Massimo Ricci - diegm - Università degli Studi di Udine

Transcript

La regolamentazione dei settori
dell’energia elettrica e del gas
Il funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e
del gas
Massimo Ricci - Direzione mercati
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Facoltà d’Ingegneria Università degli studi di Udine
Autorità per l’energia elettrica e il gas - Direzione mercati
- 12 novembre 2010
1
Il sistema elettrico
2
Il sistema elettrico
3
Bilancio dell’energia elettrica in Italia
(GWh)
4
Produzione di energia elettrica in Europa nel 2009
5
Produzione di energia elettrica in Italia nel 2009
Produzione lorda di energia elettrica in Italia nel 2009 (totale: 293 TWh)
biomasse e rifiuti biod.
2,6%
altri combustibili
4,2%
prodotti petroliferi
5,4%
geotermica
1,8%
eolica
2,2%
gas derivati
1,3%
fotovoltaica
0,2%
idrica
18,3%
combustibili solidi
13,6%
gas naturale
50,3%
6
Produzione di energia elettrica - struttura
7
LaIlrete
di trasmissione
sistema
elettrico
8
LaIlrete
di distribuzione
sistema
elettrico
9
Assetto del mercato
impresa
distributrice
servizio di “trasporto”
mercato all’ingrosso:
approvvigionamento commodity
Terna
Trader/venditore
contratto di vendita
servizio di
dispacciamento
cliente finale
Contratti di dispacciamento e trasporto:
Linea arancione continuail
venditore riceve mandato dal cliente finale e sottoscrive i contratti. Può a sua
continua
volta dar mandato a terzi.
Linea arancione tratteggiatail
cliente finale provvede autonomamente alla sottoscrizione dei contratti.
tratteggiata
10
Servizio di trasmissione, distribuzione e misura
•
È il servizio erogato dalle imprese distributrici a tutti i soggetti connessi
alle reti di trasmissione e di distribuzione sul territorio nazionale
•
Sono tenuti a concludere il contratto per il servizio di trasmissione e di
distribuzione tutti i soggetti titolari di unità di produzione o di unità di
consumo (ad es. produttori e clienti finali)
•
Il soggetto tenuto alla stipula del contratto può delegare alla stipula un
soggetto terzo avvalendosi dell’istituto del mandato senza
rappresentanza
•
In caso di avvalimento dell’istituto del mandato, per ciascuna unità di
produzione e di consumo il mandato alla stipula del contratto di
trasmissione deve essere conferito allo stesso soggetto cui è conferito il
mandato alla stipula del contratto di dispacciamento
11
Servizio di dispacciamento
•
È il servizio erogato da Terna a tutti i soggetti connessi alle reti di
trasmissione e di distribuzione sul territorio nazionale
•
Le attività svolte da Terna per l’erogazione del servizio di
dispacciamento comprendono:
 l’approvvigionamento e la gestione delle risorse per garantire l’equilibrio tra
immissioni e prelievi nel sistema elettrico (Bilanciamento)
 la determinazione delle partite fisiche e commerciali connesse agli acquisti e
alle vendite registrate (concluse OTC o nella borsa) e la regolazione
dell’energia elettrica oggetto di deviazioni rispetto agli impegni contrattuali
(Registrazione e settlement)
•
Disciplina del dispacciamento:
 Condizioni stabilite dall’Autorità (deliberazione n. 168/03 e 111/06)
 Regole adottate da Terna e approvate dall’Autorità nel Codice di rete
12
La negoziazione dell’energia elettrica all’ingrosso (1/2)
•
Nel sistema elettrico italiano, l’energia elettrica può essere
negoziata:
 tramite negoziazioni bilaterali (OTC);
• Durata non limitata
 nel mercato IDEX (contratti differenziali);
• durata fino ad un anno
 nel mercato MTE (registrazione fisica delle transazioni);
• durata fino ad un mese (prossima estensione all’anno)
 nel mercato IPEX MGP, MA, MSD (registrazione fisica delle
transazioni) su base giornaliera
•
La registrazione delle transazioni avviene nell’ambito del
servizio di dispacciamento
13
La negoziazione dell’energia elettrica all’ingrosso (2/2)
• Il MGP è organizzato:
 Il prezzo su MGP è formato dall’incontro della domanda e dell’offerta
liberamente espresse dagli operatori;
 Metodologia di formazione del prezzo: Zonal Marginal Pricing
 La metodologia di formazione del prezzo tiene conto dei vincoli di
transito tra le zone geografiche in cui può essere suddiviso il mercato
e del vincolo di definizione di un prezzo unico nazionale lato acquisto
(PUN);
14
La vendita al dettaglio – ruolo della regolazione
La regolazione di un settore liberalizzato non implica
assenza di regolamentazione ma cambiano gli obiettivi
dell’intervento regolatorio
• Gli interventi regolatori devono:
agevolare lo sviluppo della concorrenza nel mercato della
vendita
tutelare i clienti finali nel processo di liberalizzazione
dell’attività di vendita al dettaglio
TRADE OFF TRA SVILUPPO DELLA
CONCORRENZA E TUTELA DEI CLIENTI
15
Maggior tutela e salvaguardia
Il legislatore ha previsto due servizi di vendita differenti
Servizio di vendita
di salvaguardia
Servizio di vendita
di maggior tutela
per i clienti di minore
forza contrattuale
per i tutti i clienti*
a garanzia di prezzi e
qualità “ragionevoli”
a garanzia di continuità
delle forniture
(affordable/acceptable
price)
* il cliente finale che ha diritto alla maggior
tutela trova in quell’ambito la propria salvaguardia
16
Il sistema gas
17
La filiera del gas naturale
Sistema
infrastrutturale
Approvvigionamento
Vendita
GNL
Importazion
e
Trasporto
gas
Sistema
di
distribuzione
gas
Stoccaggio
Produzione
Centrali
termoelettriche
Clienti
industriali
Clienti
residenziali e
commerciali
18
Bilancio del gas naturale in Italia
(Gm3)
19
Import italiano per fonti
20
Produzione nazionale (Mm3)
21
Produzione di energia elettrica - struttura
22
La rete di trasporto
Olanda/Norvegia
Russia
Produzione nazionale
GNL
Algeria
Libia
23
Sviluppi - LNG
Importazioni
TAG
8 Gmc
----- Possibili sviluppi
dei gasdotti
Porto Levante offshore
(Edison 10%; Exxon Mobil
45%; Qatar Terminal
Limited 45%)
3.75 Gmc
OLT offshore (Li)(Endesa Italia, Amga, Asa
51%; OLT Energy
Toscana 49%)
IGI
(da Grecia)
8 Gmc
GALSI
(da
Algeria)
----- Progetti di
nuove infrastrutture
Brindisi
LNG-(100%
BG Italia)
TTPC
Terminali GNL
Esistenti
Autorizzati
In valutazione
GREENSTREAM
24
Sviluppi - Trasporto
Importazioni
TAG
3.3+3.2 Gmc
----- Possibili sviluppi
dei gasdotti
----- Progetti di
nuove infrastrutture
IGI
10Gmc
Terminali GNL
8Gmc
GALSI
TTPC
GREENSTREAM
2.0
Gmc
Esistenti
Autorizzati
In valutazione
3.2+3.3 Gmc
25
Lo stoccaggio
OLANDA
NORVEGIA
SETTALA
SERGNANO
RUSSIA
COLLALTO
SABBIONCELLO
BRUGHERIO
MINERBIO
RIPALTA
PANIGAGLIA
(GNL)
CORTEMAGGIORE
CELLINO
FIUME TRESTE
CONCESSIONI ANNI ‘60
CONCESSIONI ANNI ‘70’80
ALGERIA
Siti STOGIT
LIBIA
Siti EDISON S
26
Le caratteristiche del mercato italiano

