Gestione delle criticità e tematiche connesse all'evoluzione del settore
4.2 Miglioramento delle infrastrutture ed evoluzione del modello di mercato Dedichiamo il presente paragrafo alla verifica delle modalità di gestione delle criticità individuate
dall'autorità nel 2005, che sintetizziamo molto brevemente:
• quota percentuale del totale della potenza efficiente netta fortemente sbilanciata a favore dell'ex monopolista ENEL, elemento che abbinato alla ripartizione geografica degli impianti eccessivamente orientata a nord della penisola e al basso numero di impianti di punta (quasi tutti di proprietà dell'ENEL stessa), rendeva vana la concorrenza introdotta nel settore rendendo l'ex monopolista operatore “pivotale” nella maggior parte delle ore in cui era aperta la borsa elettrica;
• scarsità dei collegamenti di rete sia con i Paesi adiacenti che tra aree geografiche nazionali, che impediva l'allargamento dei mercati rilevanti e la conseguente convergenza dei prezzi con il resto del continente e tra le aree geografiche nazionali stesse;
• bassa liquidità del mercato borsistico, bassa capacità del mercato stesso di orientare gli investimenti con segnali di prezzo, mancanza di strumenti finanziari derivati che coprissero i rischi di volatilità del prezzo e aumentassero la sicurezza delle transazioni, contribuendo ad aumentare la liquidità del mercato.
Ricordiamo infine l'elemento che per primo avevamo affrontato nel capitolo precedente, ossia quello relativo alla scarsa diversificazione delle fonti di produzione alla base della generazione di elettricità. Analizzeremo tale aspetto nel paragrafo successivo, collegandoci al tema principale che da lì in poi affronteremo, relativo al forte impatto che le fonti rinnovabili stanno avendo sull'organizzazione del settore.
4.2.1 Distribuzione della potenza tra gli operatori, rete, distribuzione impianti e pivotalità
Osserviamo ora, per prima cosa, la distribuzione percentuale per l'anno 2015 della potenza efficiente netta tra gli operatori (Fig. 4.5). Da 70000 MW totali del 2005, siamo passati ai 94500 MW del 2015. Come vedremo, i 24500 MW di nuova potenza provengono principalmente da
impianti che ottengono energia da fonti rinnovabili, mentre si è verificata una notevole dismissione di impianti termoelettrici (AEEGSI, 2015). Confrontando la fig. 4.5 con la corrispondente del 2005 (fig. 3.3) notiamo come sia fortemente diminuita la quota dell'ENEL, sia a livello assoluto (è praticamente dimezzata) sia in relazione agli altri players del settore (sono contemporaneamente aumentate le quote degli altri operatori). Secondo dati AEEGSI del 2015, lo squilibrio territoriale nella collocazione degli impianti è ancora presente, sebbene sia diminuito (fig. 4.6), soprattutto per l'aumento di impianti nella zona Macrosud, anche se bisogna però considerare che essa è territorialmente molto più ampia della zona Nord. Per quanto riguarda la tipologia di impianti, pur non avendo dati precisi a disposizione, riteniamo che la situazione possa essere cambiata per il fatto che l’ENEL, dimezzando come già detto la propria quota di potenza efficiente netta, ha ceduto impianti di tutte le tipologie (AEEGSI, 2015).
Notevoli progressi sul fronte dei possibili abusi di potere di mercato da parte dell’ex monopolista sono inoltre stati fatti grazie all’introduzione di una nuova normativa nel 2009, che modificava proprio la disciplina degli “impianti essenziali” (delibera ARG/elt 52/09 che recepiva le disposizione della legge n. 2, 2009). Venivano definiti con tale nomenclatura gli impianti “indispensabili al fine della risoluzione delle congestioni di rete e della sicurezza del sistema” e si introducevano una serie di obblighi a carico dei titolari di tali impianti, con l’obiettivo di minimizzare i “costi sostenuti dal sistema” assicurando “un’equa remunerazione dei produttori”. Riguardo alla necessità di investimenti nella rete di trasmissione, la situazione può essere considerata separatamente su due fronti: il primo, relativo alla mancanza di interconnessioni tra i mercati rilevanti e tra il mercato nazionale e i mercati esteri che si era rilevata nel 2005; il secondo, relativo alla attuale necessità di modernizzare la rete onde permettere l’efficiente inserimento nella stessa degli impianti che funzionano con tecnologie basate su fonti rinnovabili non programmabili, di cui parleremo in seguito.
