulla base di caratteristiche e usi specifici da parte degli utenti, quindi finiscono col perdersi nel prezzo medio (che per esempio per le utenze domestiche sembra essere meno conveniente delle offerte a mercato libero).
Durante il 2011 il prezzo del segmento del consumo di energia elettrica rilevato dall'Istat ha subito due consistenti aumenti percentuali, chiudendo però il 2011 con una variazione del prezzo in termini reali del -0,9% (cioè rispetto all'indice generale dei prezzi). A gennaio 2012 vi è stato però un aumento del 4,7%, per cui l'indice di prezzo ha superato l'indice generale dei prezzi, contribuendo assieme agli aumenti degli altri beni energetici (quelli non regolamentati, come la benzina) all'incremento dell'inflazione che viaggerà quest'anno intorno al 3% minimo molto probabilmente.
Bisogna però sottolineare che in realtà il rincaro elettrico 2011 è stato molto più contenuto, in valori percentuali, rispetto agli altri paesi europei (1,9% rispetto al 6,5% della Francia o 7,3% della Germania).

Utenze industriali
Se a livello di utenze domestiche il prezzo, nelle prime fasce di consumo, è sostanzialmente in linea con la media europea (nel 2011 è perfino inferiore a quello tedesco sia al netto sia al lordo delle imposte), ma più alto nella fascia tipo di un utente domestico tipo (con 2500-5000 kwh annui), nel caso di un utente industriale il prezzo parte da un livello molto alto per utenze inferiori ai 20 Mhw (con un notevole stacco dalla media europea), per poi scendere gradualmente fino a raggiungere pressapoco la media europea per consumi annui molto alti (70-150 Gwh). Per questi "consumatori" la penalizzazione in termini di prezzo è sicuramente più evidente.

Prezzo a Condizioni di maggior tutela
Dato che le offerte nel mercato libero sono molto variegate, per avere un'idea del prezzo nel mercato di maggior tutela che rimane comunque molto diffuso a livello nazionale.
La dinamica dell’indice mensile dell’Istat per il prezzo dell’energia elettrica trova conferma nell’andamento delle condizioni economiche di maggior tutela per un consumatore domestico residente con consumi annui pari a 2.700 kWh e potenza di 3 kW. Nel corso del 2011 e del primo trimestre 2012 i prezzi di maggior tutela sono progressivamente aumentati, portandosi su livelli superiori di circa il 6% rispetto a due anni prima. Al primo ottobre 2012 il prezzo dell’energia elettrica per un consumatore domestico residente con consumi annui di 2.700 kWh e 3 kW di potenza è pari a 16,83 c€/kWh al netto delle imposte (prezzo monorario) e a 19,4 c€/ kWh circa al lordo delle imposte (questo anche in seguito all’adeguamento della componente tariffaria a copertura dei costi per gli incentivi diretti alle fonti rinnovabili e assimilate, la componente A3 degli oneri generali di sistema).

Grafico 1.1 Andamento del prezzo per un consumatore domestico tipo. Immagine presa dal AEEG, dati trimestrali 2004-2012

Composizione del prezzo in bolletta
Ipotizzando un consumatore domestico residente con consumi annui di 2.700 kWh e 3 kW di potenza, il prezzo che si ritrova in bolletta è così suddiviso:

• 56,74% Servizi di vendita (attività e servizi svolte dal fornitore per acquistare e rivendere l'energia) per circa 11 cent/Kwh, i quali comprendono a loro volta:

• Prezzo dell'energia (determinato ogni tre mesi dal AEEG, con una metodologia che tiene conto di quanto speso dall'Acquirente Unico (l'organismo incaricato degli acquisti per i clienti in maggior tutela) per approvvigionarsi sul mercato all'ingrosso, fino al momento dell'aggiornamento trimestrale, e delle stime su quanto prevede di spendere nei mesi successivi)

• Prezzo di commercializzazione e di vendita (voce fissata trimestralmente dal AEEG sulla base dei costi sostenuti mediamente da un operatore del mercato libero)
  
  
• Prezzo del dispacciamento (si riferisce alle attività per il mantenimento in costante equilibrio del sistema elettrico, cioè il dispacciamento, che assicura che ad ogni quantitativo di elettricità prelevato dalla rete per soddisfare i consumi, corrisponda un quantitativo uguale immesso dagli impianti produttivi. I clienti in maggior tutela pagano per questo servizio in proporzione ai consumi, secondo un valore aggiornato ogni tre mesi dall'Autorità)

