Le regole di accesso alle reti nei settori dell`energia

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I Quaderni del Laboratorio – Numero 3, 2005
Le regole di accesso alle reti nei settori dell'energia
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Laboratorio sui Servizi a Rete
Gruppo di ricerche industriali e finanziarie
Libera Università Internazionale dLeRgli Studi Sociali – Guido1 Carli
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Il Laboratorio sui Servizi a Rete (LSR)
Il Laboratorio sui Servizi a Rete (LSR) è un'iniziativa promossa nell’ambito
del Grif (Gruppo di ricerche industriali e finanziarie) da un comitato costituito dai Proff. Sabino Cassese, Fabio Gobbo, Giulio Napolitano, Roberto Pardolesi e Luigi Prosperetti. Nasce, nel novembre del 2002, con la finalità di favorire la ricerca e lo studio su temi di regolamentazione e tutela della concorrenza nelle industrie a rete coinvolgendo voci autorevoli italiane e straniere del
mondo accademico, istituzionale ed imprenditoriale.
I risultati di tali attività vengono discussi nell'ambito di workshop, incontri
di cadenza mensile tra relatori ed un pubblico selezionato di discussant,
anch’essi provenienti dalle summenzionate realtà. La forma dell’incontro di
lavoro si presta particolarmente a favorire l’emergere di un confronto aperto
ed informale che possa permettere ai rappresentanti dei vari “mondi” coinvolti di testare la validità delle proprie posizioni: in altre parole, l’idea sottostante
alle attività del LSR è quella di creare un ideale “ponte” tra queste realtà stimolando un fruttuoso scambio intellettuale.
Nel corso degli anni il ventaglio degli argomenti trattati si è allargato dalle
tipiche network industries (telecomunicazioni, elettricità, gas, trasporti e poste) per coinvolgere l’esame di settori quali i servizi pubblici locali, l’idrico,
l’aeroportuale, l’ambiente e l’analisi di tematiche trasversali come la valutazione dell’operato delle autorità indipendenti, la proliferazione dei regolatori,
l’analisi delle performance della regolazione etc.
Al finanziamento delle attività del LSR hanno contribuito varie società ed istituzioni italiane tra cui Autostrade, Enel, Ferrovie dello Stato, Grtn, Poste
Italiane, Telecom Italia, Tim, Vodafone e Wind.
Il successo delle iniziative ha indotto il comitato promotore ad apportare da
quest’anno alcune importanti infatti i contenuti di ciascun workshop saranno
concepiti e progettati di concerto con gli sponsor, in modo da organizzare
un’attività di ricerca che risponda al meglio alle esigenze del mondo delle imprese. Inoltre, a partire dal 2005, viene curata una pubblicazione – scaricabile
in formato elettronico sulla pagina Web del LSR – che raccoglie le risultanze
più significative emerse sia in occasione dell’attività di studio condotta, che
nel corso del dibattito che tradizionalmente coinvolge la platea nella parte
conclusiva dei seminari. Coerentemente alla natura “sperimentale” delle attività del LSR, saremo particolarmente grati a quanti ci segnaleranno aree da
migliorare o ci faranno pervenire suggerimenti e/o critiche scrivendo
all’indirizzo email [email protected].
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Luiss Guido Carli, Sala Colonne – 23 marzo 2005
Relazioni di
Dott. Alberto Biancardi, Direttore nucleo public utilities Confindustria
Dott. Francesco Lo Passo, Direttore Nera Italia
Dott. Luca D'Agnese, Amministratore delegato GRTN
Ing. Paolo Mosa, Direttore programmazione e sviluppo
Snam Rete Gas
Ing. Tullio Fanelli, Componente Autorità per l'energia
elettrica ed il gas
Sergio Garribba, Direttore generale DGERM Ministero
delle Attività produttive
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Dott. Alberto Biancardi, Direttore
nucleo public utilities Confindustria ∗
siano definiti i criteri di allocazione dei costi di breve e di
lungo periodo. Tutto questo per
fare in modo che il mercato si
sviluppi ordinatamente in un
contesto liberalizzato.
Il sistema di regole e di valutazione dell’accesso deve poi garantire la sicurezza e la continuità del servizio nonché una
certa prevedibilità dei prezzi.
Questo perché un sistema che
tende alla liberalizzazione non
riesce più da solo a fornire
quelle sicurezze agli operatori,
in termini di prevedibilità del
costo d’accesso e di tariffa, che
invece venivano garantite in un
contesto monopolistico verticale.
Il monopolista, infatti, era tenuto a decidere chi e in che misura
potesse accedere alla rete o utilizzarla, ossia quanto dovesse
pagare o ricevere per commerciare energia. Lo stesso avviene
indifferentemente sia nel settore dell’energia elettrica che in
quello del gas. Implicitamente,
secondo questo criterio logico,
ne consegue che nella bolletta
siano ricompresi tutti gli oneri
per mantenere bilanciato il servizio di rete e fornire il servizio,
tariffe il cui prezzo è stabilito in
via amministrativa.
A differenza del caso del monopolio, in un mercato liberalizzato ogni componente di costo deve esser valorizzata in
maniera adeguata ed in modo
indipendente. Sia sul lato do-
Obiettivo di questa breve relazione è introdurre una serie di
temi
comuni
ai
settori
dell’energia elettrica e del gas
naturale, fare riferimento alle
norme vigenti sia comunitarie
che nazionali e suggerire infine
alcuni spunti di riflessione che
potranno essere ripresi nelle relazioni successive dai rappresentanti del Gestore della Rete
di Trasmissione Nazionale
(Grtn) e di Snam Rete Gas.
Prima di addentrarci nel merito
dell’intervento, è opportuno
sottolineare che in questi settori
parlare di accesso alla rete significa riferirsi al più generale
accesso al mercato. In virtù di
questo ampio e cruciale ruolo
dell’accesso alle reti sembra talvolta che i sistemi di regolazione stessi rivelino qualche dubbio su come risolvere tale problema.
Per stabilire le regole di accesso
alla capacità di rete, esplicitamente o implicitamente devono
essere svolte diverse operazioni: in primo luogo occorre stabilire la tariffa per l’accesso e
l’utilizzo della rete, in modo
che da un lato vengano forniti i
segnali di prezzo, e dall’altro
∗
Testo non revisionato da parte del
relatore
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manda
che
su
quello
dell’offerta, in quest’ottica, i gestori della rete diventano al minimo solo coloro che gestiscono
l’infrastruttura, impongono una
tariffa per l’uso, ma soprattutto
risolvono un problema di coerenza con tutto il sistema di
mercato organizzato.
Spostando ora l’attenzione sul
quadro normativo comunitario
che disciplina l’accesso alle reti
elettriche e del gas naturale sostanzialmente viene evidenziato che deve essere garantito il
libero accesso ai terzi alla rete,
in quanto infrastruttura essenziale, secondo il criterio di non
discriminazione. Così la tariffa
non viene negoziata fra le parti
ma bensì regolamentata sia nel
caso della rete elettrica che di
quella del gas.
Nelle ultime delibere comunitarie si è poi aperto uno spazio di
deroga al libero accesso, proprio perché è stato compreso
che talvolta il puro ricorso al
criterio del libero accesso rischiava di essere poco incentivante per chi volesse sostenere
nuovi investimenti. Si prevede
così la possibilità di derogare
per
un
periodo
limitato
all’obbligo di accesso, individuando tuttavia una serie di
limiti. Sebbene importanti, le
regole comunitarie non sono
del tutto esaurienti rispetto al
problema dell’accesso alla rete,
poichè si limtano a definire solo
dei vincoli in un contesto in cui
invece vi sono molti modi per
raggiungere gli obiettivi di valorizzazione della capacità di
rete e di coordinamento degli
operatori in un contesto decentrato.
Le differenze tra le normative
nazionali esistono quindi per
diversi motivi. Una prima motivazione risiede nei vari e diversi obiettivi di politica economica o industriale che i singoli Stati si pongono. Ancora le
differenze sono motivate da
una serie di vincoli imposti a
tariffe e prezzi in un contesto
liberalizzato. Inoltre le regole
nazionali cambiano in modo ripetuto e frequente non solo in
base a quali e quanti strumenti
si utilizzano ed al modo in cui
essi sono intersecati, ma soprattutto a seconda di quale sia il
ruolo del coordinamento di
tempo reale, breve o lungo periodo. Le regole del settore
in Italia si conformano al problema dell’allocazione e della
valorizzazione della capacità di
rete secondo le due variabili
esplicative “strumenti utilizzati” e “tempi di coordinamento
del sistema di mercato”.
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Obiettivi di
policy
PUN (Prezzo Unico Nazionale)
Strumenti
MGP + MA
MSD
Corrispettivi Capacità
Trasporto (CCT)
Tariffa
di Rete
Tempi
Giorno
Prima
Tempo
Reale
Mesi Prima
Anno
Nella tabella si sono riassunti
gli strumenti adottati nel settore
elettrico, e gli orizzonti temporali degli stessi, con cui coordinare i flussi nel tempo reale, nel
brevissimo, medio e lungo termine.
Il sistema elettrico italiano attuale prevede che la tariffa di
rete allochi i costi affrontati e
quelli che prevedibilmente verranno sostenuti per la capacità
di trasporto in un certo periodo
temporale, ossia quello del piano di espansione della rete del
Grtn. Si parte così dal presupposto secondo cui la tariffa sia
“a francobollo”, ossia venga fatta pagare in modo non legato
necessariamente
all’individuazione di altri aspetti specifici. Perciò tutti gli
operatori concorrono in modo
“quasi mutualistico” a contribuire all’uso della rete, mentre
tutti quelli che sono i segnali di
coordinamento di brevissimo
periodo e di allocazione degli
investimenti nel medio-lungo
periodo non sono inclusi nella
tariffa di rete. I segnali vengono
invece introdotti dalle regole
del Gestore del Mercato Elettrico, ossia le regole della borsa
dell’energia elettrica, che si occupano dei segnali di prezzo relativi alle congestioni nel brevissimo periodo. I segnali di
prezzo, nel caso del breve termine, sono esterni alla tariffa e
veicolati dal Mercato del Giorno Prima (Mgp). Con riferimento invece alle operazioni in
tempo reale che avvengono sul
Mercato dei Servizi di Dispacciamento, vengono inviati i corretti segnali di prezzo agli operatori sia del lato della domanda che di quello dell’offerta.
Volendo
riassumere,
nello
schema del Decreto Bersani abbiamo una tariffa di rete che dà
pochi o nessun segnale di scarsità necessario per capire come
e dove si debba investire, poiché nell’idea originaria tale
funzione è stata totalmente riservata al Mgp ed al Mercato di
Aggiustamento.
L’idea alla base di questo sistema è probabilmente retaggio
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di altri processi di liberalizzazione, secondo il principio che
quanto non regolamentato possa poi essere deciso a livello decentrato dagli operatori stessi.
In questo quadro non si necessita di alcun altro mercato organizzato per trasmettere segnali
di scarsità agli operatori del settore, né sul lato dell’offerta né
sul lato della domanda.
L’approccio iniziale dell’Aeeg si
è orientato a condividere l’idea
che il Mgp fosse da solo sufficiente a trasmettere i segnali,
mentre recentemente ci si è in
cavi conseguibili operando sul
mercato dell’energia.
Nel settore del gas naturale il
problema è sostanzialmente analogo, poiché anche in questo
caso è necessario inviare segnali
di scarsità e di coordinamento.