Sul primo fronte si registrano progressi: il dato maggiormente significativo è che sono raddoppiati, dal 2005 al 2015, i km della rete di trasmissione nazionale passando da circa 20.000 a circa 40.000 (Dati AEEGSI). C’è stato inoltre un forte sviluppo della rete di distribuzione nel Meridione, riducendo l’isolamento di queste zone (AEEGSI, 2015), anche se la Sicilia continua a presentare dei sintomi di isolamento dal resto della penisola (i prezzi sono qui differenti mentre nel resto delle zone italiane stanno tendendo a convergere). Sono comunque previsti ulteriori interventi di collegamento tra nord e sud per un aumento della capacità di trasporto, nei prossimi due anni, di circa 8000 MW(AEEGSI, 2015).
Fonte: dati Terna
Fonte: rielaborazione dati AEEGSI
Il mercato italiano è attualmente molto più interconnesso anche a livello internazionale, dove la maggior parte degli scambi si registra attualmente con Slovenia, Francia, Austria, Svizzera (AEEGSI, 2013), con le quali gli scambi di energia elettrica si stanno progressivamente intensificando (AEEGSI, 2015). ALTRI TIRRENO POWER AXPO GDF SUEZ EON A2A TRADING ENI EDISON GSE ENEL 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
FIG. 4.5: Ripartizione percentuale della potenza efficiente netta totale (2015)
Nord Macrosud Macrosicilia Sardegna
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000
Il miglioramento della rete di connessione elettrica e la riduzione della quota complessiva dell’ex monopolista ENEL, unita ad una più ampia varietà dell'offerta in termini di maggior numero di operatori sia nazionali che stranieri (Scotto, 2013), dovrebbero aver contribuito a ridurre l’indispensabilità dell’operatore sui mercati nazionali. Abbiamo dati relativi alla pivotalità degli operatori nel 2015. Non sono reperibili i dati della pivotalità su ciascun mercato (tranne quelli relativi alla zona Macrosicilia), ma abbiamo informazioni relative al mercato italiano visto nella sua totalità. In ogni caso i dati sono significativi, in quanto, secondo l’Autorità, la pivotalità dell’ENEL sul mercato italiano ha fatto registrare un calo notevole dal 2005 ad oggi. Nel 2005, l’Ente era risultato indispensabile per la fornitura di energia sul mercato italiano per il 90% delle ore. Nel 2009 la percentuale era scesa al 37% delle ore, e ad oggi si assesta al solo 3% delle ore totali. Oltre allo sviluppo della rete di connessione e alla diminuzione della quota dell’ENEL, le motivazioni di una tale diminuzione del potere di mercato dell’ex monopolista sono da far risalire ai provvedimenti connessi alla disciplina degli impianti essenziali emanata nel 2009 (AEEGSI, 2015). L’unico mercato zonale di cui abbiamo dati è la Sicilia, dove invece ENEL è stata indispensabile per il 52% delle ore. La motivazione è la persistente insufficienza della interconnessione di questo mercato con il resto della penisola (AEEGSI, 2015). Secondo l’Autorità la situazione dovrebbe migliorare nel prossimo futuro, per il fatto che tra gli interventi attualmente previsti sulla rete di trasmissione è presente la realizzazione della linea “Sorgente-Rizziconi”, che collegherà la Sicilia al continente.