E’ previsto un forte incremento della domanda trainato in particolare
dal settore termoelettrico
La crescita deve essere sostenuta dalla realizzazione di nuove
infrastrutture di importazione (GNL o via tubo)

Forte dipendenza dalle importazioni, specialmente extra UE

Produzione nazionale in rapido declino

Vincoli alla concorrenza propri dei contratti TOP

Forte concentrazione nell’approvvigionamento all’ingrosso da parte di
Eni che controlla la maggior parte delle infrastrutture di importazione
attualmente operative
27
28
29
IL MERCATO ALL’INGROSSO DELL’ENERGIA ELETTRICA:
CONDIZIONI STRUTTURALI

Domanda poco elastica al prezzo

Scarsa possibilità di immagazzinare l’energia elettrica

Congestioni sulle reti di trasmissione e distribuzione

Tempi lunghi per l’adeguamento della capacità produttiva
30
IL MERCATO ALL’INGROSSO DELL’ENERGIA ELETTRICA:
IMPLICAZIONI DELLE CONDIZIONI STRUTTURALI

Le specifiche condizioni strutturali hanno molteplici impatti in termini di:
-
potenziale complessità del mercato: il valore dell’energia elettrica
può essere sensibilmente diverso nello spazio e nel tempo (e non
valgono le regole di arbitraggio tipiche di altri mercati)
-
differenziazione tecnologica del parco produttivo: è ottimo, per
minimizzare i costi di produzione, utilizzare un parco caratterizzato da
diverse tecnologie e diverse prestazioni (ciascuna con un diverso rapporto
costi fissi/costi variabili e non dominate)
-
misura e “facilità di esercizio” del potere di mercato unilaterale e
collettivo: scarsa contendibilità del mercato, elevato potere di
mercato anche con piccole quote di capacità produttiva, gioco ripetuto
tra i medesimi operatori che interagiscono nei diversi mercati.
31
IL DISEGNO DEL MERCATO ALL’INGROSSO:
LA GESTIONE DELLA COMPLESSITÀ

La potenziale complessità del mercato è risolta attraverso una sua
“segmentazione”.

Sono quindi previsti due mercati distinti anche se tra loro collegati: il mercato
all’ingrosso ed il mercato dei servizi di dispacciamento (MSD).