La metodologia individuata nel
settore del gas è diversa, basata
su di una tariffa di rete e su di
un sistema di prenotazione della capacità con cui gestire il tutto. Per adesso, forse anche perchè il settore gas è relativamente più indietro nel processo di
liberalizzazione, si ritiene suffi-
Obiettivi di policy Non sfavorire zone di recente metanizzazione
Strumenti
Tariffa di rete
Tempi
Prenotazione della
capacità
Anno
vece accorti che sarebbe stato
necessario organizzare uno
strumento intermedio ed è stato
così dato avvio ad una serie di
corrispettivi per l’assegnazione
dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (CCT) e di analoghe coperture (CCC). Questi
sono sistemi per rendere più
ordinato e prevedibile il costo
della congestione e per fare sì
che gli operatori, importando o
esportando energia da una zona all’altra, abbiano una più facile prevedibilità dei costi e ri-
ciente la tariffa di rete per inviare segnali corretti agli operatori. La tariffa di rete con un sistema “entry/exit” alloca i costi
di breve periodo sostenuti da
Snam Rete Gas addizionati a
quelli che sono gli investimenti
di cui Snam si fa carico per sviluppare la capacità di rete.
Ad oggi nel settore del gas esiste solo un mercato secondario
di bilanciamento della capacità
sviluppato quasi su base volontaria dalla stessa Snam. Non si
ritiene quindi per ora opportu-
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strumento nuovo a livello comunitario ancora al centro di
discussione tra teorici ed esperti. Essendo invece il settore del
gas molto meno regolato si pone al centro il problema delle
tariffe.
Devono le tariffe esser l’unico
strumento con cui dare segnali
di prezzo e di scarsità agli operatori o invece è il caso che questi segnali di prezzo siano inviati anche da mercati organizzati? Ad esempio nella tariffa di
trasporto fissata in via amministrativa si paga anche lo sbilanciamento che viene creato nel
sistema. Nel caso in cui non vi
sia più solo la tariffa a riflettere
questo sbilanciamento, ma in
cui vi sia un mercato ad hoc è il
caso di domandarsi se un simile
design potrebbe funzionare.
Anzitutto lo sbilanciamento del
gas è molto inferiore a quello
dell’energia elettrica.
Inoltre il ruolo ancor rilevante
di Eni potrebbe non favorire
l’affermarsi di mercati ad hoc,
potendo invece incentivare il
mantenimento del
sistema
amministrato. Sul tema rimangono ancora dubbi e sono ancora in divenire interessanti dibattiti teorici anche a livello internazionale.
no che vi sia alcun altro mercato organizzato per la gestione
dei flussi ed il prelievo del gas.
Al termine di questa relazione
si vogliono lanciare alcuni
spunti di discussione circa il
mercato dell’energia elettrica e
del gas. Riguardo il primo dei
due mercati il quesito da porsi
verte sulla necessità di altri
mercati organizzati per decidere come allocare la capacità e
come valorizzare lo spazio di
operatività degli attori sul mercato. L’Aeeg ha messo recentemente in consultazione un documento proprio sul mercato
della capacità, lanciando un
importante segnale di policy
circa la necessità di un mercato
dall’orizzonte temporale più
lungo rispetto a quello di breve
periodo, per potere organizzare
meglio le contrattazioni. Sarà il
mercato della capacità la risposta giusta o l’unica da dare?
Ancora gli interrogativi riguardano il bisogno di altri mercati
organizzati, o di contratti standardizzati per rendere più ordinato il processo decisionale
nonché per abbassare i costi di
finanziamento di nuova capacità produttiva. Un altro punto di
discussione può infine essere
identificato nelle merchant lines
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Dott. Francesco Lo Passo, Direttore Nera Italia
sviluppare la rete in maniera
adeguata.
Nella pratica i principi regolatori vengono implementati tramite i Codici di Rete (CdR),
ovvero regole che stabiliscono i
diritti e i doveri del trasportatore e dell’utente del sistema per
l’esercizio efficiente e sicuro del
trasporto.
L’analisi dell’implementazione
dei codici di rete nei settori
dell’elettricità e del gas non può
prescindere dalla considerazione delle differenze esistenti fra
questi due prodotti (vedi Tabella 1).
L’intervento si focalizza sulle
finalità
della
regolazione
dell’accesso alla luce delle differenze esistenti tra energia elettrica e gas naturale.
La regolazione dell’accesso alle
reti è cruciale per un’effettiva
concorrenza sui mercati, per
garantire la sicurezza del sistema e per la parità di trattamento fra gli utenti. L’obiettivo
fondamentale della regolazione
è, quindi, quello di promuovere
la concorrenza senza compromettere gli incentivi al mantenimento e allo sviluppo
dell’infrastruttura.
Principi metodologici comuni
Dopo aver evidenziato le differenze è utile, quindi esaminare
Differenze Sostituibilità Integrazione
fisiche
prodotti
reti
Legge di Assenza di Elevata intesostituti
e- grazione
Energia Kirchoff
elettrica
nergetici
della rete di
trasmissione
di
Possibilità Alta sostitui- Rischio
di
stoc- bilità
con modifiche
fuel- oil, ga- nel grado di
Gas na- caggio
turale
solio e car- utilizzo della
rete
bone
Un primo elemento che emerge
è, infatti, il trade-off tra la promozione della concorrenza da
un lato e sviluppo delle reti
dall’altro; è quindi necessario
promuovere la concorrenza ma
anche riuscire a mantenere e
Bilanciamento
Necessità di equilibrio in tempo reale tra domanda e offerta
Nel giorno gas si
può fare ricorso
a:
i.
linepack
ii.
stoccaggio
iii.
borsa
come i principi metodologici
comuni sono applicabili ai due
prodotti.
Il primo principio è quello delle
pari opportunità di accesso alla
rete. Questo significa che
chiunque abbia i requisiti tecni10
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Accesso alla rete
Il principio di riferimento è
quello di pari opportunità, questo deve essere declinato in
maniera differente in caso di elettricità o gas per tener conto
delle differenti peculiarità fisiche ed economiche. Ad esempio, nel caso del gas, per stabilire le modalità di accesso alla rete è necessario distinguere tra
capacità contrattualizzata e non
contrattualizzata. Nella prima
situazione può essere necessario utilizzare, come in USA, la
clausola use it or lose it: se la capacità acquistata non viene utilizzata viene concessa ad un altro soggetto per evitare che vi
sia accaparramento di capacità
e il sistema si blocchi.
ci necessari ha il diritto di accedere alla rete senza discriminazione nelle condizioni praticate.
L’altro principio è quello della
responsabilità dei costi, ovvero
chi causa dei costi al sistema
deve pagarli (sbilanciamento,
capacity overrun). Attraverso sistemi di penali è possibile creare degli incentivi economici ad
utilizzare la rete senza danneggiare gli altri utenti.
Un altro elemento fondamentale è quello della gestione e
l’espansione della rete. A tal
proposito gli elementi fondamentali sono da rintracciare nei
soggetti che costruiscono, finanziano ed infine, pagano
l’infrastruttura.
Analizzando singolarmente i
diversi principi è possibile constatare
come,
nel
caso
dell’accesso alla rete elettrica vi
sia un elemento fondamentale,
il coordinamento in tempo reale, che fa sì che si possano creare congestioni che impediscono
ad alcuni produttori di immettere elettricità nel sistema. Nel
caso del trasporto di gas, si parla di bilanciamento non in tempo reale ma nell’arco del c.d.
giorno gas e quindi è possibile
una maggiore flessibilità nel risolvere le congestioni. Quello
che conta, quindi, è garantire le
specifiche tecniche soddisfacenti per assicurare che il prodotto
che entra ed esce possieda caratteristiche di qualità.
Responsabilità dei costi
Un altro principio da analizzare
è quello di responsabilità dei
costi dove è possibile evidenziare la differenza fra bilanciamento in tempo reale e giornaliero. Per quanto riguarda il caso dell’elettricità esiste un sistema di penali per cui chi causa malfunzionamenti al sistema
deve sostenerne i costi. A tali
costi è aggiunta un’ulteriore
componente al fine di indurre
gli operatori ad un comportamento più virtuoso.
Per il gas naturale, invece, le
penali di sbilanciamento si applicano agli sbilanciamenti oltre
i limiti di tolleranza giornaliera.
Si possono distinguere tre tipologie di penali: simmetrica, a11
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simmetrica e capacity overrun (utilizzo di capacità maggiore rispetto a quella acquistata). Riguardo l’implementazione vige
un sistema di revenue neutrality
al fine di ribaltare le penali a
vantaggio di tutto il sistema.
lizzare l’infrastruttura (esempi
di questo tipo sono rintracciabili negli stati sudamericani oppure in Nuova Zelanda).
Quando si parla di elettricità si
parla anche di bene pubblico,
per cui quando si espande la rete di trasmissione, di fatto vi è
un beneficio collettivo dovuto
ad un incremento della sicurezza, il principio generale è che
tutti gli utenti sono avvantaggiati e quindi pagano e ripartiscono i costi dell’espansione.
Nel caso del gas, invece, la decisione spetta alla singola impresa.
Come nei casi USA e UK, il finanziamento è sopportato dal
trasportatore che attraverso lettere di intenti contrattualizza
l’impegno con i potenziali utenti del sistema. Per il pagamento
è necessario distinguere tra capacità esistente e nuova capacità.
Nel primo caso l’espansione
viene pagata da tutti gli utenti,
mentre nel secondo caso ci sono
due sistemi, da un lato il contract carrier, come negli USA,
dove di fatto si realizza la
pipeline in base a dei contratti, e
quindi l’infrastruttura è pagata
dall’utente che beneficia direttamente per la costruzione della
rete di nuova creazione;
dall’altro lato abbiamo i sistemi
entry-exit come in UK, Francia,
Italia e Germania, dove, dato il
beneficio collettivo, il pagamento è ripartito fra tutti gli utenti.
Espansione della rete
In
relazione
all’aspetto
dell’espansione della rete occorre stabilire tre cose: chi decide, chi finanzia e chi paga. La
risposta a queste tre domande è
in generale più complessa per
l’elettricità, dove le soluzioni
adottate sono molto diverse fra
loro.
Ad esempio in Francia la decisione spetta all’Autorità centrale e c’è un forte ruolo del Ministero, mentre negli USA e nel
Sud America vi sono commissioni di stakeholders che possono
essere produttori, distributori o
altri soggetti.
Per il finanziamento, invece, le
alternative in ambito internazionale sono fondamentalmente
tre: il regolatore impone il costo
dell’espansione a carico degli
utenti e viene, quindi, pagato
immediatamente; il trasportatore attua gli investimenti necessari, le risorse finanziarie vengono messe in un fondo, ricapitalizzate, rese operative e poi
pagate dagli utenti (si tratta
quindi di un pagamento differito); vi sono commissioni di stakeholders che si riuniscono e decidono di comune accordo la
somma necessaria e come rea12
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Le criticità emerse dall’analisi
dei due sistemi
Per quanto riguarda le criticità
emerse, occorre analizzare separatamente i due settori. Nel
caso dell’elettricità occorre considerare con particolare attenzione che: il bilanciamento è in
tempo reale e quindi c’è il pericolo di congestioni che possono
avvantaggiare alcuni soggetti a
scapito degli altri; nel caso
dell’espansione della rete la governance deve essere tale da non
scoraggiare gli investitori. In tal
senso è significativo l’esempio
della Grecia, dove c’è una
holding che possiede sia la rete
di trasmissione sia quella di distribuzione e produzione, dove
di fatto non entrano nuovi produttori perché pensano che la
società di trasmissione, che è
controllata dall’ex monopolista,
potrebbe non espandere la rete
o espanderla in maniera tale da
penalizzarli nel dispacciamento; il finanziamento delle interconnessioni deve essere deciso
e realizzato in tempi ragionevoli.Infatti, se la ripartizione
dell’onere è decisa da un organismo che include tutti i portatori di interessi, la necessità di
una maggioranza qualificata
potrebbe condurre a notevoli ritardi (ad esempio, nel caso del
Sud America dove il produttore
ha spesso un potere rilevante, il
percorso decisionale che porta
ad un’espansione conduce a
cinque- dieci anni di decisione e
quindi di rallentamento).
Per il gas naturale, il problema
delle regole di accesso deve
confrontarsi con l’esistenza di
gasdotti internazionali. A tal
proposito bisogna considerare
tutte le possibilità di agevolare
l’accesso in Italia e il transito a
livello europeo. In altre parole
occorre individuare misure che
garantiscano l’arrivo del gas.