4.2.2 Considerazioni sul meccanismo del PUN
Come abbiamo visto nel capitolo precedente (paragrafo 3.4.2), si riteneva che l'eventuale eliminazione del meccanismo del Prezzo Unico Nazionale avrebbe portato definitivamente a compimento il processo di liberalizzazione del mercato elettrico, facendo venir meno aspetti distorsivi legati alla poca elasticità della domanda al prezzo, nonché alla scarsa sensibilizzazione dei consumatori relativamente alla eventuale carenza di infrastrutture nelle loro aree di residenza. In realtà, tutt'ora (2016) il meccanismo è attivo, e potremmo essere indotti a inserirlo tra i motivi per cui lo squilibrio territoriale nella distribuzione degli impianti di produzione sia oggi ancora notevole. Tuttavia la scelta che si è presa è stata quella di non aggravare ulteriormente i costi delle imprese operanti nei territori maggiormente arretrati a livello di impianti. Non riteniamo, in linea con il ragionamento già fatto nel paragrafo 3.4.2, di dover criticare questa scelta, soprattutto di fronte ai benefici portati dallo sviluppo della rete che, come ripeteremo nel paragrafo 4.2.4, hanno ridotto la portata del problema relativo allo squilibrio nella distribuzione territoriale degli impianti produttivi.
4.2.3 Introduzione degli strumenti finanziari derivati
venne istituito dalla Borsa Italiana come segmento dell’IDEM (Italian Derivates Market). La tipologia di prodotti offerti su tale piattaforma era costituita dai futures. Sull’IDEX l’unica tipologia di futures trattati sono quelli finanziari, con scadenza a un mese, un trimestre, un anno. I vincoli di rete facevano infatti prediligere i contratti finanziari (Termini, 2001), svincolati dall’obbligo della consegna fisica, ed inoltre la presenza di strumenti finanziari avrebbe sollecitato la partecipazione al mercato di operatori finanziari “puri” (Giliberto, 2008) incrementando la liquidità del mercato stesso. Tuttavia, proprio per indurre alla partecipazione nel mercato i consumatori industriali (Giliberto, 2008), fu istituito poco dopo l’IDEX il cosiddetto mercato a termine, nel quale i futures prevedevano la consegna del bene fisico alla scadenza del contratto. L’ultima modifica del mercato, che andò ad aumentare la flessibilità dello stesso (Giliberto, 2008) fu l’introduzione nel 2009 dei contratti futures con consegna fisica di energia sulla piattaforma IDEX. Gli operatori avrebbero dunque avuto un ulteriore strumento a disposizione, ancora una volta nell’ottica di aumentare la liquidità del mercato (Giliberto, 2008).
L’introduzione di nuove forme di strumenti ha avuto effetti positivi sulla quantità di energia scambiata nel mercato. Nel 2005, al momento dell’indagine conoscitiva, le trattative in borsa costituivano il 29% del totale. Nel 2015 si assestavano al 65,8% (www.mercatoelettrico.org).
4.2.4 Considerazioni finali
A livello di problematiche di tipo infrastrutturale e tecnico, possiamo concludere che la situazione riscontrata inizialmente dall'AEEG è in seguito migliorata, sia in relazione alla distribuzione della tipologia di impianti che (soprattutto) relativamente alle interconnessioni tra i sottomercati. E' proprio lo sviluppo della rete di trasmissione che ha portato a ridurre l'importanza del problema dello squilibrio nella distribuzione degli impianti sul territorio, in quanto ha contribuito alla diminuzione dell'isolamento delle zone in cui inizialmente si trovava ad essere diviso il mercato. La maggior penetrazione di operatori esteri, dovuta ai più intensi scambi con i Paesi confinanti, e la minor quota percentuale nella produzione a livello nazionale dell'ENEL insieme con la cessione di impianti di punta hanno definitivamente ridotto la pivotalità dell'Ente e la sua capacità di fissare i prezzi di mercato, che ad oggi si formano in un regime maggiormente concorrenziale e, almeno in termini di prezzo dell'energia che si forma sul mercato all'ingrosso, si sono notevolmente ridotti. Inoltre, possiamo affermare che il modello di mercato elettrico italiano ha saputo evolversi e adattarsi alle circostanze ambientali e alle problematiche che si erano presentate al momento del suo avvio (Artizzu, 2014. GME, 2015), principalmente grazie all'introduzione di strumenti finanziari che hanno inoltre contribuito all'incremento della liquidità del mercato stesso.
Tuttavia altre sfide, connesse al profondo cambiamento che sta vivendo oggi l’industria elettrica (Marangoni, 2015), potrebbero richiedere una modifica del modello.