Il mercato all’ingrosso è un mercato “semplificato” in cui, cioè, viene negoziato un
prodotto (artificialmente) standardizzato: l’energia elettrica all’ingrosso.

L’energia elettrica all’ingrosso è un prodotto standardizzato poiché si assume che
abbia il medesimo valore se prodotta/consumata* in qualunque istante del
medesimo periodo rilevante (l’ora) e in qualunque punto della medesima area
geografica (la zona). Il costo di “ricondurre” il prodotto standardizzato alla realtà
fisica del sistema è sostenuto nel MSD da Terna e ripartito tra gli utilizzatori del
sistema sulla base di criteri di efficienza ed equità.
[* lato prelievo (consumo), inoltre, è applicata una componente equitativa che eguaglia il prezzo
dell’energia elettrica all’ingrosso in tutta Italia]
32
MERCATI E PRODOTTI

Il prodotto energia elettrica all’ingrosso è negoziato in diversi
mercati e con diversi prodotti (fisici o finanziari).

I contratti di compravendita di energia elettrica con obbligo di
consegna fisica possono essere a termine o pronti.

I contratti a termine (con obbligo di consegna fisica) possono
essere negoziati in via bilaterale (e registrati nella PCE) o sul
mercato organizzato MTE.

I contratti a pronti sono negoziati sul mercato organizzato IPEX
(MGP + MA), a valle del quale vengono definiti i programmi
vincolanti di produzione e prelievo che sono poi modificati (solo per
quelli riferiti agli impianti abilitati alla partecipazione nel MSD) da
Terna, sulla base delle offerte presentate nel MSD, per conciliare le
transazioni desiderate dalle parti con la realtà fisica del sistema.
33
MERCATI FISICI
GSE
€
Clearing
Price
Produttori & Importatori
MGP [+MA]
Sale
Purchase
Unità abilitate
TERNA
OFFERTA
MSD
MERCATI
[MUST RUN]
PCE (Piattaforma Conti
Energia)
Volume
Esercenti la
Salvaguardia
Acquirente Unico
Mercato Libero
DOMANDA
Esercenti la
Maggior Tutela
34
MERCATO A PRONTI (1/2)


Il mercato a pronti si articola in:
-
Mercato del giorno prima (MGP)
-
Mercato di aggiustamento (MA)
Nell’MGP
-
I venditori ricevono, per le quantità accettate in vendita in un’ora
in una zona, il Prezzo zonale orario, cioè il prezzo che si forma
nella zona in cui è dispacciata l’energia prodotta nell’ora
-
Gli acquirenti pagano, per le quantità accettate in vendita in
un’ora in una zona, il Prezzo unico nazionale (PUN) dell’ora, che
è la media ponderata dei Prezzi zonali nella medesima ora
35
MERCATO A PRONTI (2/2)

Ai fini della determinazione del prezzo nel MGP, che è il mercato
più rilevante, si considerano i volumi della totalità dei contratti con
obbligo di consegna fisica

Il Prezzo zonale si forma applicando la metodologia del prezzo
marginale, il System Marginal Price

La suddivisione del territorio in zone è determinata in ragione dei
vincoli di trasporto sulla rete di trasmissione dell’energia elettrica, al
fine di limitare fenomeni di congestione
36
LE ZONE
37
LA DIFFERENZIAZIONE DEL PARCO PRODUTTIVO:
IL PARCO OTTIMO

L’energia elettrica può essere prodotta da diverse fonti
caratterizzate da un diverso rapporto costi fissi/costi
variabili

La variabilità (nello spazio e nel tempo) della domanda,
l’impossibilità di immagazzinare l’energia e i vincoli di
trasporto fanno sì che sia efficiente avere un parco
produttivo composto da impianti di diverse tecnologie tra
loro non dominate (i.e. nessuna ha sia costi fissi che costi
variabili inferiori a quelli delle altre)
38
LA CORRETTA VALORIZZAZIONE DELLE RISORSE

La valorizzazione marginale (SMP) consente di fornire agli impianti
con bassi costi variabili una rendita inframarginale funzionale a
garantire la copertura dei costi fissi

In un contesto di mercato, in assenza di incertezze sul futuro e
assumendo offerte sul mercato che riflettono i costi marginali dei
diversi impianti, nel lungo periodo la valorizzazione marginale
conduce a un dimensionamento ottimo del parco di produzione

Il timore è che la valorizzazione marginale possa facilitare la
collusione tra i produttori e spingere (in presenza di vincoli stringenti –
anche “autoimposti” - ai prezzi massimi) i principali produttori a
strategie di aumento dei prezzi più che dei volumi
39
SYSTEM MARGINAL PRICE
40
IL POTERE DI MERCATO:
POTERE DI MERCATO UNILATERALE (1/2)

La non elasticità della domanda, l’impossibilità di immagazzinare
l’energia, i vincoli di trasporto e la bassa contendibilità del mercato
(lunghissimi tempi per l’entrata e possibilità di ridurre i prezzi anche
solo post entrata) fanno sì che anche operatori con quote di mercato
“relativamente” piccole abbiano in alcuni momenti dell’anno e/o in
alcuni nodi della rete un rilevante potere di mercato e (almeno
potenzialmente) un forte interesse ad esercitarlo.