• 30,01% Servizi di rete (attività di trasporto, distribuzione e gestione del contatore pagate sulla base di una tariffa determinata trimestralmente dal AEEG, tenuto conto dell'inflazione, degli investimenti e degli obiettivi) per cira , i quali si suddividono in:

• 16,83% Oneri generali di sistema (servono per pagare oneri introdotti da diverse leggi e decreti ministeriali, in particolare incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate, A3, promozione dell'efficienza energetica,  UC7, oneri per la messa in sicurezza del nucleare e compensazioni territoriali, A2 e MCT, regimi tariffari  speciali per la società Ferrovie dello Stato, A4, compensazioni per le imprese elettriche minori UC4, sostegno alla ricerca di sistema, A5, e copertura del bonus elettrico, As) per circa 3,27 cent/Kwh (*)

• 13,18% Costi di rete e di misura (il trasporto-distribuzione-misura effettivo) per circa 2,56 c/Kwh

• 13,25%, Imposte (sono due: l'accisa, che si applica alla quantità di energia consumata indipendentemente dal contratto o dal venditore scelto; l'IVA, che si applica sul costo totale della bolletta, cioè servizi di vendita+servizi di rete+accise, e che per i clienti  domestici è pari al 10% mentre per i clienti con "usi diversi" è pari al 21%) per circa 2,57 cent/Kwh

Grafico 1.2 Composizione percentuale del prezzo dell'energia per il consumatore domestico tipo. Immagine presa dal AEEG, dati aggiornati al IV trimestre 2012

(Da precisare in particolare che il PUN costituisce circa il 64% della spesa totale lorda media per la bolletta energetica)

(*) In particolare il totale degli oneri generali di sistema di competenza del 2011 è di 7,4 mld, i quali sono ripartiti secondo le voci prestabilite: A2 (oneri per finanziamento attività nucleari residue) 255 milioni, A3 (fonti rinnovabili e assimilate) 6,5 mld, A4 (regimi tariffari speciali ferrovie) 345 mln,  A5 (finanziamento ricerca)  61 mln,  A6 (stranded costs) 0 mln, AS (tariffa sociale) 54 mln, UC4 (imprese elettriche minori) 70 mln, MCT (misure di compensazione territoriale) 35 mln, UC7 (efficienza energetica negli usi finali), 110 mln. 

Bolletta/spesa annua in condizioni di maggior tutela

Ipotizzando un consumatore domestico residente con consumi annui di 2.700 kWh e 3 kW di potenza, la spesa annuale aggiornata alle variazioni entro il quarto trimestre 2012 è di 524 euro l'anno, di cui 297 per i servizi di vendita, 69 per i servizi di rete, 88 di oneri di sistema e 70 di imposte (con una variazione del 1,4%, cioè 7,43 euro, rispetto al trimestre precedente)

Veniamo ora alle critiche principali sul sistema attuale

Una delle criticità riportate riguarda il fatto che il mercato telematico dovrebbe essere maggiormente incentivato e liberalizzato, così che possa diventare un punto di riferimento come negli altri paesi europei.

Un secondo macro-problema riguarda il fatto che i prezzi siano costantemente superiori agli altri paesi UE, un fatto che influisce maggiormente sul nostro paese rispetto ad altri perché la produzione nazionale italiana è ancora fortemente caratterizzata da una prevalenza del settore termoelettrico (che va avanti grazie ai combustibili fossili), determinando una maggiore reattività all'andamento del prezzo di quest'ultimi. Infatti viene fatto notare che l'andamento di lungo periodo del Prezzo Unico Nazionale (PUN) col prezzo dei combustibili nazionali è sostanzialmente stabile (tuttavia il primo reagisce alle variazioni del secondo soltanto con qualche mese di ritardo). Da questo punto di vista la situazione è paradossale perchè a volte il prezzo dell'elettricità varia meno in Italia, rispetto agli altri paesi, mentre altre volte questo tentativo di convergenza dei prezzi viene arrestato; questo sembra essere spiegabile col fatto che il PUN è calcolato come media dei prezzi delle diverse macro-zone in cui è stato suddiviso il territorio, quindi gli aumenti non sono omogenei a livello nazionale ma molto più sostenuti in Sicilia e Sardegna (dovuta soprattutto a carenze strutturali di interconnessione e congestione), mentre a livello continentale il differenziale di prezzo sembra intraprendere un trend decrescente (soprattutto al Nord e Centro-Nord).

