Percentuale fonti energetiche (2005) Produzione termoelettrica 81,1 %

Solidi 13,2 % Gas naturale 39,9 % Petrolio 22,4 % Altri combustibili 5,6 % Produzione idroelettrica da Pompaggi 2,6 % Produzione da fonti rinnovabili 16,3 %

Idroelettrica 12,5 % Eolica e fotovoltaica 0,5 % Geotermica 1,8 % Biomassa e rifiuti 1,5 %

Totale 100 % Fonte: dati AEEGSI (produzione netta)

L'aspetto più generale è relativo alla sistematica dipendenza dalle importazioni che, per le aziende di produzione nazionali, derivava dall'utilizzo eccessivo di fonti combustibili non rinnovabili. L’importazione riguardava in particolare petrolio e gas naturale, materie prime di cui l’Italia scarsamente dispone (AEEGSI, 2005). Come vediamo in Tab 3.1, queste due fonti in particolare costituivano circa il 62% della produzione complessiva. Questo primo aspetto non contribuiva necessariamente al rialzo dei prezzi; tuttavia, esso comportava la possibilità di una ricaduta sui costi di produzione dell'energia di eventuali oscillazioni dei prezzi delle materie prime, causando quindi la potenziale instabilità del prezzo dell'energia elettrica a causa di fattori non dipendenti da politiche nazionali. Volendo fare un esempio, si pensi all'aumento repentino dei prezzi di gas naturale a causa

delle recenti tensioni internazionali tra Russia e Ucraina, o ai frequenti sbalzi del prezzo del petrolio per motivazioni spesso politiche legate alle vicende dei Paesi Arabi, i maggiori esportatori mondiali. Il secondo elemento di cui tener conto, che toccava in maniera più diretta i costi di produzione dell'energia elettrica, riguarda la natura stessa delle materie utilizzate nei processi termoelettrici: la produzione di questo tipo è notevolmente più costosa di quella che implica l'utilizzo di fonti rinnovabili. Infatti, il fatto di utilizzare fonti combustibili comporta un aggravio dei costi variabili, che, invece, nel caso di fonti rinnovabili si avvicinano allo zero (Cervigni-d'Antoni, 2001). In borsa, il prezzo fissato dai produttori sarà pari al costo variabile (Franzò, 2015) e sarà tanto più elevato quanto maggiore è il costo delle materie utilizzate.

Secondo questo ragionamento si potrebbe essere portati a pensare che sia scarsamente razionale l'utilizzo di fonti combustibili per la produzione di energia elettrica, e che un'economia basata esclusivamente su fonti rinnovabili comporti una diminuzione dei costi e benefici per l'intero sistema. In realtà, come vedremo successivamente, ad oggi una tale soluzione non è attuabile: gli impianti termoelettrici offrono infatti garanzie in termini di sicurezza del sistema, e una determinata quantità di essi dovrebbe essere sempre mantenuta in funzione. Ad ogni modo, al momento in cui fu svolta l'indagine dell'AEEG, anche considerando le esigenze di sicurezza del sistema la percentuale di questi impianti rispetto al totale era comunque eccessiva, e sia l'Autorità stessa che diversi autori a cui abbiamo fatto riferimento individuarono in questo aspetto un problema da risolvere (Termini, 2005. Grassini, 2001. Cervigni-d'Antoni, 2001).

3.3.2 Composizione del parco di generazione

L'Autorità evidenziò alcune particolarità relative al parco di generazione italiano, inteso come insieme degli impianti di produzione nazionali. Per “misurare” il parco di generazione di elettricità, si fa solitamente riferimento alla “potenza efficiente netta”.

Intendiamo con potenza efficiente la massima potenza elettrica erogabile da un impianto in condizioni normali. Se ci riferiamo alla potenza efficiente lorda parliamo di quella che l’impianto effettivamente produce. La potenza efficiente netta è quella che invece può potenzialmente uscire dall’impianto, al netto della parte assorbita dai servizi ausiliari e dalle perdite della struttura produttiva (www.enea.it, glossario). In altre parole, la potenza efficiente netta corrisponde all’energia che può essere potenzialmente immessa nella rete di trasmissione e, nel 2005, ammontava a circa 70000 MW (dati AEEGSI).

Osserviamo innanzitutto, in Fig. 3.3, la presenza sul mercato di ciascun operatore in termini di potenza efficiente netta.

Notiamo subito come la quota dell’ENEL fosse notevole, con il 56% del totale. Non era solo la quota in termini assoluti ad essere significativa, ma tale aspetto va considerato insieme alla

frammentazione del rimanente 44% del mercato, con la presenza di molti operatori ma con nessuno

di essi che raggiungesse una quota tale da scalfire minimamente il potenziale “dominio” dell'ex monopolista.

Fonte: dati AEEGSI

Altro elemento che fu evidenziato riguardava la distribuzione delle diverse “tipologie” di impianti. Gli impianti di produzione di elettricità possono essere distinti a seconda del rapporto tra costi variabili e costi fissi (Cervigni-d'Antoni, 2001. AEEG, 2005). Abbiamo già accennato, nel paragrafo precedente, al fatto che i costi variabili siano influenzati essenzialmente dalla tipologia di fonte utilizzata. Inoltre, come già detto (Cap 1, Par 1.2.), per minimizzare i costi totali di produzione, conviene tenere in funzione per più ore impianti caratterizzati da un basso rapporto tra costi variabili e costi fissi, in modo da ridurre il tempo di impiego delle tecnologie con maggiori costi variabili, le quali sono maggiormente adatte alla copertura dei picchi di domanda e alla garanzia del mantenimento della sicurezza del sistema (Cervigni-D’Antoni, 2001. AEEG, 2005).

Possiamo distinguere, in base alla tecnologia impiegata, tre tipi di impianti:

 baseload (impianti a ciclo combinato, idroelettrici, da fonti rinnovabili non programmabili);  mid-merit (termoelettrici tradizionali);

 impianti di punta (idroelettrici da pompaggi, turbogas). ALTRI OPERATORI ACEAELECTRABEL SIET ASM BRESCIA IDROENERGIA TIRRENO POWER AEM TRADING EDISON ENDESA ITALIA EDIPOWER GRTN ENEL 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

I “baseload” costituiscono la tipologia di impianti caratterizzati da un basso rapporto tra costi variabili e fissi, da tenere quindi in funzione per la maggior parte delle ore dell’anno, così come gli impianti “mid-merit”, che pur mostrando un più elevato rapporto tra costi variabili e fissi, garantiscono una maggior sicurezza e programmabilità rispetto ai base-load (De Ceglia, 2015). Gli impianti di punta presentano un elevato rapporto tra costi variabili e fissi e sono utilizzati per coprire i picchi di domanda; devono dunque essere tenuti attivi per un limitato numero di ore all’anno (Cervigni-D’Antoni 2001. AEEGSI, 2005).

Osserviamo in Tab. 3.2 la ripartizione percentuale della potenza efficiente netta italiana nell’anno 2005, divisa per operatore e per tipologia di impianto.

TAB 3.2: Ripartizione percentuale potenza efficiente netta per tipologia di impianti e