L’anelasticità della domanda (in particolare quella espressa da Terna
nell’acquistare risorse essenziali per la sicurezza nel MSD) portano al
concetto di “essenzialità”, che nasce dall’impossibilità di far ridurre
“volontariamente” (a fronte di prezzi elevati) la domanda.
41
POTERE DI MERCATO UNILATERALE (2/2)

Un operatore essenziale può ottenere il prezzo che vuole, fino a
concorrenza con il prezzo determinato amministrativamente per cui si
ritiene preferibile distaccare involontariamente la domanda; prezzo di
almeno 1 ordine di grandezza superiore ai più elevati costi variabili di
produzione tradizionale.

La “prima” misura del potere di mercato unilaterale detenuto da un
operatore è quindi quella riferita alla sua indispensabilità per soddisfare
la domanda.

Ma, posto che il parco ottimo si compone di molteplici tecnologie,
detiene potere di mercato anche l’operatore che controllando tutta la
capacità di una tecnologia è in grado di “scalare” la curva di offerta
concorrenziale per ottenere un prezzo corrispondente al costo variabile
della tecnologia con costi variabili più alti anche quando la domanda
può essere soddisfatta senza fare produrre questi impianti più costosi.
42
POTERE DI MERCATO COLLETTIVO


La frequente ripetizione del mercato e la grande trasparenza delle
informazioni sugli esiti del mercato facilitano l’instaurarsi di equilibri
collusivi (taciti). Infatti, la frequente ripetizione del mercato e la
trasparenza consentono:
-
agli operatori di imparare a coordinare le loro strategie;
-
di rendere basso il valore ottenibile dal “deviare” dall’accordo
(tacito) collusivo rispetto alla “punizione” conseguente; si perdono i
vantaggi futuri per il beneficio di un solo (o pochi, i.e. finché non si
viene “scoperti”) run di mercato.
L’instaurarsi di equilibri collusivi (taciti) è facilitato all’aumentare della
simmetria degli operatori. In presenza di un operatore dominante è più
facile che questo eserciti il proprio potere di mercato unilaterale
sostenendo i prezzi indipendentemente dalla “collaborazione” degli
altri.
43
IL MONITORAGGIO DEL MERCATO (1/2)

L’attività di monitoraggio del mercato prevede analisi sia di tipo
strutturale che comportamentale.

Le analisi di tipo strutturale sono volte a misurare il grado di potere di
mercato (unilaterale) detenuto dagli operatori. Tipicamente sono analisi
che misurano la dimensione (in termini di MW) e la frequenza (per
quante ore nell’anno) della pivotalità (indispensabilità) dei diversi
operatori, più che le classiche analisi di concentrazione (es. HHI).

Le analisi di tipo comportamentale sono volte a valutare il
comportamento effettivamente adottato dagli operatori: in particolare
vengono condotte analisi di:
-
withholding fisico ed economico (si misura il trattenimento di
capacità produttiva)
-
what–if (si confrontano gli esiti effettivi del mercato con quelli che si
sarebbero realizzati se solo l’operatore indagato avesse offerto in
modo diverso)
44
IL MONITORAGGIO DEL MERCATO (2/2)