Questa differenziazione di prezzo da macro-zona a macro-zona è inoltre causa/conseguenza della maggiore assenza di concorrenza e alla frammentazione "zonale" del mercato, un problema anch'esso molto criticato e a cui viene chiesto di dare soluzione risolvendo i problemi che differenziano i prezzi in modo così evidente su scala nazionale.
Alcune critiche vengono invece fatte alla gestione e innovazione della rete elettrica, che non sarebbe stata sufficientemente sviluppata negli anni nonostante l'incremento dei consumi, motivo per cui si possono trovare criticità nella gestione delle connessioni tra "continente" ed Isole, nonché congestioni e colli di bottiglia che ostacolano il trasporto di energia dalle zone di produzione a quelle di consumo.
Infine molti criticano il fatto che le utenze industriali nel nostro paese sono penalizzate da un alto costo dell'energia elettrica, ed effettivamente si assiste ad un'incidenza marcata del prezzo industriale e delle imposte sulle utenze più basse (come ho analizzato precedentemente), incidenza che poi progressivamente diminuisce per fasce di consumo maggiori.

Conclusioni

- Per quanto riguarda la posizione dominante di Enel nelle varie fasi possiamo concludere che nel segmento produzione è ormai a livelli quasi accettabili, mentre nel segmento distribuzione rimane comunque dominante (anche se in entrambi i segmenti è in fase di declino per quanto riguarda le quote di mercato); ma soprattutto l'elemento che più "conforta" in questo scenario è l'emersione di nuovi piccoli concorrenti, che anno dopo anno riescono a guadagnare quote,  piccole ma comunque importanti in termini percentuali, di mercato (si parlava sopra del caso Gdf Suez).

- Per quanto riguarda il costo della bolletta, il peso degli oneri generali di sistema (in particolare gli incentivi al fotovoltaico) è stato molto presente nel 2011 ed è stato in parte attenuato a partire da quest'anno, anche se il peso degli incentivi alle rinnovabili è comunque sempre evidente sia percentualmente al prezzo finale, sia come incremento dinamico negli anni (è praticamente triplicato dal 2004, si veda Grafico 1.1 e 1.2)

- Per quanto riguarda le altre determinanti nel prezzo finale, non si può non notare che, oltre agli oneri di sistema, il peso maggiore ce l'ha il segmento "energia e approvvigionamento", che dal 2004 è sostanzialmente raddoppiato (ma rispetto agli oneri di sistema, che sono triplicati, ha un'incidenza maggiore in termini assoluti). E' necessario quindi capire le determinanti del prezzo all'ingrosso (che ho esaminato nell'ultimo punto).

- Per quanto riguarda il prezzo della bolletta per un utente non domestico, in effetti è vero quello che molti contestano, industriali in primis ovviamente, infatti (come precedentemente dimostrato) per quanto concerne i consumi industriali vi è una evidente sproporzione in termini di costo e di imposte tra chi consuma meno di 20 Mwh e chi è nella fascia compresa tra 70-150 Gwh, sproporzione che diventa ancora più pesante se confrontata a livello europeo: è molto oltre la media europea per i primi, diminuendo progressivamente e sfiorando la media europea per gli ultimi (in termini di consumi annui). 

- Per quanto riguarda la rete di trasmissione sarebbero in effetti necessari alcuni miglioramenti per una più elevata capacità di trasmissione, così da ridurre i costi di produzione, favorire la concorrenza tra le varie zone e permettere una maggiore interconnessione geografica anche tra zone di produzione e consumo distanti; ne vengono stimati costi e benefici possibili, evidenziandone ulteriormente la convenienza. Le strozzature e congestioni presenti nella rete di trasmissione sono sempre state causa di maggiori costi in termini di efficienza produttiva "mancata" e di maggiori spese in bolletta (perché l'inefficienza di produzione da una zona all'altra ricade comunque sul PUN, in quanto prezzo nazionale, quindi sul consumatore), per cui i maggiori oneri di modulazione di domanda e offerta sopportati da Terna (in quanto responsabile del dispacciamento) sono poi riversati sull'utente finale. E' di nuovo il caso di insistere sulla necessità di maggiori elettrodotti, ove necessario (quindi maggiori investimenti), è infatti la stessa Terna a esplicitare i problemi delle varie zone ed interconnessioni.

