COMMISSIONE ENERGIA - CONFARTIGIANATO

1. COMMISSIONE ENERGIA - CONFARTIGIANATO (ALCUNE) TEMATICHE DI INTERESSE PER I CONSUMATORI NEL MERCATO ELETTRICO Autorità per l’energia elettrica e il gasDIREZIONE ENERGIA ELETTRICA Milano, 6 giugno 2006

2. Indice • Mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e promozione della concorrenza nell’offerta • Mercato per il servizio di dispacciamento • Assetti e funzioni nel mercato retail – orizzonte 2007 • Emission trading

3. Mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e promozione della concorrenza nell’offerta

4. Indice (Mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e promozione della concorrenza) • Caratteristiche del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica • Il potere di mercato • Ribaltamento costi dell’energia elettrica: mercato vincolato

5. Caratteristiche del sistema elettrico • Caratteristiche peculiari • Uso di un’infrastruttura condivisa • Estrema onerosità dello stoccaggio • Scarsa elasticità della domanda • Costi fissi rilevanti • Tempi lunghi di ingresso di nuova capacità • Effetti • Forte segmentazione del mercato (no stoccaggio/ostacoli ad arbitraggio intertemporale & congestioni sulla rete/ostacoli ad arbitraggio geografico) • Lenta trasformazione contesto competivivo

6. Il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica • Il mercato all’ingrosso è costituito dall’insieme di contratti di compravendita di energia elettrica stipulati da operatori che dispongono di fonti primarie di energia (generazione nazionale e importazioni) da un lato, e grandi clienti industriali, Acquirente Unico e grossisti dall’altro. • Si tratta di contratti conclusi sia nei mercati dell’energia (MGP e MA), sia al di fuori dei medesimi tramite contrattazione bilaterale. • I soggetti che sottoscrivono contratti di compravendita di energia elettrica sono detti, ai sensi della regolamentazione vigente, operatori di mercato.

7. L’assetto del mercato e gli operatori LATO OFFERTA • i generatori nazionali, compresi i soggetti che operano tramite contratti di tolling; • i grossisti che acquistano energia estera LATO DOMANDA • l’AU; • i clienti idonei che ricorrono direttamente all’approvvigionamento senza alcuna forma di intermediazione; • i grossisti nazionali ed esteri che operano su mandato dei clienti idonei finali.

8. Prezzo di acquisto su MGP (PUN) Fonte: GME

9. Concentrazione nell’offerta

10. Concentrazione nell’offerta (II)

11. Indice (Mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e promozione della concorrenza) • Caratteristiche del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica • Il potere di mercato • Ribaltamento costi dell’energia elettrica: mercato vincolato

12. Una criticità endemica per lo sviluppo della concorrenza nel settore energetico • La contendibilità del mercato è uno dei presupposti per un solido e reale sviluppo della concorrenza; • La scarsa contendibilità del mercato è, d’altra parte, una delle caratteristiche del mercato dell’energia elettrica all’ingrosso in generale e di quello italiano in particolare; • L’assenza di coperture dal rischio mercato di lungo termine aumenta il rischio cui sono esposti i nuovi entranti in un mercato i cui prezzi hanno già dimostrato di non rispondere alle dinamiche concorrenziali e di essere quindi caratterizzati da una elevata imprevedibilità (su orizzonti medio-lunghi); • La promozione della concorrenza passa, quindi, anche attraverso la promozione di strumenti che incentivino le contrattazioni a lungo termine.

13. La vulnerabilità del mercato elettrico all’esercizio del potere di mercato • l’esercizio del potere di mercato (su archi temporali circoscritti/su specifiche aree o segmenti di mercato)  rilevanti trasferimenti di ricchezza dai consumatori ai produttori vanificando i benefici attesi dalla liberalizzazione del settore • L’individuazione della posizione di ciascun operatore sul mercato, consente di analizzare le strategie commerciali e l’eventuale esercizio di potere di mercato nell’approvvigionamento della domanda intermedia. • Solo risalendo all’offerta di energia elettrica per il mercato all’ingrosso risulta stimabile la reale capacità degli operatori di competere su tale mercato, di adottare strategie commerciali aggressive o accomodanti, ovvero di assumere il ruolo di leader nel dettare tali politiche.

14. Potere di mercato nel mercato elettrico italiano • L’indagine conoscitiva AEEG-AGCM ha identificato quattro mercati geografici rilevanti nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica: • Macronord: Nord + Turbigo + Monfalcone • Macrosud: Centro Nord + Piombino + Centro Sud + Sud + Rossano + Brindisi • Macrosicilia: Sicilia + Priolo + Calabria • Sardegna • La struttura del mercato elettrico italiano è tale da incentivare l’esercizio del potere di mercato poiché: • esiste un operatore assolutamente indispensabile al soddisfacimento del fabbisogno (specie nella macrosud); • l’orizzonte annuale della contrattazione a termine esaspera il problema strutturale in termini di incentivo all’esercizio del potere di mercato.