Entrambe le tipologie di analisi (strutturali e comportamentali) tengono
inoltre conto di altri elementi rilevanti, quali:
-
l’effetto degli impegni contrattuali a termine assunti;
-
l’interdipendenza tra il potere di mercato nelle diverse aree
geografiche (es. pivotalità congiunta) e (per quanto possibile) tra i
diversi mercati.
45
[email protected]
46
47
Tipologie di clienti finali
 hanno diversa capacità di analisi delle proposte commerciali
 hanno diversa capacità di previsione/programmazione consumi (gestione rischio volume)
 richiedono differenti risorse per la commercializzazione della commodity
Clienti di grandi
dimensioni
Clienti di medie
dimensioni
Clienti di piccole
dimensioni
Proposte
contrattuali
Complesse
Mediamente complesse
Semplici e facilmente
comparabili
Rischio volume
Quasi tutto sul
cliente
Poca parte trasferibile
Quasi tutto sul venditore
sul cliente
Risorse con minore
Risorse con minore
Risorse con elevata
competenza tecnica e
di
competenza tecnica
maggiori costi contatto e
maggiori costi contatto
commercializza
assistenza clienti
Bassa incidenza
zione
Media incidenza
Alta incidenza
Attività
48
Cosa paga il cliente finale in maggior tutela?
Al cliente finale in maggior tutela si applicano:
Corrispettivo PED:
copertura costi di acquisto e di dispacciamento
Componente UC1/ Corrispettivo PPE:
copertura differenze costi/ricavi per approvvigionamento
Corrispettivo PCV:
copertura costi di commercializzazione
Componente DISPBT e corrispettivo GF
restituzione differenziale relativo alla
commercializzazione e componente gradualità
Tariffe di distribuzione, trasmissione e misura:
copertura costi dei rispettivi servizi
Componenti A e UC:
copertura di oneri di sistema (es. incentivi fonti
rinnovabili) e altri costi (es. recuperi di qualità)
PREZZI
Servizi liberalmente
svolti
Definiti dall’Autorità in
base a criteri di mercato
Garanzia per il cliente
TARIFFE
Servizi svolti in monopolio
Prezzo massimo pagato da tutti
i clienti elettrici
ONERI DI SISTEMA
Pagati da tutti i clienti elettrici
49
Corrispettivo PED (1)
• Il corrispettivo PED è destinato alla copertura dei costi di
acquisto e di dispacciamento dell’energia elettrica sostenuti
dall’esercente la maggior tutela
• L’esercente la maggior tutela:
tutela
 compra i servizi di acquisto e dispacciamento dell’energia elettrica
dall’Acquirente unico pagando il prezzo di cessione
 vende l’energia elettrica ai clienti finali ricevendo il corrispettivo PED
Esercente la maggior tutela
prezzo di
cessione
Acquirente unico
corrispettivo
PED
Cliente finale in
maggior tutela
50
•
Il corrispettivo è aggiornato all’inizio di ciascun trimestre e determinato
sulla base del livello dei prezzi di cessione dell’Acquirente unico (nel
trimestre successivo/nell’anno solare di riferimento)
•
I valori del corrispettivo PED:
 sono differenziati per ciascuna tipologia contrattuale (domestici, BT altri usi e BT
illuminazione pubblica)
 possono essere monorari, articolati per fasce, per mese/raggruppamenti di mese
•
E’ già definito un piano per l’applicazione a tutti i clienti finali serviti in
maggior tutela di corrispettivi PED differenziati per fasce orarie e per
mesi/raggruppamenti di mesi, se il misuratore lo consente.
51
Le fasce orarie
F1: ore di punta (peak)
Nei giorni dal lunedì al venerdì: dalle ore 8.00 alle ore 19.00
F2: ore intermedie (mid-level)
Nei giorni dal lunedì al venerdì: dalle ore 7.00 alle ore 8.00 e dalle ore 19.00 alle ore 23.00
Nei giorni di sabato:
dalle ore 7.00 alle ore 23.00
F3: ore fuori punta (off-peak)
Nei giorni dal lunedì al sabato: dalle ore 00.00 alle ore 7.00 e dalle ore 23.00 dalle ore 24.00
Nei giorni di domenica e festivi* Tutte le ore della giornata
* Si considerano festivi: 1 gennaio; 6 gennaio; lunedì di Pasqua; 25 Aprile; 1 maggio;
2 giugno; 15 agosto; 1 novembre; 8 dicembre; 25 dicembre; 26 dicembre
Raggruppamento di mesi R1/R2
Jan
Feb
Mar
Apr
May Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
High/low
season
52
MAGGIOR TUTELA
PED differenziato
per
BT altri usi > 16,5 kW
F1, F2, F3
Mese
Clienti BT altri usi </=
16,5 kW
F1, F2, F3
Clienti domestici
F1, F23
R1, R2
R1, R2
Applicato da*
Automaticamente
per i punti già
trattati orari/per
fasce ai sensi del LP
3 mesi dopo la
riprogrammazione
misuratore
1 gennaio 2009
6 mesi dopo la
riprogrammazione
misuratore
1 aprile 2009
6 mesi dopo la
riprogrammazione
misuratore
1 gennaio 2010
* Periodo con comunicazione in fattura dei consumi differenziati per fasce e per mese/raggruppamento ma