In relazione all’espansione della
rete, invece, è necessario siano
tenute adeguatamente in considerazione le congestioni del sistema. In tal senso è necessario
fissare le tariffe con valenza segnaletica al fine di riflettere
adeguatamente i costi delle
congestioni.
Un esempio di regolazione
dell’accesso alle reti: il caso
dell’Australia
Un esempio molto interessante
relativo ai codici di rete è quello
dell’Australia dove l’accesso
regolamentato di terzi sulle infrastrutture essenziali.è stato introdotto dal Trade Practices Act
(TPA) del 1974 e dal National
Competition Policy del 1995. La
modalità di accesso è stata disciplinata in maniera abbastanza
rigida
e
ferrea
ma
l’implementazione
troppo
stringente ha causato diversi
problemi. Un recente documento di consultazione per la revisione della regolamentazione
attualmente in vigore ha evidenziato che le criticità emerse
sono rintracciabili in primo
luogo nell’impatto sugli inve13
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stimenti, in quanto una regolazione eccessivamente intrusiva
può rappresentare un deterrente agli investimenti nel settore.
In secondo luogo deve essere
considerata la coerenza della
regolazione fra settori ma occorre garantire che la regolazione tenga conto delle specificità di ciascun settore per raggiungere gli stessi obiettivi. Infine, è necessario tener conto
del rischio di un’eccessiva regolazione,
nel
senso
che
quest’ultima deve essere utilizzata solo nei casi in cui comporta un effettivo miglioramento
della concorrenza e della possibilità di accesso alle infrastrutture e non sovrapporsi ad altre
norme. In tal senso è auspicabile un maggior utilizzo di strumenti regolatori ex-post.
credo non richieda ulteriori
commenti. Riguardo al finanziamento delle infrastrutture
bisogna far sì che i soggetti che
investono abbiano delle garanzie in termini di redditività e
stabilità del sistema. Per fare
questo
sono
necessarie
un’evoluzione prevedibile del
contesto regolatorio e sempre
maggiori garanzie sui piani di
investimento. In relazione al
contesto di efficienza bisogna
da un lato incentivare le imprese di trasporto ad effettuare gli
investimenti
necessari,
dall’altro lato gli utenti devono
essere incentivati ad usare il sistema in modo efficiente. Al fine di raggiungere tali obiettivi è
da considerare il carattere di
unitarietà delle reti e, pertanto,
è auspicabile un sempre maggiore coordinamento fra realtà
locali e dimensione nazionale.
Tali considerazioni valgono soprattutto in un’ottica di lungo
periodo. Nel breve, invece, un
punto fondamentale è lo sviluppo del mercato e la sua liquidità. Nel settore del gas vi è
l’ambizione di creare in Italia
un Hub, mentre per l’elettricità
è appena stato pubblicato un
documento di consultazione sul
capacity payment, meccanismo
che potrebbe indurre nuovi
produttori ad entrare sul mercato, aumentandone in tal modo la dimensione e la liquidità.
Conclusioni e spunti di riflessione
Dall’analisi appena delineata,
gli spunti di riflessione che emergono sono molteplici, in
particolare risulta necessario
che il quadro regolatorio sia
chiaro e semplice, è fondamentale determinare le modalità di
finanziamento dello sviluppo
delle infrastrutture ed infine è
necessario che gli strumenti regolatori nascano da un contesto
di efficienza.
Il fatto che il quadro regolatorio
debba essere chiaro e semplice
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Dott. Luca D'Agnese, Amministratore delegato GRTN
Tradizionalmente, il problema è
stato visto come collegato alla
risoluzione di eventuali problematiche di carattere contingente, ad esempio come coordinare il collegamento di una
nuova centrale con i piani di
manutenzione della rete. Oggi,
invece, il problema sta assumendo una nuova dimensione
legata al sostanziale sviluppo
(attuale in diverse realtà europee, per lo più prospettico in Italia) di impianti di produzione
da fonti di energia non programmabile, quale ad esempio
l’eolico: si richiede infatti molto
più che in passato di valutare
attentamente come la connessione di questi impianti da fonti
non programmabili, spesso incentivati dal legislatore rispetto
ad impianti di produzione da
fonti tradizionali, impatta sulla
gestione della rete elettrica, in
quanto per la loro natura potrebbero improvvisamente venire a mancare nei momenti in
cui il sistema esprime il maggior fabbisogno di energia.
Le possibili soluzioni dipendono dalla frequenza con cui questa criticità tende ad emergere:
in un contesto in cui tale problema sorge per un limitato
numero di ore all’anno è possibile prevedere la possibilità di
concedere deroghe alla regola
generale di priorità di dispacciamento di questi impianti,
come già accade oggi in caso di
manutenzione di parti rilevanti
della rete. Nel caso in cui il
L’accesso alle reti di trasmissione dell’energia elettrica
Lo scopo di questo contributo è
di sottolineare alcuni problemi
aperti relativi all’accesso alle reti trasmissioni, suggerendo degli spunti di riflessione per risolverne le criticità attuali o
prospettiche.
Il tema dell’accesso alla rete di
trasmissione può essere idealmente scomposto in tre distinti
problemi:
1) la procedura per la connessione (nel senso di collegamento fisico) di un operatore alla rete;
2) il criterio tariffario per
l’utilizzo della rete di trasporto dell’energia;
3) la gestione delle congestioni,
intese come incapacità della
rete di soddisfare integralmente la domanda di trasporto che viene ad esprimersi in un determinato
momento nel sistema.
La politica di connessione
Relativamente al primo punto,
il sistema di tariffe d’accesso alla rete nazionale vigente in Italia si propone di garantire a tutti gli utenti parità di condizioni
e neutralità; la sfida per
l’operatore di rete consiste nella
necessità di rispettare l’obbligo
di connessione imposto e nel
contempo di garantire la continuità del servizio.
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lani difficilmente potrebbero
soddisfare i più elevati livelli di
domanda diurna1, viste anche
le limitate capacità di connessione con il resto della rete.
Bisogna dunque trovare delle
regole e dei meccanismi con cui
pianificare nel tempo l’accesso
di questi impianti assieme allo
sviluppo della rete: molto spesso infatti, soprattutto nel caso
di piccoli impianti produttivi
quali quelli eolici, i tempi di autorizzazione e realizzazione
della capacità produttiva non
sono paragonabili con quelli
necessari allo sviluppo della
capacità di trasmissione.
Un altro aspetto ancora in divenire riguarda la ripartizione
degli oneri per la realizzazione
fisica del collegamento. Attualmente la materia è oggetto
di radicali cambiamenti, vista
anche la crescente importanza
della politica di connessione in
un contesto caratterizzato dallo
sviluppo di nuovi impianti che
per la loro (relativamente) piccola dimensione spesso richiedono investimenti sostanziali in
collegamenti alla rete rispetto
alla capacità produttiva fornita.
In primo luogo, nella proposta
del nuovo Codice di Rete si
stanno introducendo nuovi im-
problema diventi invece strutturale la soluzione citata risulta
insoddisfacente e diviene necessario ricorrere a sistemi diversi per risolvere questa criticità.
Un caso emblematico è quello
relativo alla pianificazione e
sviluppo della rete di trasmissione in Sardegna e delle connessioni tra Sardegna e Italia
collegata con la pianificazione
di impianti eolici. Allo stato attuale, poiché la connessione con
il resto della rete nazionale risulta debole, la produzione eolica dell’isola deve essere resa
compatibile con il corretto funzionamento degli impianti da
fonti
tradizionali
presenti
nell’isola (sostanzialmente centrali termoelettriche): infatti,
proprio la presenza e il funzionamento di questi impianti
consente di ottenere la necessaria capacità di modulazione che
gli impianti eolici da soli non
possono garantire.
Conseguentemente, fino alla
messa in servizio dell’infrastruttura programmata con
maggior capacità di trasporto
tra Sardegna e continente, devono valere delle limitazioni significative alla potenza eolica
installabile. Si consideri, a titolo
di esempio, il caso in cui la potenza eolica installata funzionasse di notte, costringendo altri impianti a non produrre, e
fosse poi inattiva di giorno al
cessare del vento. In siffatto
scenario, gli altri impianti iso-
1
Attualmente
in
Sardegna
l’oscillazione di fabbisogno giornaliero si aggira sui 1000/1700MW,
con una crescita progressiva della
domanda in linea con il trend nazionale.
16
L R
S
pegni contrattuali tra le parti
per la connessione di impianti
di generazione e dei clienti finali alla rete di trasmissione nazionale, estendendo tale procedura alle reti con obbligo di
accesso di terzi, ovvero sostanzialmente le reti di distribuzione.
Un secondo elemento di cambiamento contenuto in un documento di consultazione Aeeg
rispetto alla precedente socializzazione completa degli oneri
di connessione prevede il passaggio ad un regime in cui vengono imputati al singolo operatore tutti gli oneri relativi alle
parti di impianto di rete ad uso
esclusivo.
Lo svantaggio di tale sistema è
che i segnali di prezzo generati
sono legati solo in parte alle caratteristiche oggettive del parco
generazione e quindi all’effettiva scarsità di energia, in particolare di energia offerta a condizioni competitive. Giocano
infatti un ruolo non trascurabile
le condizioni strutturali di possesso della capacità, in particolare i diversi livelli concentrazione dei generatori all’interno
delle diverse zone: in tal senso,
il dispiegarsi delle dinamiche
competitive in presenza di una
posizione di tipo dominante distorce i segnali di localizzazione. Particolarmente significativo in tal senso risulta l’esempio
della Sardegna, dove gli impianti sarebbero in realtà adeguati rispetto alla domanda e
con un’elevata percentuale di
fonti a basso costo, ma l’elevata
concentrazione del mercato, sostanzialmente un duopolio tra
Enel Produzione ed Endesa Italia SpA, favorisce l’emergere di
prezzi medi relativamente alti.
Un secondo aspetto critico del
sistema attuale è dato dal ritardo, stimabile in 5 anni, con cui i
segnali di prezzo alla localizzazione hanno un effetto sulla
concreta localizzazione dei
nuovi impianti: emblematico è
il caso della Calabria, i cui
prezzi molto elevati hanno portato ad una situazione in cui le
autorizzazioni rilasciate per
nuova capacità produttiva sono
ampiamente eccedenti la do-
Tariffazione per l’uso del sistema di trasmissione
Un primo tema aperto riguarda
il pagamento dei costi per l’uso
della rete intesa come sistema
complessivo condiviso: la regolazione della rete elettrica prevede la socializzazione di tali
costi tra tutti gli operatori, in
gran parte per i consumatori e
con un 5% circa pagato dai
produttori, mentre i segnali di
localizzazione vengono affidati
alle differenze di prezzo che si
riscontrano
sul
mercato
dell’energia. Nei mesi di attività
del mercato borsistico i prezzi
medi emersi nelle varie zone
hanno evidenziato differenze
significative tra il nord del Paese e la parte meridionale, fino a
10 euro per MWh.
17
L R
S
manda di energia in questa zona e la capacità di connessione
con il resto del Paese, tenendo
anche in considerazione gli sviluppi di rete che sono stati pianificati. Questa incapacità di
indirizzare le scelte di localizzazione nel medio periodo può
portare da situazioni di scarsità
ad altre di sovrabbondanza altrettanto subottimali; il meccanismo del capacity payment previsto dal Documento per la
consultazione del 18 marzo
20052 mira a fornire segnali di
localizzazione a carattere zonale con un orizzonte temporale
maggiore.
Un terzo aspetto relativo alla
remunerazione dell’accesso alle
infrastrutture di rete è legato alle cosiddette merchant lines, ovvero alla possibilità di consentire al proprietario dell’impianto
di catturare dei margini
sull’investimento in capacità di
trasmissione
attraverso
l’attività di commercializzazione dell’energia, fondamentalmente esentandolo dall’obbligo
dell’accesso a terzi.