- Per quanto riguarda i consumatori, in generale quelli che sono passati al mercato libero sono tanti (circa 5 milioni), però lo switch, cioè il passaggio da un fornitore all'altro sul libero mercato, è ancora molto basso e i motivi principali derivano appunto da una maggiore passività degli utenti finali domestici che ritengono che le offerte, una volta entrati nel mercato libero, sia più o meno simili con risparmi risibili (questo può derivare molto dal fatto che oltre alla poca conoscenza, molto probabilmente la bolletta della luce incide meno di altre, come quella del gas, quindi il risparmio di poche decine di euro non sono sufficientemente incentivanti allo switch continuo in termini di tempo e monitoraggio, fatto che invece è presente appunto nel mercato del gas dove lo switch è molto più pronunciato); la preferenza inoltre (sia degli utenti domestici che industriali) per offerte a costo fisso è comunque molto marcata nel mercato, quindi è difficile (e poco conveniente) per gli operatori essere competitivi su offerte a costi fissi.

- Per quanto riguarda il grande livello di importazioni nette, per le quali l'Italia è al secondo posto nel mondo, il motivo principale è che l'importazione dai paesi limitrofi è più conveniente in certe fasce: in particolare durante la notte (quando l'offerta supera la domanda) conviene tenere spenti gli impianti, che dovrebbero rimanere attivi per una quantità molto bassa e quindi sarebbero sprecati, importando quanto serve dalla Francia per esempio, perchè le centrali nucleari hanno una limitata possibilità di modulare l'energia prodotta, per cui cedere la quantità in più che viene comunque prodotta durante la notte è conveniente a entrambi (noi paghiamo un prezzo più basso e loro ricevono un prezzo più basso ma almeno non buttano via l'energia). In sostanza i costi variabili di generazione sono inferiori per impianti nucleari

- Per quanto riguarda il mix energetico meno favorevole che caratterizza il contesto energetico italiano, questo fattore ha sicuramente un certo peso, rispetto agli altri paesi UE, nella determinazione del prezzo finale. In particolare si sottolineava il fatto che gas e carbone hanno costi piuttosto simili ed inferiori a quelli della fonte nucleare, a meno che quest'ultima fonte non venga favorita con prestiti agevolati e tassando gas e carbone (situazione in cui i costi delle tre modalità produttive si avvicinano), però l'uso di carbone in vecchi impianti risulta più economico del metano, infatti in Europa la percentuale d'uso del carbone è significativamente superiore a quella italiana, avendo molti stati europei, soprattutto Germania e Polonia, notevoli riserve di carbone: questo potrebbe spiegare in parte il maggior costo di produzione (in Italia il metano pesa per il 65% sul settore termoelettrico e il carbone per il 19,6% circa), che permette un vantaggio di base in più. Un altro fatto rilevante (secondo me più del fattore carbone) a questo proposito è che negli altri paesi europei vi è comunque una buona percentuale di produzione di energia elettrica tramite energia nucleare, che permette perciò di avere un costo fisso minore (ma non modulabile, come spiegato sopra) rispetto agli altri tipi di centrali che risentono invece dei costi di messa in moto e spegnimento, che ovviamente si ripercuotono sul prezzo; perciò la totale assenza di centrali nucleari nel nostro paese può aver contribuito a mantenere il prezzo a livelli di partenza più alti.

- Per quanto riguarda invece un secondo elemento altrettanto importante che incide sul costo finale e in particolare sul prezzo all'ingrosso, non si può non citare il meccanismo di determinazione del prezzo nella Borsa elettrica, cioè il sistema del prezzo marginale: questo meccanismo prevede il mantenimento dell'equilibrio tra domanda ed offerta tramite la remunerazione dei produttori (l'offerta) ad un prezzo pari all'offerta più costosa proposta per soddisfare una certa domanda; per esempio abbiamo tre produttori, il primo offre 5 watt a 1€, il secondo 4 watt a 2€ ed il terzo 1 watt a 3€. Il totale delle unità domandate ed offerte è così pari a 10 watt, che verranno pagate tutte e 10 a tutti i produttori al prezzo più alto offerto, ovvero 3€, per un totale di 30€. Questo sistema sarebbe stato concepito per premiare l'efficienza, così da incentivare all'investimento e alla riduzione dei costi (per via indiretta), è però evidente l'effetto distorsivo sul prezzo all'ingrosso ed infatti molti propendono per un passaggio da questo sistema al "pay as bid", dove ogni offerta è valorizzata in base al prezzo (attualmente presente solo nel mercato MSD, di cui sopra).