con applicazione della vecchia struttura di corrispettivi PED
53
LOGICA MENSILE
I trimestre: gennaio/marzo
A fine dicembre stima dei costi I trim  previsione
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
II trimestre: aprile/giugno
gen
feb
mar
apr
mag
A fine marzo stima dei costi II trim  previsione
54
LOGICA ANNUALE (domestici e monorari)
I trimestre: gennaio/marzo
A fine dicembre stima dei costi di tutto l’l’anno solare  previsione
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
dic
nov
II trimestre: aprile/giugno
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
A fine marzo stima dei costi di tutto l’l’anno solare
 consuntivo fin dove disponibile + previsione nel rimanente
55
“Recupero” e componenti UC1 e PPE
•
Gli errori effettuati negli aggiornamenti sono:
 calcolati nei diversi aggiornamenti  “recupero”
definita un’aliquota media a copertura dell’importo totale da recuperare
non differenziata per fasce orarie uguale per le diverse tipologie
adeguamento dei corrispettivi PED per tener conto delle necessità di
recupero
 Coperti (a partire dall’anno successivo) attraverso le
componenti a copertura della perequazione dei costi di
acquisto
•
•
per il mercato vincolato e per il servizio di maggior tutela fino al 31
dicembre 2007 (UC1)
a partire dall’1 gennaio 2008 (PPE)
56
Altri corrispettivi di maggior tutela (1)
2) CORRISPETTIVO PCV
•
•
•
a copertura dei costi di commericalizzazione della vendita al dettaglio,
definito sulla base dei costi di un operatore sul mercato libero
espresso in cent€/cliente/anno (cent€/kWh) e differenziate per tipologie
attualmente non è esplicitato il criterio di aggiornamento
3) COMPONENTE DISPBT
•
•
•
componente (negativa) a restituzione del differenziale relativo all’attività di
commercializzazione (prezzo PCV – costo riconosciuto a esercenti)
applicata a tutti i clienti finali aventi diritto alla maggior tutela (anche a
quelli del libero)
espressa in cent€/cliente/anno (cent€/kWh e scaglioni di consumo) e
differenziata per le tipologie
tendenzialmente aggiornata in ogni trimestre (necessità di gettito)
57
Altri corrispettivi di maggior tutela (2)
4) CORRISPETTIVO GF
•
•
•
corrispettivo di gradualità verso applicazione dei corrispettivi PED differenziati
per fascia oraria applicato a tutti i clienti bt altri usi con trattamento orario o
per fasce aventi diritto alla maggior tutela (anche a quelli del libero)
espresso in cent€/kWh, assume valore negativo (restituzione) in F1 e positivo
in F2 e F3
tendenzialmente aggiornato in ogni trimestre (necessità di gettito)
58
Offerte sul mercato libero - Elementi di contesto
1) Caratteristiche clienti di piccola dimensione: bassa propensione
al cambiamento
 bassa incidenza della spesa per l’energia elettrica
 bassa conoscenza del mercato (diritti, opportunità, regole, operatori,
istituzioni)
2) Struttura del mercato
 operatori “dominanti” a livello locale:
•
•
vantaggio per gestione storica del rapporto: la forza del marchio
vantaggi informativi (dati di misura; conoscenza cliente - rischio creditizio)
 il servizio di maggior tutela:
•
•
possibilità di rientro nel servizio
elementi delle condizioni economiche di “recupero”
3) Alcuni strumenti a supporto per una scelta “consapevole”
 scheda di confrontabilità
 elenco venditori
 trova offerte
59
Caratteristiche contratti (1)
 Condizioni generali
•
•
•
•
•
•
•
•
Oggetto del contratto
Conclusione del contratto
Attivazione della fornitura e durata del contratto
Sospensione della fornitura
Recesso e risoluzione del contratto
Legge applicabile, collegio arbitrale e foro competente
Altre condizioni (adeguamenti normativi)
Confidenzialità/Riservatezza
 Condizioni tecniche
• Dati relativi alla potenza
• Mandato alla connessione
• Interruzione della fornitura e responsabilità fornitore
60
 Condizioni economiche
• Prezzo:
i. formula di prezzo;
ii. modalità di aggiornamento: indicizzazione, frequenza
• Corrispettivi relativi agli sbilanciamenti
• Altri corrispettivi di trasporto applicati
• Componenti A e UC
• Diritti, tributi e relative addizionali
• Modalità di calcolo corrispettivi
• Fatturazione
• Modalità e tempistiche di pagamento
• Garanzie (deposito cauzionale, …)
61
 Condizioni generali
• Clausole risolutive e risoluzione contratto; forza maggiore
in coerenza con la normativa sul recesso e quanto previsto dall’Autorità in tema di
comunicazione e clausole risolutive
• Altre condizioni (adeguamenti normativi)
i contratti riportano normalmente clausole relative alla revisione in funzione della