Il primo tentativo di aprire il
mercato italiano a questo tipo
di investimenti (ancora oggi a
livello sperimentale in tutto il
mondo) attraverso la delibera
151/02 dell’Autorità ha evidenziato alcune criticità nella loro
gestione operativa: a differenza
di una centrale, infatti, una linea a corrente alternata dà un
contributo alla capacità fisica di
trasporto del sistema diverso
dalla quantità di energia che su
tale linea viene trasportata. E’
quindi estremamente difficile,
nei sistemi magliati a corrente
alternata, stabilire il risultato
complessivo delle interazioni
tra i diversi punti di immissione e prelievo e, in presenza di
un numero elevato di domande
di investimento privato, attribuire una quantità di esenzione
alla merchant line tale che non
venga compromessa la capacità
della rete preesistente di fornire
la stessa capacità di trasporto a
tutti gli utenti secondo le modalità precedenti all’investimento
privato. In altre parole, si vuole
evitare che gli investimenti privati in merchant lines, cui viene
riconosciuta una certa capacità
di trasporto esentata dall’obbligo di accesso a terzi, finiscano paradossalmente per determinare una minore capacità di
trasmissione a disposizione del
pubblico.
Per questo sono stati proposti,
anche all’interno della delibera
n. 151/02, dei meccanismi e degli algoritmi di calcolo del contributo di ogni singolo investimento, la cui realizzabilità è inversamente proporzionale al
2
Documento per la consultazione
recante “Sistema di remunerazione
della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica di cui
all’art. 1 del decreto legislativo 19
dicembre 2003, n. 379: criteri e condizioni”.
18
L R
S
numero di progetti di merchant
lines considerati. E’ allo studio
del Ministero, in discussione
con Confindustria e Grtn, il
riordino della procedura di valutazione di tali contributi, il
cui approccio tuttavia non può
che essere sperimentale.
di questo regolamento, si sono
applicate metodologie diverse
anche in considerazione delle
diverse normative in vigore nei
paesi confinanti.
In Francia il Regolamento è stato applicato “alla lettera”, tramite aste mensili della capacità.
Tale sistema, ancora in fase di
verifica avendo solo tre mesi di
attività, viene elogiato per la
sua semplicità ma rischia di favorire pratiche concentrative di
tale scarsa risorsa nel caso,
tutt’altro che remoto, di operatori aventi notevole forza di
mercato sui due lati della frontiera.
In Svizzera, ovviamente, il Regolamento comunitario non
trova applicazione e la capacità
continua ad essere assegnata alle imprese integrate adottando
nei fatti un criterio merchant lines per le loro linee.
In Austria viene adottato un
criterio di “asta residuale” rispetto ai contratti pluriennali,
anche se in realtà la quota residuale è pari a zero.
In Slovenia si ha un’assegnazione riservata a categorie previste per legge, fondamentalmente secondo un criterio pro
quota, in virtù del ritardo sloveno nell’adeguamento al Regolamento 1228/2003, a cui il Paese darà attuazione soltanto a
partire dal 1° luglio 2007.
Tale varietà di regole di assegnazione della capacità ha avuto un impatto non certo positi-
La gestione delle congestioni
La risoluzione delle congestioni
ha un impatto importante sui
prezzi dell’energia: in primo
luogo, a livello interno le congestioni tra macrozone originano forti differenziali di prezzo;
in secondo luogo, le congestioni
della capacità di importazione
impediscono agli utenti italiani
di beneficiare dei livelli più
bassi di prezzo dell’energia
prevalenti nei Paesi confinanti,
se non per una parte estremamente limitata del loro fabbisogno.
Con riferimento alla dimensione comunitaria, il Regolamento
(CE) n. 1228/20033 prevede dei
principi generali di risoluzione
delle congestioni secondo criteri di mercato slegati dalle transazioni e principi per la destinazione dei proventi derivanti
da questa capacità.
Nei paesi confinanti con l’Italia,
nel primo anno di applicazione
3
Regolamento (CE) n. 1228/2003
del Parlamento Europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003, recante
condizioni di accesso alla rete per
gli scambi transfrontalieri di energia
elettrica.
19
L R
S
2.000MW circa erano assegnati
oltre frontiera in virtù delle diverse metodologie appena esposte.
Il sistema di risoluzione delle
congestioni nazionali, basato
sui CCC che proteggono i produttori dalla differenza tra
prezzo zonale e PUN, può definirsi ancora sperimentale e realmente nuovo, perché del tutto
nuova è l’esigenza di proteggere gli operatori dai differenziali
di prezzo nelle varie zone.
Il risultato della prima asta ha
determinato un’assegnazione
significativa di questi certificati
nel mercato del Nord, ovvero la
zona di mercato più grande dove il prezzo è più basso rispetto
alla media, dove sono stati
venduti
CCC
per
circa
2.700MW con un prezzo di assegnazione di circa 2 euro per
MWh.
I certificati rappresentano una
protezione parziale, la cui convenienza deve essere valutata
nel lungo periodo, in relazione
all’andamento nel tempo dei
differenziali di prezzo: con riferimento all’asta in oggetto, il
prezzo di assegnazione è risultato conveniente rispetto ai differenziali di prezzo prevalenti
lo scorso anno ma già
quest’anno si osserva una dinamica dei differenziali di
prezzo sostanzialmente diversa.
vo sulla gestione dell’energia
importata nel nostro Paese.
Inoltre, in Italia viene utilizzato
un quinto metodo, ispirato ad
un criterio di asta implicita in
cui si soddisfano prioritariamente i contratti bilaterali mentre per la capacità non occupata
dagli stessi vengono emesse
delle offerte nel MGP.
In realtà i contratti bilaterali,
anche per la presenza di strumenti di sterilizzazione del differenziale di prezzo tra zone,
coprono quasi completamente
la capacità di interconnessione
disponibile con l’estero, con
l’esclusione di alcuni momenti
in cui tale capacità viene utilizzata dagli operatori per offerte
di tipo spot.
Di fatto, quindi, l’assegnazione
della capacità di importazione
in Italia si è trasformata
nell’assegnazione dei diritti di
copertura della capacità di interconnessione (CCCI) che vengono assegnati con il criterio
del pro quota: tale criterio, escluso dall’interpretazione del Regolamento 1228/03, rientra così
in gioco attraverso l’assegnazione dei contratti di copertura.
Al 1° gennaio 2005, su
6.150MW di capacità di interconnessione con l’estero circa
2.000 erano assegnati a contratti
a lungo termine, circa 1.900MW
sono assegnati in Italia secondo
la citata logica pro quota, e altri
20
L R
S
Ing. Paolo Mosa, Direttore
programmazione e sviluppo
Snam Rete Gas
Con l’avvio del processo di
liberalizzazione, SRG si è
trovata a fronteggiare un significativo cambiamento legato al passaggio da un sistema in cui un’unica società
integrata
svolgeva
sia
l’attività di trasporto che
quella di vendita, ad un sistema in cui, con la separazione di tali attività, il soggetto detentore della capacità di trasporto esistente effettua il servizio di trasporto
per tutti i soggetti che svolgono attività di vendita, garantendo l’accesso alle proprie infrastrutture in modo
equo e trasparente.
Il servizio effettuato da SRG
consiste quindi nel trasporto
di gas naturale a partire dai
punti di entrata alla rete nazionale fino ai punti di riconsegna della propria rete
di metanodotti; a fronte di
tale servizio, l’utente è tenuto al pagamento di un costo
fisso di capacità (corrispettivo di capacità), che deve essere preventivamente acquisita in corrispondenza dei
punti di ingresso e di uscita,
e di un costo variabile (corrispettivo variabile) associato ai volumi effettivamente
trasportati.
I risultati ottenuti consentono di affermare che SRG ha
operato con successo in questa prima fase del processo
di liberalizzazione, da un lato recependo, attraverso
Le regole di accesso alla rete
di trasporto del gas
Al fine di comprendere le
problematiche
connesse
all’accesso al sistema nazionale di trasporto del gas naturale è necessario dapprima illustrare le principali caratteristiche delle infrastrutture di
Snam Rete Gas (di seguito
SRG).
SRG è proprietaria di una rete
di trasporto di gas naturale di
oltre 30.000 km, caratterizzata
da cinque punti di ingresso
interconnessi con metanodotti
esteri di importazione (Passo
Gries, Tarvisio, Gorizia, Gela
e Mazara del Vallo), un punto
di ingresso in corrispondenza
dell’interconnessione con il
terminale GNL sito a Panigaglia, circa 70 punti di ingresso
da campi di produzione di
gas nazionale e più di 7000
punti di riconsegna, di cui circa la metà connessa direttamente con utenze industriali
e/o termoelettriche, e la restante parte collegata con reti
di distribuzione locale. La
quota prevalente di capacità
in entrata nel sistema nazionale è concentrata nei punti di
ingresso alla rete interconnessi con i metanodotti esteri di
importazione.
21
L R
S
procedure chiare ed efficienti, i criteri di accesso al sistema definiti dall’Autorità
per l’energia elettrica e il gas
(di seguito AEEG), dall’altro
svolgendo le proprie attività
senza che si verificasse alcun
contenzioso con gli utilizzatori del sistema.
Attualmente SRG si trova a
fronteggiare una nuova ed
impegnativa attività, di cui
si parlerà diffusamente nel
proseguo, relativa allo lo
sviluppo del sistema di trasporto italiano, con conseguente assegnazione della
capacità di nuova realizzazione, per fronteggiare la
crescita della domanda di
gas naturale del mercato nazionale.
successiva (fig. 1) nell’anno
termico4 in corso, così come
negli anni termici precedenti, non sono presenti casi di
congestione e di conseguenza non si sono mai verificati
rifiuti di accesso.
Dall’avvio del processo di
liberalizzazione si è passati
dal numero estremamente
limitato di operatori del
2000 ai circa 40 di oggi. Tali
soggetti si avvalgono della
capacità acquisita con un coefficiente di utilizzazione
(rapporto tra volumi trasportati e volumi massimi
trasportabili in relazione alla
capacità acquisita) piuttosto
elevato, pari a circa l’80%.
SRG ritiene tuttavia che, in
virtù della crescente apertura del mercato e il conseguente aumento del numero
di utilizzatori del sistema,
tale valore tenderà verosimilmente a diminuire.
Il sistema di trasporto italiano è stato modellizzato, sia
per quanto riguarda la capacità che per quanto concerne
le tariffe di trasporto secondo uno schema di tipo entryexit, modello inizialmente
introdotto in Gran Bretagna
ed adottato progressivamente in tutta Europa.
La capacità di trasporto esistente
Con riferimento all’assegnazione della capacità esistente, il sistema nazionale
di trasporto presenta una
capacità complessiva di circa
300 milioni di metri cubi
giorno, di cui circa 280 milioni di metri cubi (pari al
90% della capacità complessiva di trasporto del sistema
nazionale) sono già stati
venduti, mentre la restante
parte (circa 20 milioni di metri cubi) non risulta essere
stata ancora assegnata. Come evidenziato dalla figura
4 Per anno termico si intende il periodo intercorrente tra il 1° ottobre
di un anno e il 30 settembre
dell’anno successivo
22
L R
S
Una delle caratteristiche
principali del modello entryexit è la sua semplicità.
L’intera rete di trasporto
viene schematizzata come
una scatola nera rispetto alla
quale vengono definiti i
punti di ingresso e di uscita,
le capacità di trasporto offer-
minimizzandone le percorrenze medie, ed agli utenti
del sistema di considerare
esclusivamente
i
flussi
commerciali, godendo di
conseguenza di una grande
semplificazione. Per comprendere meglio la semplicità del modello, si pensi
TARVISIO
C ON T IN UA
IN T . A N N .
IN T . ST A G.
T OT A LE
tecnica (o tt-dic)
83,40
1,50
3,70
88,60
TOTALE
co nferita
79,06
-
2,24
81,30
4,34
1,50
1,46
7,30
0,80
8,20
97,20
(Valori in milioni di
PASSO GRIES
CONTINUA INT. ANN.