15. Come affrontare l’esercizio del potere di mercato? • Interventi tesi alla riduzione strutturale del potere di mercato detenuto dagli operatori: • cessione a terzi di capacità produttiva (vendita di impianti) • cessione a terzi della sola disponibilità di capacità produttiva • regolamentazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico

16. CfD a due vie e VPP (I) • I CfD (a due vie) fissano il prezzo di un bene per un determinato periodo. Viene individuato un valore di prezzo (strike price) rispetto al quale le controparti che hanno concluso il CfD si regolano le differenze rispetto al valore del bene su un mercato predefinito (tipicamente MGP) • Qualora i CFD siano conclusi da un operatore con disponibilità di capacità produttiva, il cedente non avrà interesse a presentare offerte con prezzo superiore ai propri costi variabili, almeno fino a concorrenza della quantità di energia elettrica oggetto di CFD • I VPP sono contratti simili a contratti differenziali, ma hanno la natura di opzioni esercitabili dall’acquirente. Questi contratti prevedono che il cedente versi all’acquirente l’eventuale differenza, se positiva, tra il prezzo di mercato e il prezzo pattuito nel contratto (strike price)

17. CfD a due vie e VPP (II) • I VPP possono prevedere eventualmente la facoltà dell’acquirente di richiedere al produttore la presentazione di un programma di immissione pari alla quantità contrattuale per cui l’acquirente ha deciso di esercitare l’opzione invece che la restituzione della differenza , se positiva, tra il prezzo di mercato e il prezzo pattuito nel contratto (strike price) • I VPP sterilizzano l’incentivo del cedente che sia anche produttore, relativamente alla quantità contrattuale, a presentare offerte in Borsa con prezzi superiori allo strike price • Si deve tuttavia considerare che i produttori hanno comunque interesse a esercitare il loro potere di mercato ex ante, ovvero nel momento della stipula dei contratti. L’intervento del regolatore si rende dunque necessario e fondamentale se si vuole che questi contratti (VPP o CFD) siano sottoscritti a prezzi che non riflettano l’esercizio di potere di mercato

18. Indice (Mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e promozione della concorrenza) • Il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica • Il potere di mercato • Ribaltamento costi dell’energia elettrica: mercato vincolato

19. Determinazione degli oneri di approvvigionamento per i clienti vincolati • Elemento PC della tariffa per i clienti vincolati è determinato come costo medio ponderato di approvvigionamento dell’Acquirente unico, sulla base del portafoglio di approvvigionamento dell’Acquirente Unico • All’inizio di ciascun trimestre: • viene effettuata la stima del costo medio di approvvigionamento; • viene calcolata la differenza tra il costo medio di approvvigionamento stimato ex ante e il costo medio effettivo (recupero); • Eventuali differenze non recuperate nel corso dell’anno finiscono nel meccanismo di perequazione

20. Mercato per il servizio di dispacciamento

21. Indice (MSD) • Dispacciamento – andamento MSD • Ribaltamento oneri disp.: mkt libero e vincolato • Andamento elemento OD e stime prospettiche

22. Prezzi medi e volumi MSD (1) • Nel medio periodo, si osserva un trend ascendente dello spread fra prezzo medio a salire e prezzo medio a scendere (prezzo a scendere sostanzialmente stabile vs. prezzo a salire crescente); • L’incremento dello spread fa lievitare l’onere per la ricostituzione dei margini di riserva su MSD a programma • Tale onere si scarica a valle nel corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento;

23. Prezzi medi e volumi MSD (2) • Nei primi due mesi 2006 si ha un aumento anomalo del prezzo medio a salire • Le spinte al rialzo si esauriscono nella seconda metà di marzo, riportando il valor medio mensile ai livelli di gennaio; • Tali aumenti paiono riconducibili agli effetti del decreto “emergenza gas” e alle tensioni nei mercati dei combustibili; • Tuttavia: necessità di un attento monitoraggio

24. Prezzi medi e volumi nella fase di programmazione del MSD/1 FONTE: TERNA

25. Prezzi medi e volumi nella fase di gestione in tempo reale del MSD/2 FONTE: TERNA

26. Indice (MSD) • Dispacciamento – andamento MSD • Ribaltamento oneri disp.: mkt libero e vincolato • Andamento elemento OD e stime prospettiche

27. Determinazione degli oneri di dispacciamento per i clienti vincolati (1) • Elemento OD della tariffa, a copertura dei costi di dispacciamento: • penalità da sbilanciamento; • corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel MSD (uplift) • corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali • Nessuna discriminazione tra libero e vincolato: • il costo sostenuto dall’AU quale utente del dispacciamento per il mercato vincolato è trasferito interamente sui clienti; • costi di dispacciamento per vincolato: stima ex-ante + conguaglio trimestrale + perequazione

28. Determinazione degli oneri di dispacciamento per i clienti vincolati (2) • Eventuali discrepanze tra l’elemento OD e il costo di dispacciamento pagato mensilmente dai clienti del mercato libero possono risultare dalla differente tempistica di determinazione e attribuzione dei tali costi • Per i clienti del mercato libero i corrispettivi di dispacciamento sono pagati ex post sulla base dei costi effettivi sostenuti da Terna.