variazione normativa (in particolare per quanto attiene le attività regolate). E’
previsto un automatico adeguamento all’evoluzione della normativa, senza
necessità di ridefinire il contratto.
 Condizioni economiche
• Prezzo
Spesso il prezzo non evidenzia (e valorizza) tutte le componenti relative
all’approvvigionamento (corrispettivi sbilanciamento, UC1 e PPE). Da
considerare, inoltre, se il prezzo è già corretto per le perdite.
62
Tipi di offerte
 Dalla teoria …
• offerte standardizzate
• convenienza ad offerte dual fuel
• legame al prezzo della maggior tutela (?)
 … alla pratica
• offerte standardizzate ma veramente semplici e trasparenti ?
• poche offerte dual fuel
• valorizzazione delle forme di pagamento
• indicizzazioni e sconti rispetto alla maggior tutela  riferimento per lo
sconto
• lo sconto è calcolato su tutta la materia prima (compresa l’UC1 e PPE) o solo su alcuni
elementi della materia prima?
• durata della validità delle condizioni economiche
63
Elementi da considerare
 Semplicità vuol dire trasparenza?
 Attenzione a:
• alcune indicazione sui siti: nessun rimborso deposito cauzionale
• indicizzazioni e sconti rispetto alla maggior tutela:
lo sconto è calcolato su tutta la materia prima (compresa l’UC1 e PPE) o
solo su alcuni elementi della materia prima?
come viene trattato il dispacciamento?
64
Tipologie di clienti finali
 hanno diversa capacità di analisi delle proposte commerciali
 hanno diversa capacità di previsione/programmazione consumi (gestione rischio volume)
 richiedono differenti risorse per la commercializzazione della commodity
Clienti di grandi
dimensioni
Clienti di medie
dimensioni
Clienti di piccole
dimensioni
Proposte
contrattuali
Complesse
Mediamente complesse
Semplici e facilmente
comparabili
Rischio volume
Quasi tutto sul
cliente
Poca parte trasferibile
Quasi tutto sul venditore
sul cliente
Risorse con minore
Risorse con minore
Risorse con elevata
di
competenza tecnica
maggiori costi contatto e
maggiori costi contatto
commercializza
assistenza clienti
Bassa incidenza
zione
Media incidenza
Alta incidenza
Attività
65
Composizione percentuale della spesa elettrica dell'utente tipo domestico
(1°trimestre 2008)
Imposte
14,0%
PED
(Prez z o energia +
Oneri generali di sistema
9,9%
Costi approvvigionam ento
61,6
%
Costi di rete
14,5%
Prez z o
dispacciam ento)
57,0%
Commercializzazione
2,8%
UC1
1,8%
66
Maggior tutela e salvaguardia
TUTELE DIFFERENZIATE AI CLIENTI CON CARATTERISTICHE
DIVERSE
MAGGIOR TUTELA
SALVAGUARDIA
Clienti di media e grande
Clienti di piccola dimensione,
dimensione
tra cui i domestici
• crescente capacità di
• scarsa capacità di
comprensione delle offerte
comprensione delle offerte
• scarsa capacità di previsione di • crescente capacità di previsione di
consumo  possibilità di
consumo
programmazione
• scarsa competenza tecnica =
• crescente competenza tecnica =
alti costi di
minori costi commercializzazione e
commercializzazione e
assistenza
assistenza
67
Servizio di maggior tutela (2)
approvvigionamento
Acquirente unico
Commodity nel
mercato all’ingrosso
Servizio di dispacciamento
da Terna
contratto di cessione
Impresa distributrice*/
Apposita società di vendita**
contratto di erogazione maggior tutela
(compreso il servizio di trasporto)
Cliente in maggior tutela
*L’esercente la maggior tutela
è l’impresa distributrice se
essa alimenta < 100.000 clienti
finali
**Può erogare anche la
Salvaguardia nel transitorio,
se collegata con l’impresa
distributrice
68
Cosa paga il cliente finale in maggior tutela?
Al cliente finale in maggior tutela si applicano:
Corrispettivo PED:
copertura costi di acquisto e di dispacciamento
Componente UC1/ Corrispettivo PPE:
copertura differenze costi/ricavi per approvvigionamento
Corrispettivo PCV:
copertura costi di commercializzazione
Componente DISPBT:
restituzione differenziale relativo alla
commercializzazione
Tariffe di distribuzione, trasmissione e misura:
copertura costi dei rispettivi servizi
Componenti A e UC:
copertura di oneri di sistema (es. incentivi fonti
rinnovabili) e altri costi (es. recuperi di qualità)
PREZZI
Servizi liberalmente
svolti
Definiti dall’Autorità in
base a criteri di mercato
Garanzia per il cliente
TARIFFE
Servizi svolti in monopolio
Prezzo massimo pagato da tutti
i clienti elettrici
ONERI DI SISTEMA
Pagati da tutti i clienti elettrici
69
Servizio di salvaguardia (1)
CLIENTI AMMESSI
tutti i clienti finali non ammessi al servizio di maggior tutela
ATTIVAZIONE