Sm3/g)
tecnica
57,50
4,00
61,50
D ISP ON IB ILE
conferita
57,50
2,85
60,35
tecnica (gen-mar)
88,20
-
1,15
1,15
co nferita
81,92
-
2,24
84,16
6,28
0,80
5,96
13,04
tecnica (apr-set)
88,20
0,80
-
89,00
co nferita
81,92
-
-
81,92
6,28
0,80
-
7,08
DISPONIBILE
D ISP ON IB ILE
D ISP ON IB ILE
PANIGAGLIA
CONTINUA
TOTALE
tecnica
13,00
13,00
conferita
11,40
11,40
1,60
1,60
DISPONIBILE
GORIZIA
C ON T IN UA
tecnica
1,00
co nferita
0,99
D ISP ON IB ILE
GELA
MAZARA
tecnica (ott-dic)
CONTINUA INT. STAG.
80,50
2,70
TOTALE
-
79,29
1,21
2,70
3,91
tecnica (gen-mar)
80,50
3,00
83,50
conferita
79,73
-
79,73
0,77
3,00
3,77
tecnica (apr-set)
80,50
-
80,50
conferita
79,73
-
79,73
0,77
-
0,77
DISPONIBILE
DISPONIBILE
DISPONIBILE
1,30
0,01
0,30
0,31
0,99
CONTINUA
INT. ANN.
INT. STAG.
TOTALE
9,00
1,50
2,70
13,20
conferita
9,00
1,31
-
10,31
-
0,19
2,70
2,89
tecnica (gen-mar)
21,50
-
3,00
24,50
conferita
11,62
-
-
11,62
9,88
-
3,00
12,88
tecnica (apr-mag)
21,50
-
-
21,50
conferita
11,62
-
-
11,62
9,88
-
-
9,88
tecnica (giu-set)
21,50
3,00
-
24,50
conferita
11,62
-
-
11,62
9,88
3,00
-
12,88
DISP ONIBILE
DISP ONIBILE
DISP ONIBILE
te in corrispondenza di tali
punti e le relative tariffe. Il
modello consente pertanto
di separare la gestione fisica
della rete di trasporto da
quella commerciale, permettendo così all’operatore di
trasporto di gestire in modo
ottimale i flussi fisici di gas,
0,30
tecnica (ott-dic)
DISP ONIBILE
83,20
79,29
conferita
IN T . A N N . T OT A LE
all’ipotesi in cui un soggetto
immetta del gas nel sistema
di trasporto attraverso il
punto di ingresso di Tarvisio
per rivenderlo in Sicilia. In
tale caso, l’utente potrà curarsi esclusivamente del
flusso commerciale disinteressandosi del fatto che, in
23
L R
S
proprio sito web con cadenza
mensile
al
link
http://www.snamretegas.it
/italiano/business/anno_te
rmico_04_05/capacita_trasporto
/capacita_trasporto.html.
Un’altra peculiarità del modello entry-exit è quella di
disaccoppiare i punti di entrata da quelli di uscita. Tale
modello infatti fa si che il
corrispettivo di capacità associato a ciascun punto di
uscita risulti indipendente
dai corrispettivi dei punti di
entrata. Pertanto il gas, una
volta immesso in rete, ha un
costo di trasporto residuale
per raggiungere un punto di
uscita indipendente dal punto da cui è entrato. A titolo
di esempio il gas da trasportare in Lombardia, una volta
immesso in rete e “scontato”
il corrispettivo di entrata,
sostiene lo stesso costo di
trasporto residuale indipendentemente dal fatto che sia
stato immesso dal punto di
entrata di Mazara del Vallo
o di Tarvisio. Questo aspetto
è un prerequisito fondamentale nella creazione di un unico mercato a livello nazionale invece di tanti mercati
locali.
Un ulteriore elemento per
favorire la nascita di un unico mercato a livello nazionale è la presenza di un mercato secondario della capacità
di trasporto sviluppato. La
realtà, il gas arrivato in Sicilia proviene dai campi di
produzione algerini ed entra
nella rete nazionale attraverso il punto di ingresso di
Mazara del Vallo.
La semplicità del modello è
molto evidente in termini di
determinazione del costo di
trasporto. Infatti una volta
noti il punto di entrata da
cui si intende immettere il
gas naturale, il punto di uscita dal quale si intende ritirare il quantitativo di gas
immesso e i volumi da trasportare, è possibile calcolare il costo di trasporto semplicemente applicando i corrispettivi di capacità (associati alle capacità prenotate
in tali punti) e variabile (associato al volume trasportato), annualmente definiti
dall’AEEG con propria delibera. SRG ha predisposto e
rende disponibile sul proprio sito web al link
http://www.snamretegas.it
/snamretegas-cgi/inter.pl
un sistema interattivo che
consente di effettuare le operazioni sopra descritte.
Il modello entry-exit, inoltre,
consente agli utenti di conoscere, per ciascuno dei suddetti punti di ingresso e di
uscita, le prestazioni complessivamente disponibili, le
capacità vendute e quelle
ancora non assegnate, valori
che SRG provvede ad aggiornare e a pubblicare sul
24
L R
S
capacità di trasporto viene
venduta da SRG su base annuale (mercato primario).
Tuttavia, per rispondere alle
esigenze degli utenti del sistema, che potrebbero necessitare di capacità di trasporto per periodi più brevi,
è stato introdotto un mercato secondario della capacità
di trasporto nel quale viene
consentito
di
cedere/acquisire capacità per
base giornaliera, i volumi di
capacità oggetto di scambio
su tale mercato siano sensibilmente aumentati.
Confrontando
i
dati
dell’intero anno termico
2003-2004 rispetto a quelli
dell’anno termico in corso di cui possiamo osservare
solamente i volumi scambiati nei primi 5 mesi - si rileva
che, a fronte di una capacità
venduta da SRG su base an-
Capacitàai Punti di Entratainterconnessi conl'estero
Annotermico2003 - 2004
280
280
Capacità [MSm3/g]
Annotermico2004 - 2005 (al 1° marzo)
240
240
200
200
160
160
120
120
80
80
40
40
0
-
tecnica
inizioA.T.
tecnica
inizioA.T.
conferita ad conferita
scambiata
inizioA.T. incorsoA.T. incorsoA.T.
periodi di durata inferiore
all’anno (durata minima pari ad un giorno).
Nel grafico (fig. 2) è possibile osservare come, a valle
dell’introduzione da parte
dell’AEEG di un mercato secondario della capacità su
conferitaad conferita
scambiata
inizioA.T. incorsoA.T. incorsoA.T.
nuale sostanzialmente equivalente (colonna rossa), la
capacità scambiata sul mercato secondario è più che
raddoppiata (colonna celeste).
25
L R
S
naturale nel lungo termine,
domanda che dovrebbe passare dagli attuali 80 miliardi
di metri cubi/giorno del 2004
a circa 100 miliardi metri cubi/giorno nel 2015 (stime del
Ministero delle Attività Produttive/SRG).
In particolare, i volumi scambiati sono passati da meno di
40 milioni di metri cubi/giorno a circa 80 milioni di
metri cubi/giorno. Si noti che
se l’attuale trend dovesse essere mantenuto anche nel
prossimo futuro, i volumi di
capacità scambiati nel mercato
secondario potrebbero raggiungere dimensioni equivalenti al mercato primario.
Considerando il declino della
produzione nazionale, la crescita della domanda di gas naturale potrà essere verosimilmente soddisfatta solo attraverso la crescita delle importazioni, crescita che dovrà essere supportata mediante il
potenziamento delle strutture
esistenti e la creazione di
La capacità di trasporto di
nuova realizzazione
L’esigenza di potenziamento
della rete di trasporto nazionale finalizzata alla creazione
di nuova capacità a sostegno
Capacità
necessaria
(Milioni di scm/g)
400
350
Capacità
necessaria
300
250
Capacità in
fase di
realizzazione
200
150
100
Capacità
esistente
50
0
2003/04 2004/05
2010
2015
nuove linee di trasporto in
corrispondenza di metanodotti da importazione e di termi-
dello sviluppo del mercato
emerge dalle previsioni di
crescita della domanda di gas
26
L R
S
nali GNL. SRG ritiene che, per
far fronte alla crescita attesa,
sarà necessario passare dai
circa 260 milioni di metri cubi/giorno attualmente disponibili a 350 milioni di metri
cubi/giorno di capacità entro
il 2015 (fig. 3).
te stanziate, il 50% è rappresentato da investimenti relativi alla realizzazione di nuova
capacità in corrispondenza di
punti di ingresso per nuovi
progetti di importazione.
La realizzazione di nuova capacità di trasporto, oltre a rispondere alle esigenze manifestate da tutti gli operatori
del sistema garantendo adeguato supporto alla crescita
del mercato e al processo di
liberalizzazione, deve risultare sostenibile anche in termini
di evoluzione della dinamica
tariffaria.
Per i soggetti che investono
nella realizzazione di infrastrutture di importazione direttamente connesse alla rete
di trasporto nazionale, l’avvio
delle fasi di potenziamento o
di realizzazione di nuova capacità rappresenta un aspetto
cruciale.
Si pensi tipicamente al caso
della realizzazione di nuovi
terminali di rigassificazione.
La disponibilità ad investire
in tali progetti da parte dei
soggetti importatori è strettamente correlata alla sicurezza
di avere, nei tempi e nei modi
previsti, sufficiente capacità di
trasporto disponibile nel sistema nazionale per evacuare
il gas dalle proprie infrastrutture.
Per quanto concerne il trasportatore, l’avvio delle fasi
realizzative si lega necessariamente alla presenza di se-
Capacità di trasporto da importazione
Mentre è possibile effettuare
stime sulla capacità necessaria
per fronteggiare l’incremento
dei consumi di gas naturale,
molto più difficile appare la
valutazione circa la localizzazione della nuova capacità e,
quindi, l’individuazione delle
infrastrutture di trasporto nazionale che dovranno essere
potenziate e/o realizzate.
Tenuto conto della collocazione geografica dell’Italia, che
ne fa un ponte naturale tra i
paesi nord africani e l’Europa
continentale, e tenuto conto
dei progetti di importazione
attualmente annunciati dai
diversi operatori del settore, è
possibile ipotizzare uno sviluppo dei nuovi punti di entrata del gas prevalentemente
a sud del paese.
Al fine di soddisfare le nuove
esigenze di capacità, per il
quadriennio 2005-2008, SRG
ha elaborato un piano di investimenti da circa 3,5 miliardi
di euro, pari a circa il doppio
degli investimenti consuntivati nel quadriennio precedente.
Delle risorse complessivamen27
L R
S
gnali da parte dei potenziali
utenti circa la necessità e
l’effettivo utilizzo della capacità di trasporto di nuova realizzazione, vista l’esigenza di
preservare nel tempo la sostenibilità della tariffa.
Bisogna infine sottolineare
come la capacità di trasporto
di nuova realizzazione debba
essere sufficiente a garantire
l’accesso alle infrastrutture
anche a soggetti terzi che successivamente ne facciano richiesta.
Per ridurre il time to market
della nuova capacità ed in attesa che si sviluppino le condizioni necessarie all’avvio
delle fasi realizzative di tali
progetti, SRG ha già intrapreso le attività di ingegneria e
quelle di acquisizione dei
permessi. Questa scelta si giustifica in relazione al fatto che,
sebbene le attività sopra descritte richiedano tempi lunghi e spesso incerti, presentano, tuttavia, dei costi limitati.
Le esigenze sopra esposte
possono essere soddisfatte solo in presenza di un quadro
normativo chiaro e trasparente che consenta al trasportatore ed agli utenti del sistema la
definizione di impegni reciproci sia per quanto concerne
la realizzazione della nuova
capacità di trasporto che il suo
utilizzo.
Lo strumento che sembra essere più adeguato a soddisfa-
re queste esigenze è rappresentato dall’ “open season”.