29. Indice (MSD) • Dispacciamento – andamento MSD • Ribaltamento oneri disp.: mkt libero e vincolato • Andamento elemento OD e stime prospettiche

30. Andamento dei costi di dispacciamento AU • Gli incrementi registrati del costo medio di dispacciamento negli ultimi mesi sono il riflesso del descritto aumento degli oneri di approvvigionamento in MSD; • L’Autorità sottoporrà comunque ad un attento monitoraggio gli esiti del mercato per il servizio di dispacciamento nei prossimi mesi per verificare se l’aumento dei prezzi sia stato effettivamente determinato da elementi congiunturali o debba piuttosto essere ascritto a problemi strutturali di tale mercato, anche connessi alla scarsa concorrenzialità del medesimo.

31. Andamento del corrispettivo di dispacciamento AU al netto degli sbilanciamenti 6 5,5 5 4,5 4 €/MWh 3,5 3 2,5 2 1,5 gen-05 apr-05 lug-05 ott-05 gen-06 apr-06 lug-06 ott-06 consuntivi previsioni

32. Assetti e funzioni nel mercato retail Orizzonte 2007

33. Mercato della vendita dell’energia elettrica al dettaglio (cd retail) (I) • La nuova sfida dal 1 luglio 2007  completa liberalizzazione dei mercati elettrici • Non implica assenza di regolamentazione ma cambiano gli obiettivi dell’intervento regolatorio • Gli interventi regolatori devono: • agevolare lo sviluppo della concorrenza nel mercato della vendita; • creare, ove possibile, sinergie di sviluppo della concorrenza nel mercato all’ingrosso; • tutelare i clienti finali nel processo di liberalizzazione dell’attività di vendita al dettaglio • Possibile trade off tra sviluppo della concorrenza e tutela dei clienti

34. Mercato della vendita dell’energia elettrica al dettaglio (II) • Distinzione tra clienti di grande dimensioni e clienti che necessitano di maggiore tutela (tipicamente i clienti civili e, eventualmente, le piccole imprese) • Definizione di meccanismi di tutela di carattere generale: • garanzia dell’affidabilità dei soggetti che operano nel mercato; • garanzia del pubblico servizio e tutela per situazioni di vulnerabilità • Definizione di meccanismi di tutela di carattere specifico: • Prezzo di riferimento e altre condizioni particolari (condizioni contrattuali, metodi di pagamento, informazioni trasparenti sui prezzi); • Predisposizione di attività di monitoraggio mirata

35. Emission trading

36. Emissions Trading: sviluppi recenti • 1 gen 05: avvio dell’EU ETS, ai sensi della Dir. 2003/87/CE • 23 feb 06: assegnazione e rilascio delle quote di CO2 da parte del MATT agli operatori italiani soggetti ai vincoli dell’EU ETS per il periodo 2005-2007 • Ai sensi dell’art. 11 della Dir. 2003/87/CE, tale operazione sarebbe dovuta avvenire entro il 30 set 04 • 31 mar 06: scadenza per la comunicazione delle emissioni del 2005 e la relativa verifica • 30 apr 06: scadenza per la cancellazione delle quote relative alle emissioni del 2005 • A causa di disguidi nel funzionamento del Registro nazionale delle emissioni e delle quote di emissioni, tale scadenza è stata posticipata al 30 giu 06

37. Emissions Trading: il settore elettrico • Sin dall’adozione della Dir. 2003/87/CE, i produttori di elettricità sapevano che sarebbero stati sottoposti ai vincoli dell’EU ETS a partire dal 1 gennaio 2005 • …ma non sono stati nelle condizioni di quantificare l’eventuale onere sino alla comunicazione ufficiale delle quote assegnate a ciascun impianto, ovvero sino al 23 febbraio 2006 (DEC/RAS/074/2006) • L’incertezza regolatoria ha creato distorsioni sulle decisioni di pricing e sull’implementazione delle strategie di abbattimento delle emissioni da parte dei produttori

38. Emissions Trading: il ruolo dell’Aeeg • Sebbene la normativa di riferimento sull’E.T. non attribuisca all’Autorità un ruolo specifico, è intenzione dell’Autorità monitorare il mercato elettrico per evitare condotte di pricing non correlate con i costi • In particolare, l’Autorità intende verificare che: • Il comportamento dei produttori con posizioni corte circa il trasferimento sui propri clienti di oneri superiori a quelli che hanno effettivamente sostenuto • Il comportamento dei produttori con posizioni lunghe in termini di potenziali aumenti dei prezzi di vendita a causa dell’entrata in vigore del meccanismo dell’E.T.