all’1 luglio 2007 ammessi d’ufficio gli ex-vincolati (che non
avevano esercitato il recesso con effetto dall’1 luglio 2007)

in qualsiasi momento e in modo automatico qualora tali clienti
siano passati al mercato libero e si trovino senza un venditore in
tale mercato
70
Servizio di salvaguardia
Il servizio (dal 1° maggio) sarà affidato ai vincitori delle
PROCEDURE CONCORSUALI organizzate dall’AU nel mese di
febbraio 2008 su criteri definiti dall’Autorità.
 Le procedure sono organizzate su 6 aree territoriali:


 Piemonte, Valle d’Aosta e Liguria;
 Lombardia e Trentino-Alto-Adige;
 Veneto, Friuli-Venezia-Giulia ed Emilia Romagna;
 Toscana, Umbria, Marche e Sardegna;
 Lazio, Abruzzo e Molise;
 Campania, Puglia, Basilicata, Calabria e Sicilia.
Un solo esercente per area (oggi sono circa 160), ma un
esercente può aggiudicarsi più aree
 Le procedure si tengono, a partire dall’1 gennaio 2009, ogni due
anni

71
Identificazione clienti in maggior tutela /
salvaguardia
•
Necessità dei CLIENTI IN BASSA TENSIONE di dimostrare di avere
le caratteristiche per essere ammessi in maggior tutela
•
L’esercente la maggior tutela deve inviare un modulo a ogni cliente
non domestico in maggior tutela per richiedere di autocertificare il
possesso dei requisiti per l’ammissione al servizio di maggior tutela
o di salvaguardia
•
In caso di mancata risposta da parte del cliente finale, l’esercente
la maggior tutela provvede a re-inviare il modulo per
l’autocertificazione
•
Il cliente che non risponde all’autocertificazione rimane in maggior
tutela ma potrà essere soggetto a controlli da parte delle autorità
competenti (GdF)
72
Elenco venditori
 L’Autorità
pubblica l’elenco dei venditori di
energia elettrica ai clienti finali in bassa tensione
 Ai sensi di legge l’attività di vendita di energia
elettrica è libera  non è necessaria
un’autorizzazione alla vendita (diversamente da
quanto accade per la vendita al dettaglio del gas
naturale)
•
•
quindi l’iscrizione all’elenco è volontaria
ma per potersi iscrivere i venditori devono
possedere determinati requisiti
73
Principali riferimenti normativi
•
Servizi di maggior tutela e salvaguardia (TIV): 156/07
•
Autocertificazione clienti finali: 311/07
•
Codice di condotta commerciale: 105/06
•
Scheda di confrontabilità: 110/07
•
Recesso: 144/07
•
Trasparenza fatture: 152/06
•
Elenco venditori: 134/07
•
Obblighi comportamento esercenti maggior tutela: 272/07
•
Messa a disposizione dati: 157/07
•
Regole switching: 118/03 e 111/06
•
Morosità: 04/08
74
Load Profiling (1/4)
 Dall’avvio del dispacciamento di merito economico e del sistema delle
offerte di cui all’articolo 5 decreto legislativo n. 79/99 la valorizzazione
dell’energia elettrica oggetto di transazioni sui vari mercati avviene su base
oraria.
 Gli oneri sostenuti dal TSO per il servizio di dispacciamento dell’energia
elettrica dipendono direttamente dagli scostamenti tra le immissioni e i
prelievi orari rispetto alle previsioni degli operatori.
Una metodologia di load profiling si rende necessaria in
presenza di clienti finali dotati di misuratori in grado di
rilevare esclusivamente l’energia elettrica complessivamente
prelevata (quindi non oraria), al fine di attribuire i prelievi in
un determinato periodo, misurati come differenza tra due
rilevazioni successive dei prelievi complessivi, tra le diverse
ore, per la conseguente regolazione delle partite economiche
su base oraria di energia elettrica (settlement).
75
 L’attribuzione convenzionale di un profilo orario (load profiling) può
essere effettuata fondamentalmente in base a due metodologie:
 sulla base delle caratteristiche del prelievo (load profiling per
categoria)
 sulla base di una ripartizione convenzionale di un profilo
residuale di prelievo di un’area geografica di riferimento (load
profiling per area)
 Scelto load profiling per area:
 minori rischi sugli utenti del dispacciamento
 più facile gestibilità con conseguente ricaduta positiva sui costi di
previsione che questo deve intraprendere
 Deliberazione n. 118/03
76
Attribuzione per ogni ora di una quota del prelievo residuo nell’Area di
riferimento (PRA) di un distributore ad ogni Utente del Dispacciamento che ha
clienti in quell’Area secondo coefficienti di ripartizione (CRP)
 Prelievo Residuo di Area (PRA): differenza fra tutta l’energia immessa e l’energia prelevata
dai clienti non profilati (cioè del ML e con misuratore orari) nell’Area di riferimento (in ogni ora)
 Coefficiente di Ripartizione (CRP): percentuale del PRA relativa ad un UdD determinati a
partire dai consumi di tali clienti nell’anno precedente ovvero
Prelievo residuo di area
Area di riferimento
Energia elettrica immessa e prelevata (misurate orarie)
4500
6000
4000
3500
5000
3000
Totale energia
immessa
3000
Totale energia
prelevata oraria
2000
Energia
Energia
4000
2500
Prelievo residuo di
area (AAL)
2000
1500
1000
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11 12
13
14 15
16 17
18
19 20
21 22
23 24
ore
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12 13
14
15 16
17 18
19
20 21
22 23
24
ore
77
1.
A chi si applica il Load profiling?
Ai clienti del mercato libero non dotati di misuratore orario (e ai liberi dotati
di misuratore orario ma con potenza disponibile <55 kW)
2.
Chi implementa il Load profiling e le elaborazioni relative?
Le imprese distributrici rendono disponibili i parametri elaborati a Terna e
agli utenti del dispacciamento in coerenza con i tempi di settlement
mensile del dispacciamento.
 Con
che frequenza avviene il conguaglio fra valori stimati
convenzionalmente e reali?
Terna elabora partite di conguaglio per tutti gli utenti del dispacciamento 1
volta all’anno con i dati di consumo effettivo dei punti di prelievo forniti dai
distributori incluso l’Aquirente unico ad un prezzo medio ponderato dei
prezzi orari MGP e degli oneri di dispacciamento
78
79

Massimo Ricci - diegm - Università degli Studi di Udine

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