Si tratta di una procedura di
conferimento ad evidenza
pubblica finalizzata alla stipula di contratti di trasporto relativi a capacità non presente
nel sistema, per la quale non
siano già stati avviati i progetti di realizzazione. La capacità
in oggetto si riferisce esclusivamente ai punti di entrata,
esistenti o da definire, interconnessi con metanodotti di
importazione o con terminali
di rigassificazione.
L’open season viene attivata
da una richiesta da parte di
un soggetto promotore. Il trasportatore, ricevuta la richiesta, rende pubblico l’avvio del
processo in modo da consentire a tutti i soggetti interessati
a nuova capacità di trasporto
di presentare, entro termini
stabiliti, le proprie richieste.
Una volta attivata la procedura, le richieste possono essere
effettuate per qualunque punto di entrata (esistente o meno).
In tal modo è possibile salvaguardare l’unitarietà del sistema e operare, attraverso
una gestione integrata degli
investimenti di sviluppo, in
un’ottica volta all’ottimizzazione dei costi di investimento
stessi.
Una volta definiti i fabbisogni
di capacità degli operatori, il
trasportatore può effettuare
gli studi di fattibilità al fine di
28
L R
S
La capacità di rigassificazione
Per concludere il tema
dell’accesso alle infrastrutture
di gas naturale, sembra utile
analizzare le condizioni di accesso al Terminale di Panigaglia, predisposte da GNL Italia (società 100% di proprietà
SRG)
ed
approvate
dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas con delibera
184/04.
La tematica dell’accesso alle
infrastrutture di rigassificazione presenta problematiche
molto differenti rispetto a
quelle che si riscontrano
nell’attività di trasporto.
In primo luogo il processo di
rigassificazione prevede la
trasformazione di carichi puntuali di Gas Naturale Liquefatto (GNL) in flussi continui
di gas naturale da immettere
in rete.
In secondo luogo, mentre due
soggetti titolari di capacità di
trasporto non si influenzano
nella definizione dei loro programmi (come se ciascun soggetto avesse a disposizione un
proprio tubo virtuale), gli utilizzatori dei terminali di rigassificazione possono, con il
proprio comportamento, condizionare l’operato degli altri
valutare opere e tempi necessari al potenziamento della rete esistente e/o alla realizzazione delle nuove infrastrutture. Si sottolinea come, trattandosi di capacità non esistente e non ancora in fase di
realizzazione, tutte le richieste
pervenute possono essere
soddisfatte.
Noti i tempi di realizzazione
della nuova capacità di trasporto, i soggetti interessati
possono decidere se stipulare
o meno i relativi contratti di
trasporto.
La stipula di tali contratti, che
prevedono l’impegno del trasportatore a realizzare la nuova capacità nei tempi stabiliti
e quello degli utenti a corrispondere relativamente alla
capacità sottoscritta e per
l’intera durata contrattuale le
tariffe di trasporto definite
dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, consente
l’avvio delle attività realizzative.
Accanto alle capacità contrattualizzate, è possibile prevedere anche la realizzazione di
capacità supplementari, da
vendere nell’ambito del processo e sulla base delle regole
di conferimento attualmente
previste dal Codice di Rete.
29
L R
S
riche, ha consentito di neutralizzare l’impatto del comportamento di un soggetto sulle
prestazioni acquisite da altri
operatori.
L’accesso alla capacità di rigassificazione così costruito fa
in modo che vengano univocamente determinate sia la
capacità complessiva del terminale che quella ancora disponibile per l’assegnazione.
Poiché la capacità di rigassificazione
viene
venduta
all’inizio dell’anno termico, in
una fase in cui gli operatori
non sono ancora in grado di
conoscere con certezza le date
in cui potranno effettuare le
discariche di GNL, è stato introdotto un mercato secondario della capacità molto flessibile.
Viene infatti data la possibilità agli utenti di cedere/acquisire sia gli slot e/o
frazioni decimali di slot sia gli
approdi
necessari
all’effettuazione delle discariche, praticamente senza vincoli temporali, anche a ridosso
della data effettiva di arrivo
delle navi metaniere.
I primi mesi di gestione del
terminale con le nuove regole
di accesso sembrano avvalorare la bontà delle scelte effettuate sia per quanto concerne
la modalità di vendita della
capacità sul mercato primario,
sia per quanto riguarda
l’operatività del mercato secondario, a cui gli operatori
(si
pensi
ad
esempio
all’impatto che un ritardo nella discarica di una nave metaniera ha sulle discariche successive).
Le modalità di accesso al terminale di Panigaglia sono state definite mutuando il sistema di accesso previsto negli
aeroporti nei quali le differenti compagnie aeree possono
atterrare e decollare esclusivamente all’interno di determinate finestre temporali preassegnate (“slot” di accesso).
Nello
specifico,
all’inizio
dell’anno termico, GNL Italia
provvede ad assegnare ai
soggetti richiedenti una capacità di ricezione e scarico
(m3liq/anno) espressa sotto
forma di “slot”, ciascuno dei
quali individuato da un giorno di calendario e da una capacità media di rigassificazione di 17.500 m3liq/giorno.
Oltre agli slot gli utenti devono acquistare i diritti di attracco delle navi metaniere
(approdi). La disponibilità
combinata di slot e approdi
da diritto agli utenti di presentare, con cadenza mensile,
i programmi di discarica.
L’accesso al servizio di rigassificazione mediante l’assegnazione di slot consente pertanto a ciascun utente di avere
delle finestre temporali di utilizzo del terminale “dedicate”.
Questo principio, unitamente
ad una serie di regole per la
programmazione delle disca30
L R
S
silmente allo scambio dei diritti acquisiti per adeguare i
loro programmi di discarica.
risultati assegnatari della capacità all’inizio dell’anno
termico hanno prontamente
aderito, provvedendo men-
31
L R
S
Ing. Tullio Fanelli, Componente
Autorità per l'energia elettrica ed
il gas
Si consideri un caso che appare
banale ma che a ben vedere non
lo è assolutamente: pensiamo
ad una centrale elettrica - ma lo
stesso discorso si potrebbe fare
anche per il settore del gas perfettamente allacciata e ad
una nuova per la quale deve essere ancora fatto l'allacciamento. Quanto all'impianto esistente, nessuno si è sinora chiesto
cosa succede dopo trenta o quarant'anni quando comunque
l'allacciamento andrà rinnovato. In genere appare normale
che il gestore o il distributore
sia
tenuto
a
rinnovare
l’investimento ed i relativi costi
siano sostenuti dal sistema. Al
contrario, nel caso dell'impianto
nuovo, molti ritengono ovvio
che sia il nuovo entrante a dover sostenere integralmente i
propri costi di allaccio. Questa
disparità non è corretta sotto il
profilo della concorrenza. Infatti, se l'impianto esistente avrà
sempre ripagati i propri costi
periodici di allacciamento e
diamo invece per scontato che il
nuovo entrante debba sostenere
tutti i propri costi di allaccio, si
introduce una difformità di
trattamento che risulta essere
una rilevante barriera all'ingresso. Su questa questione abbiamo aperto una riflessione ed
una consultazione e, a mio giudizio, è esemplare del possibile
conflitto tra efficienza e concorrenza.
In genere, quando si discute intorno alle regole che disciplinano l'accesso alle infrastrutture
di rete si fa spesso riferimento a
principi di natura generale, come ad esempio il principio sulla
parità di condizioni per gli operatori. Tuttavia, spesso si perde
di vista il fatto che queste regole possono avere effetti concreti
molto diversi. Occorre infatti
considerare anche il loro impatto su fattori come l'efficienza
del sistema, la concorrenza, la
sicurezza e la politica industriale.
Tra queste diverse prospettive
risulta normale che ognuno attribuisca la priorità a quella che
più si avvicina ai propri interessi.
Gli ex-monopolisti normalmente danno maggior importanza
al punto di vista dell'efficienza.
Essi cercano infatti di evidenziare il rischio di un eccesso di
investimenti e sostengono come, ad esempio, la soluzione
più efficiente consista nel rafforzare un collegamento esistente con una centrale già operativa, piuttosto che nella costruzione di una nuova linea. Il
che spesso è anche vero ma
comporta vantaggi competitivi
per chi è già nel mercato a danno dei potenziali nuovi entranti.
32
L R
S
un tubo esistente. Tuttavia,
sebbene il potenziamento delle
infrastrutture esistenti, sia la soluzione più efficiente, essa dà
un grande potere decisionale al
proprietario della rete, che in
questo caso è una rete internazionale, con larghi tratti al di
fuori della giurisdizione nazionale e comunitaria; il proprietario può decidere i tempi dell'operazione, l'eventuale rinvio o,
addirittura, la rinuncia all'investimento; può decidere con chi
contrattare l’accesso e a quali
condizioni; insomma può decidere chi, quando e come può
fargli “concorrenza”.
Passando al fattore della sicurezza è da notare che questo
punto di vista è stato troppo
spesso trascurato. E infatti evidente che ragionare in termini
di sicurezza richiede una visione generale, spesso non limitata
a livello solo settoriale - si pensi
alla scelta alternativa tra gas e
petrolio - e richiede la considerazione dell'evoluzione del sistema nel medio/lungo termine. In passato, tali aspetti erano
compresi nella definizione dei
piani energetici che arrivavano
al punto di essere piani di investimento; in seguito questi piani
sono venuti meno sia per l'emergere di una sensibilità contraria ad un'eccessiva pianificazione, sia per l’evidente contrasto con l’apertura dei mercati
energetici. Rinunciando alle
pianificazioni più o meno di
dettaglio, si è tuttavia rinuncia-
Tale conflitto è in realtà ricorrente in numerose situazioni e,
come accennavo, spesso utilizzato dai soggetti dominanti. Il
retro pensiero latente è che
questo conflitto sia evidenziato
ed utilizzato in quanto costituisce uno dei modi più semplici
per limitare la concorrenza.
Agire lato offerta, se si guarda
alla storia dei monopoli, è proprio il metodo più facile per
mantenere stretto il proprio potere e la propria dominanza: è
quindi in quest'ottica che è possibile leggere alcuni comportamenti che sono stati adottati
anche in Italia.
Si pensi alle modalità di pagamento degli allacciamenti nel
settore elettrico: fino a non molti anni fa un nuovo impianto di
produzione di energia per essere allacciato doveva pagare il
costo del collegamento alla rete
più vicina più una quota di costi storici della rete di altissima
tensione più una serie di altri
costi che, alla fine, potevano in
casi estremi risultare superiori
allo stesso costo di costruzione
dell'impianto, disincentivandone quindi la realizzazione. Solo
grazie all’intervento dell’Autorità si è posto fine a questo
fenomeno.
Nel settore del gas, considerato
che nel nostro Paese l’accesso al
mercato significa poter importare, la costruzione di un ulteriore metanodotto di importazione è senza dubbio più costosa rispetto al potenziamento di
33
L R
S
to anche a una qualunque forma di programma o di indirizzo e si è quindi perso lo sguardo generale sull'evoluzione delle infrastrutture con la conseguenza di scontrarsi duramente
con la realtà laddove l'insufficienza della dotazione infrastrutturale porti ad avvenimenti più o meno gravi, alcuni realmente accaduti altri solo rischiati. Il riferimento, oltre che
al settore elettrico, è al settore
del gas in cui l'infrastruttura di
stoccaggio e di importazione ha
mostrato tutti i propri limiti durante il passato inverno caratterizzato peraltro da temperature
solo leggermente più basse della media. Solo pochi giorni in
più di freddo intenso avrebbero
comportato la necessità di assumere provvedimenti ben più
gravosi che la sola attivazione
delle forniture interrompibili.
Lo sguardo sulla sicurezza,
purtroppo, viene oggi dato solo
quando se ne ha veramente evidenza mentre invece di ciò
dovrebbe tenersi conto anche
nella determinazione di tutte le
regole, incluse quelle di connessione.