In definitiva i problemi maggiori che ci distanziano dagli altri paesi UE riguardano il mix energetico usato per la produzione di energia, alcuni "difetti" nella determinazione del prezzo all'ingrosso e in misura inferiore (ma comunque presente) le imposte (specialmente a livello di utenza non domestica),l'impatto degli incentivi alle rinnovabili sull'incremento di prezzo degli ultimi due anni in particolare, e infine l'inefficienza della rete.
Gli oneri generali di sistema sono sicuramente l'elemento più facile su cui intervenire al fine di favorire una convergenza di prezzo (solo ex post) e nel particolare caso degli incentivi alle rinnovabili rimodulare in modo parzialmente diverso rispetto a quanto fatto finora questa voce (questo ha prodotto effetti distorsivi nel campo delle rinnovabili, effetti di cui parlerò poi in un altro post).
Stesso discorso per quanto concerne il sistema del prezzo marginale, che sicuramente ha un intento di incentivazione all'efficienza, ma è troppo sproporzionato nell'attribuzione di extra-rendite iniziali in termini di prezzo. E' forse meglio passare al meccanismo pay as bid, soprattutto in considerazione del prezzo finale in Italia, che richiede interventi ovunque ci siano margini di manovra (e qui ci sono).
La questione "mix energetico" invece è ormai sostanzialmente definita e immodificabile: lo sviluppo del nucleare non sarebbe né legale (per via del referendum di qualche anno fa) né conveniente dal punto di vista economico (i costi iniziali sarebbero fuori dalla nostra attuale portata; i tempi di messa in funzione e ammortamento dei costi sarebbero troppo lunghi; il contributo in termine di riduzione del prezzo finale sarebbe raggiungibile solo riuscendo a garantirsi un parco centrali simile a quello francese). Inoltre ora che le rinnovabili stanno "avanzando" anche nel nostro paese, a ritmi annui piuttosto sostenuti, sarebbe inutile arrestare completamente gli incentivi per favorire uno sviluppo del nucleare (in termini di spesa pubblica/soldi le due cose sono per forza alternative), meglio invece favorire un "giusto" sviluppo del comparto rinnovabile in modo che venga incentivata l'efficienza, più che la produzione, e che pesi sempre meno sulla bolletta.

L'ultimo problema, ovvero la scarsa competitività italiana in termini di costo dell'elettricità per l'industria, è quello forse più sentito a livello nazionale e anche più marcato in termini di prezzo. Il fatto è che la maggiore incidenza di costo sulle utenze industriali, soprattutto nelle prime fasce e nella classe di consumo 500-2.000 MWh annui (bisogna citarla perchè è una delle più  rappresentative del mercato italiano), i prezzi medi italiani risultano superiori del 34% al lordo delle imposte e del 27% al netto rispetto ai livelli medi europei, infatti si va dai 18,9 cent in Italia ai 13,6 della media europea, sempre imposte comprese (16,6 in Germania); è evidente la ripercussione di questo fattore sui prezzi e sulla competitività dei beni prodotti, che a livello nazionale porta ad un danno enorme per quanto riguarda la competitività generale del sistema industriale in senso stretto (questo in particolare, dati gli alti consumi necessari). Qui il problema in sé è squisitamente di natura fiscale, infatti se andiamo a vedere il prezzo al netto delle imposte notiamo che tutte le fasce di consumo (escluso la prima, quella sotto i 20 Mhw) presentano un prezzo netto differente per "soli" 2-3 centesimi dalla media europea (e 3-4 circa dalla Germania, tranne l'ultima fascia); perciò agire sulla tassazione al fine di rimodularla sarebbe già un primo stimolo alla ripresa industriale (per lo meno in termini di costi), mentre un intervento sui fattori di squilibrio che ho pocanzi indicato in questo paragrafo potrebbe riportare il prezzo finale (industriale e domestico) a valori prossimi a quelli medi europei.

Infine la RTN in sé è stata già oggetto di analisi nei paragrafi precedenti, e la sua innovazione e potenziamento sono certamente punti di analisi necessari da cui partire per ridurre indirettamente alcuni oneri generali nella trasmissione ma soprattutto i costi derivanti dai problemi di congestione e relativo dispacciamento.