Anche rispetto alle problematiche di politica industriale l'accesso risulta essere di importanza fondamentale. Citavo
prima il fatto che nel settore
del gas creare nuova offerta significa creare una nuova infrastruttura di importazione:
ciò comporta costi di investimento che ricadono sul sistema
i quali, tuttavia, potrebbero essere più che compensati dalle
riduzioni di prezzo dovute ad
un incremento della concorrenza. Sotto un diverso profilo,
pensiamo per esempio al fatto
che la necessaria capacità di infrastrutture viene stimata nel
nostro Paese sempre e solo in
una logica di soddisfacimento
della domanda interna. Ragionando al contrario sulle opportunità provenienti dal mercato
europeo e sul fatto che l'Italia
rappresenta una importante
frontiera geografica di questo
mercato, il transito del gas non
dovrebbe essere più limitato al
soddisfacimento della sola domanda interna. Emerge quindi
un ruolo dell'Italia come paese
trasportatore, come già avviene
per la Tunisia che addirittura
riceve una certa percentuale di
gas come corrispettivo per l'attraversamento del proprio territorio.
Dato questo possibile ruolo dell'Italia nel mercato europeo del
gas, ne deriva di conseguenza
che disegnare le regole di accesso significa anche fare politica
industriale.
34
L R
S
Sergio Garribba, Direttore generale DGERM Ministero delle Attività produttive∗
ne è da preferire poichè consente di dare un valore ai punti di
ingresso e di uscita al fine di
inviare dei segnali effettivi su
quelle che sono le esigenze di
sviluppo. Nel caso della rete di
trasporto del gas, non esiste
una concessione. Al limite potranno esserci delle reti in concorrenza tra loro nel sistema
nazionale. In questi settori le reti non rappresentano un monopolio naturale, piuttosto sono
da assimilare a monopoli tecnici. Ciò dipende dal fatto che
tutto il mercato unico europeo è
basato sull’identificazione di
una grande rete di trasporto che
deve essere europea, sulla separazione di questa e quindi sui
collegamenti delle rete nazionali. Laddove mancasse il collegamento tra reti, l’intera costruzione del mercato unico
europeo verrebbe a cadere. Se si
effettua un confronto seppur
superficiale tra UE e Stati Uniti,
si può notare come in Europa in
pochi anni siano stati fatti molti
passi in avanti verso il mercato
unico dell’energia elettrica,
seppur con lacune, ma comunque molto più di quanto sia avvenuto negli Stati Uniti, dove il
principio della indipendenza ed
unicità della rete elettrica non è
mai stato affermato. E’ importante
chiarire
come
l’indipendenza, la neutralità e
l’unicità della rete vadano in
qualche modo salvaguardate,
anche se tale salvaguardia rap-
Le reti costituiscono un tema
classico della regolazione e della politica energetica.
Un primo aspetto interessante
da analizzare riguarda il concetto di indipendenza. Sull’indipendenza delle reti si è iniziato a discutere con la legge costitutiva dell’autorità di regolazione dell’energia elettrica e
gas. Si è posto allora il problema dell’indipendenza, della
neutralità e del suo significato.
Il problema delle reti è stato affrontato lungo tre linee direttrici: a) l’accesso b) l’utilizzo e la
tariffazione c) le connessioni ed
interconnessioni.
Per ciò che concerne l’accesso è
essenziale avere un sistema tariffario premiante, ad esempio
un sistema price cap con tariffa
unica nazionale, come previsto
dalla legge istituitiva dell’autorità italiana. E’ opportuno citare la differenza tra il regime
tariffario che è stato adottato
per la rete di trasporto energia
elettrica e la rete nazionale di
trasporto del gas. La prima ha
la cosiddetta tariffa unica di tipo postale mentre la seconda ha
un sistema di tariffazione con
condizioni di entrata e di uscita.
Quest’ultimo tipo di tariffazio-
∗
Testo non revisionato da parte del
relatore
35
L R
S
tori, dei venditori e, al limite,
dei traders. Ad esempio, nel
settore elettrico sono stati posti
dei limiti ai diritti di voto introducendo il voto di lista. In
questo modo si riteneva di poter limitare questi interessi particolari, tuttavia tali rimedi si
sono
dimostrati
inefficaci.
L’altro interrogativo riguarda
l’esistenza di garanzie sufficienti per gli utenti. Si è discusso
sulle regole di governance del
soggetto unificato al fine di
rappresentare anche gli interessi degli utenti. Esiste un bilanciamento ambiguo tra gli interessi shareholders and stakeholders. Se i secondi sono troppo importanti, i primi si trovano con un asset il cui valore sul
mercato finanziario ne risulta
diminuito. Questo concetto è
stato discusso a lungo tra il Ministero attività produttive e
quello delle Finanze. Nelle
grandi reti di trasporto poi interviene un terzo tipo di problema, quello della dimensione
della rete. In Europa, i soggetti
proprietari e gestori delle reti
rimarranno nazionali, regionali
oppure la politica sarà proiettata su altre reti europee? Tale
questione andrà affrontato fissando una politica comune che
fornisca anche gli strumenti per
attuarla. Nel settore del gas si
sta attualmente discutendo un
modello per Snam rete gas che
prevede tra l’altro diversi limiti
all’azionariato. Il caso della rete
gas è molto diverso della rete
presenta un costo in termini di
possibilità di sviluppo ed espansione della rete. Sempre
per quanto riguarda la dinamica della rete, è fondamentale
che vi siano degli standard di
qualità, cioè che il servizio fornito secondo una logica monopolista sia un servizio che risponda a certi standard, non
potendo esistere un servizio alternativo. Altro aspetto nuovo,
sorto in Italia quanto si è separata la rete di trasporto da quelli che erano gli interessi degli
ex-monopolisti, è il problema
della gestione delle reti da parte
di soggetti privati. La privatizzazione delle grandi reti di trasporto di energia e gas è un
problema sorto recentemente
che ha creato nel nostro paese
elementi di conflittualità tra il
gestore della rete di trasmissione e Terna. Si era pensato che la
separazione rendesse il gestore
in qualche modo un’entità eterea, per definizione lontano da
ogni tipo d’interesse. Non si è
compreso tuttavia che il gestore
potesse non essere incentivato
ad effettuare investimenti sulla
rete. La separazione si è quindi
dimostrata un elemento di impedimento sia allo sviluppo che
all’efficienza gestionale. In merito alla privatizzazione, due
sono gli interrogativi principali.
Il primo, è come fare in modo
che le reti di trasporto nazionali
non diventino espressione degli
interssi particolari di alcuni
soggetti quali quelli dei produt36
L R
S
strumenti garantistici verso diversi stakeholders. Al contrario
questo non accade nel caso
dell’energia, dove mancano alcuni elementi fondamentali. Ad
esempio, i sistemi di misura sono ancora collegati alle concessioni non permettendo una
chiara separazione tra rete di
distribuzione e la cosiddetta attività di vendita o retail. Altra
questione da analizzare è lo sfasamento temporale tra gli investimenti in infrastruttura e la
capacità di generazione. La liberalizzazione
dei
mercati
dell’energia elettrica e del gas è
di recente attuazione nella stragrande maggioranza dei paesi.
E’ probabile che per tale motivo
non sia stato ancora ben compreso come garantire lo sviluppo dell’infrastruttura.
L’esperienza italiana di questi
ultimi anni soprattutto nel settore elettrico, mostra degli sfasamenti temporali tra rete ed
impianti. In Italia abbiamo
20.000 megawatt di impianti di
generazione approvati, alcuni
dei quali saranno attivi già dalla metà del 2006. A fronte di tale capacità di generazione non
esiste tuttavia una rete in grado
di trasportare l’energia elettrica
che verrà prodotta. Questa situazione ha portato una situazione d’incertezza tra i soggetti
proprietari degli impianti che
entreranno in servizio, i quali
non hanno la reale conoscenza
su quali impianti saranno effettivamente dispacciabili.
elettrica: l’elettricità infatti non
può essere stoccata. Bisognerà
approfondire il sistema degli
stoccaggi nella rete del gas.
Snam rete gas non può rimanere assolutamente indipendente
dalla fase di stoccaggio, dovrà
esserci qualche punto di contatto. Inoltre anche Snam, dopo
essersi affermata come soggetto
egemone nazionale, dovrà scegliere se attuare o meno una
politica espansiva in Europa.
Un altro argomento interessante riguarda il mercato delle
vendite. Le ultime due direttive
europee per il mercato unico
considerano anche il cosiddetto
retail market. Il mercato al dettaglio richiede chiarezza sulle
reti di distribuzione. Nel settore
del gas sono stati ottenuti risultati soddisfacenti col decreto legislativo di attuazione della
prima direttiva europea, cosicché il mercato al dettaglio è nato in modo quasi spontaneo,
salvo i vincoli verso l’incumbent per tutelare i new entrants.
Il Decreto Letta (dlg 23 maggio
2000 n.164) prevede infatti la
separazione netta tra le attività
di distribuzione e le attività di
vendita. Si è orientati verso una
scelta di campo ben precisa e
chiara del mercato al dettaglio
prevedendo inoltre l’autoregolazione attraverso codici di
stoccaggio, di distribuzione e di
rete, nonché attraverso il contratto di servizio. In altri termini, sono previsti una serie di
37
L R
S
conservando una logica di mercato concorrenziale anche dal
punto di vista delle tariffe.
Questo è uno dei gravi problemi che abbiamo di fronte, il
quale porta a chiederci quali
siano i limiti di un sistema che
si liberalizza, che si apre alla
concorrenza e che si affida al
gioco dei prezzi della merce sui
sistemi borsistici, anche considerando quelle che sono le esigenze di un problema infrastrutturale. In alcuni casi le liberalizzazioni sono state concepite in un assetto statico,
mentre in realtà l’assetto da esaminare è dinamico, cambia
continuamente. Per superare tale errore, bisogna considerare il
processo di liberalizzazione dei
mercati come un processo in
continuo movimento. La concorrenza perfetta rappresenta
quindi un obiettivo tendenziale,
al quale ancora non si è arrivati.
Potremmo avere lo stesso problema che riscontriamo in modo evidente nel settore elettrico,
anche nel settore del gas. E’ stato approvato ed autorizzato per
la costruzione un terminale di
rigassificazione a Porto Virola
(lago di Rovigo) mentre altri
potrebbero essere approvati in
Toscana e Sicilia. Questi terminali saranno costruiti nel prossimo futuro, nel giro di tre o
quattro anni. A quel punto la
rete nazionale di trasporto del
gas sarà probabilmente congestionata e non ci sarà possibilità
di trasportare in modo efficiente questo gas. Inoltre, nel caso
del gas questo stesso problema
sussiste
anche
per
l’infrastruttura di stoccaggio.
La preoccupazione che qualsiasi governo dovrebbe avere è
quella di far si che i tempi di
sviluppo dell’infrastruttura siano tra di loro coerenti, sia pure
38
L R
S
Le iniziative svolte nell’ambito del
LABORATORIO SUI SERVIZI A RETE
1.
2.
3.
4.
5.
La rete di trasmissione e l’efficienza del sistema elettrico (20 novembre 2002 – mattina)
Relatori/Discussant:
a. Francesco Silva;
b. James Bushnell;
c. Luigi Prosperetti.
Problematiche regolamentari nel radiomobile (15 gennaio 2003 –
pomeriggio)
a. Christian Hocepied;
b. Sabino Cassese;
c. Luigi Prosperetti;
d. Vittorio Colao;
e. Mauro Sentinelli.
La regolazione dell’energia in Italia: un primo bilancio (19 febbraio
2003 – mattina)
a. Jorge Vasconcelos;
b. Sabino Cassese;
c. Luigi Prosperetti;
d. Massimo Romano;
e. Giuseppe Gatti;
f. Pippo Ranci.
La regolazione delle tlc in Italia: un primo bilancio (14 marzo 2003 –
mattina)
a. Andrea Oglietti;
b. Enzo Pontarollo;
c. Claudio Leporelli;
d. Luigi Prosperetti;
e. Antonio Pilati.
La liberalizzazione del trasporto ferroviario (7 maggio 2003 – mattina)
a. Vincenzo Patrizii;
b. Giovanni B. Nuzzi;
c. Giuseppe Sciarrone;
d. Giancarlo Laguzzi;
e. Mario Sebastiani.
39
L R
S
6.
Regulatory approaches in the perspective of access and content providers convergence (11 giugno 2003 – pomeriggio)
a. Roberto Pardolesi;
b. David McGowan;
c. Roberto Viola;
d. Andrea Camanzi;
e. Giuseppe Sammartino;
f. Andrea Costa.
7. Il punto sulla regolamentazione (24 giugno 2003 – mattina)
a. Gustavo Ghidini;
b. Sabino Cassese;
c. Robert Baldwin;
d. Roberto Pardolesi;
e. Marcello Clarich;
f. George Yarrow;
g. Francesco Silva;
h. Luigi Prosperetti;
i.
Fabio Gobbo.
8. Servizi postali (9 luglio 2003 – mattina)
a. Vincenzo Visco Comandini;
b. Gregory Sidak;
c. Enzo Cardi;
d. Marco D’Alberti;
e. Livia Magrone.
9. La moltiplicazione dei regolatori nelle tlc (22 ottobre 2003 – mattina)
a. Sabino Cassese;
b. Bianca Maria Martinelli;
c. Giovanni Calabrò;
d. Andrea Camanzi;
e. Fabio Macaluso;
f. Alessandra Vulterini;
g. Luigi Prosperetti.
10. I servizi pubblici locali: “molto rumore per nulla”? (18 novembre
2003 – mattina)
a. Sabino Cassese;
b. Michele Grillo;
c. Giulio Napolitano;
d. Marco Dugato;
e. Andrea Zoppini;
f. Andrea Pezzoli;
g. Fabio Gobbo.
40
L R
S
11. Il settore idrico: quanta acqua sotto i ponti? (10 dicembre 2003 – mattina)
a. Sabino Cassese
b. Laura Castellucci;
c. Alfredo Fioritto;
d. Michael Saunders;
e. Giovanni Fraquelli;
f. Giuseppe Caia;
g. Gioacchino Gabbuti;
h. Andrea Lolli;
i.
Gilberto Muraro;
j.
Fabio Gobbo.
12. Settore elettrico: luci ed ombre di una liberalizzazione incompiuta
(27 gennaio 2004 – mattina)
a. Sabino Cassese;
b. Fabio Gobbo;
c. Alberto Biancardi;
d. Alberto Clô;
e. Carlo Malinconico;
f. Luigi Prosperetti;
g. Sergio Garribba;
h. Carlo Andrea Bollino;
i.
Massimo Romano.
13. Titolo V della Costituzione e sviluppo delle reti (3 marzo 2004 – mattina)
a. Sabino Cassese;
b. Pippo Ranci;
c. Alfredo Macchiati;
d. Fabio Gobbo;
e. Andrea Camanzi;
f. Andrea Costa;
g. Luigi Prosperetti;
h. Antonio Bernardi;
i.
Roberto Pardolesi.
14. La legge Gasparri (31 marzo 2004 – mattina)
a. Sabino Cassese;
b. Antonio Pilati;
c. Ottavio Grandinetti.
41
L R
S
15. Le imprese del settore delle tlc parlano alle istituzioni (21 aprile 2004
– mattina)
a. Fabio Gobbo;
b. Roberto Pardolesi;
c. Giulio Napolitano;
d. Antongiulio Lombardi;
e. Andrea Camanzi;
f. Biancamaria Martinelli;
g. Giovanni Amendola;
h. Francesca Quadri;
i.
Vincenzo Lo Bianco.
16. Quale mercato per i servizi postali? (26 maggio 2004 – mattina)
a. Sabino Cassese;
b. Vincenzo Visco Comandini;
c. Sture Wallander;
d. Robert Cohen;
e. Ugo Arrigo;
f. Enzo Cardi;
g. Livia Magrone;
h. Bruno Spadoni.
17. Gli aeroporti tra mercato e servizio (22 giugno 2004 – pomeriggio)
a. Fabio Gobbo:
b. Alberto Clô:
c. Mario Sebastiani:
d. Giovanni Paramithiotti;
e. Guido Stazi;
f. Diego Piacentino;
g. Leopoldo Conforti;
h. Andrea Belardini;
i.
Silvano Manera;
j.
Angelo Nicoletti.
18. Liberalizzazione e Regolazione del Settore del Gas (27 ottobre 2004 –
mattina)
a. Luigi Prosperetti;
b. Giovanni Calabrò;
c. Claudio di Macco;
d. Pippo Ranci;
e. Yvonne Barton;
f. Massimo Romano.
42
L R
S
19. Digital Rights Management: verso un’egemonia del controllo privato delle informazioni digitali? (17 novembre 2004 – mattina)
a. Roberto Pardolesi;
b. Roberto Caso;
c. Andrea Rossato;
d. Giovanni Ramello;
e. Massimiliano Granieri;
f. Andrea Giannaccari;
g. Giovanni Pascuzzi.
20. Esperienze di tutela della concorrenza in Italia (15 dicembre 2004 –
mattina)
a. Franco Locatelli;
b. Marco D’Alberti;
c. Fabio Gobbo;
d. Michele Grillo.
21. Gli standard ambientali nei servizi a rete: vincolo od opportunità?
(26 gennaio 2005 – mattina)
a. Fabio Gobbo;
b. Marcello Clarich,
c. Alessandro Corsi,
d. Laura Castellucci,
e. Paolo Dell’Anno,
f. Giulio Napolitano.
22. Il Trasporto Pubblico Locale: risultati e prospettive (1° marzo 2005 –
mattina)
a. Fabio Gobbo;
b. Andrea Boitani;
c. Giuliano Fonderico;
d. Linda Lanzillotta;
e. Guido Stazi;
f. Vincenzo Visco Comandini.
23. Le regole di accesso alle reti nei settori dell'energia (23 marzo – mattina)
a. Fabio Gobbo;
b. Alberto Biancardi;
c. Francesco Lo Passo;
d. Luca D'Agnese;
e. Paolo Mosa;
f. Tullio Fanelli;
g. Sergio Garribba.
43
L R
S
Gli sponsor delle attività del LSR – Company Profile∗
Per il 2005 hanno finanziato le attività del LSR:
Enel: l’Ente Nazionale per l'Energia Elettrica nasce nel 1962, con il compito di
esercitare le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell'energia elettrica. Nel 1992, cambia l'assetto giuridico-istituzionale del settore elettrico nazionale ed Enel diventa Società
per Azioni. Nel 1999, il settore elettrico nazionale viene liberalizzato ed Enel partecipa attivamente a questo processo, e alla definizione della nuova architettura
del sistema elettrico nazionale. Attualmente la missione di Enel è quella di essere
il più efficiente produttore e distributore di elettricità e gas, orientato al mercato e
alla qualità del servizio, con l’obiettivo di creare valore per gli azionisti, di soddisfare i clienti e di valorizzare tutte le persone che vi lavorano.
FS: nata come amministrazione autonoma nel 1905, FS ha assunto dapprima
(1985) la forma di ente pubblico economico e in seguito (1992) quella di Società
per Azioni a totale partecipazione pubblica. Attualmente, FS è chiamata ad operare in uno scenario economico caratterizzato dalla liberalizzazione e dalla concorrenza. La missione del Gruppo si fonda dunque sui medesimi valori di ogni altra
azienda che deve misurarsi responsabilmente con il mercato, con il proprio azionista, con il personale quali la centralità del cliente, la qualità dei prodotti e dei servizi offerti, il rigore nella gestione economica, l’innovazione, la razionalizzazione
dei processi industriali. Il Gruppo intende confermare la propria leadership nella
comunità e nel mercato e interpretare le istanze di cambiamento in modo coerente
e tempestivo.
GRTN: il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) è una Società
per Azioni, istituita con il d.lgs. 79/99 ed operativa dal 1° aprile del 2000, sorta
nell'ambito della riorganizzazione del sistema elettrico. Le attività del GRTN riguardano la trasmissione di energia elettrica sulla rete ad alta ed altissima tensione, la cui gestione è stata affidata alla società in regime di concessione ed il dispacciamento, attività quest'ultima che coordina il funzionamento degli impianti
di produzione, della rete di trasmissione nazionale e delle reti ad essa connesse e
dei servizi ausiliari del sistema elettrico. La missione del GRTN consiste nel garantire un servizio di pubblica utilità attraverso l'attività di trasmissione e dispacciamento di energia elettrica e la gestione unificata della rete di trasmissione
nazionale ad alta ed altissima tensione.
∗
I profili qui riportati sono tratti dai siti internet degli operatori.
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Telecom è uno dei principali gruppi europei operanti nell’Information and Communication Technology. Il gruppo, operante da più di cento anni nel settore delle
telecomunicazioni è oggi presente significativamente nel mondo dei media e di internet e coinvolge operatori del calibro di Tim, Finsiel, Olivetti Tecnost, Telecom
Italia Lab, Telecom Italia Media. Attualmente, Telecom si propone di offrire tecnologie e servizi sempre più avanzati, assicurando un’opportunità di crescita per
sé e per l’intero Paese. Alla crescita economica e civile della società, esso intende
contribuire, mettendo a disposizione il proprio patrimonio di competenze e tecnologie, anche in campi come la cultura, le iniziative sociali, sportive, didattiche, la
ricerca scientifica.
Tim è tra i più importanti operatori di telefonia mobile sia a livello nazionale che
Europeo. Opera inoltre anche in aree quali il bacino del Mediterraneo e il Sud
America. Costituita nel luglio del 1995 per scissione parziale del business delle attività radiomobili di Telecom Italia, TIM ha lanciato il servizio radiomobile nell'aprile del 1990 su rete analogica (TACS 900 Mhz) e nell'aprile del 1995 ha avviato il servizio su standard GSM. Nell'ottobre del 2000 TIM si è aggiudicata
una delle licenze UMTS poste in gara dal Governo Italiano. In un contesto competitivo caratterizzato da un elevato grado di penetrazione ed in rapida evoluzione
tecnologica, l'attenzione da parte del management è rivolta allo sviluppo dell'innovazione al fine di proporsi quale promotore nel processo di accelerazione degli
sviluppi del settore TLC.
Dopo aver acquisito la licenza UMTS con il nome di Andala nel novembre 2000
con un'offerta di 3,2 miliardi di euro, 3 si è affermato come il principale operatore
di Mobile Video del mercato italiano. 3 Italia è controllata dal gruppo Hutchison
Whampoa, la multinazionale con sede a Hong Kong che, oltre ad essere titolare di
10 licenze UMTS nel mondo, opera in diversi settori industriali: porti, energia,
immobiliare, turismo, grande distribuzione e telecomunicazioni. In Italia, Hutchison Whampoa ha realizzato il più grande investimento estero dai tempi del
piano Marshall. Nel mercato italiano, 3 punta sulla realizzazione di nuovi standard di innovazione ed eccellenza nella qualità del servizio e della rete, sulla creazione di un'offerta all'insegna della trasparenza, della semplicità e della convenienza di prezzo, e sullo sviluppo di un portafoglio di servizi tagliati su misura
per le esigenze del mercato.
Wind: fondata nel 1997, è l'unico operatore Europeo che offre servizi integrati di
telefonia fissa, mobile ed internet. Detiene la più estesa ed articolata rete di telecomunicazioni tra gli operatori non dominanti. È il primo operatore alternativo
sul mercato di telefonia fissa, è al primo posto in Italia tra i portali internet (Libero) ed è al terzo posto tra i maggiori Internet Service Provider (ISP) italiani.
Wind è anche il terzo operatore mobile italiano. La filosofia alla base delle strategie Wind è imperniata sui seguenti principi: superare l'esistente rompendo con le
regole tradizionali delle telecomunicazioni per creare nuovi spazi di mercato, rappresentare l’operatore che garantisce l’accesso unico alla comunicazione indipendentemente dalla tecnologia utilizzata e privilegiare l'essere umano per soddisfare
i bisogni delle persone e valorizzarne la creatività.
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Le regole di accesso alle reti nei settori dell`energia

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