Q UADRO DEL MERCATO DELL ’ ENERGIA ELETTRICA

Un progressivo e graduale processo di liberalizzazione dell’energia elettrica ha interessato sia i mercati europei che quello nazionale. Tale processo ebbe inizio con la Direttiva Europea 96/92/CE del 19 dicembre 1996, successivamente modificata in parte dalla Direttiva Europea 2003/54/CE del 26 giugno 2003, contenente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, che porta a compimento una proposta della commissione che risale al 1992.

La direttiva europea 96/92/CE viene recepita in Italia dal decreto Bersani: “Liberalizzazione del mercato elettrico” (D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79, di seguito D.Lgs. n. 79/99), successivamente modificato in parte dal Decreto Letta “Disposizioni in materia di apertura e regolazione dei mercati” (Legge 5 Marzo 2001, n. 57), che definisce le modalità di liberalizzazione del mercato dell’energia e il ridimensionamento di ENEL S.p.A., sia in termini di ruolo, che di capacità produttive.

Con la legge n. 481 del 14 novembre 1995, venne istituita l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG), ovvero un’autorità indipendente con funzioni di regolazione e di controllo dei settori dell’energia elettrica e del gas. I poteri di regolazione settoriale fanno riferimento alla determinazione delle tariffe, dei livelli di qualità dei servizi e delle condizioni tecnico-economiche di accesso ed interconnessione alle reti, in servizi in cui il mercato non sarebbe in grado di garantire l’interesse di utenti e consumatori a causa di vincoli tecnici, legali o altre restrizioni che limitano il normale funzionamento dei meccanismi concorrenziali.

La gestione del mercato dell’energia elettrica in Italia è quindi demandata a tre società per azioni: il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) S.p.a., l’Acquirente Unico S.p.a. ed il Gestore del Mercato Elettrico S.p.a, istituite per effetto del Decreto Bersani e dei provvedimenti emanati dall’AEEG.

Con l’attuazione del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 11 maggio 2004, dal 1 novembre 2005 la società Terna S.p.a. assumeva la titolarità e le funzioni di Gestore. Alla suddetta società sono attribuite in concessione le attività di trasmissione e di dispacciamento dell’energia elettrica, compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale. A tal fine la Società gestisce la rete nazionale con la massima imparzialità.

Terna ha l’obbligo di connettere alla rete di trasmissione nazionale tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate determinate regole tecniche e le condizioni tecnico-economiche di accesso e di interconnessione fissate dall’AEEG.

In particolare l’AEEG fissa le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la libertà di accesso a parità di condizioni, l’imparzialità e la neutralità del servizio di trasmissione e

dispacciamento, perseguendo l’obiettivo della più efficiente utilizzazione dell’energia elettrica prodotta o comunque immessa nel sistema elettrico nazionale, compatibilmente con i vincoli tecnici della rete. L’Autorità prevede, inoltre, l’obbligo di utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta a mezzo di fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediante cogenerazione. In base a tali condizioni Terna stabilisce le regole per il dispacciamento.

In sostanza, Terna S.p.a. svolge inoltre le seguenti attività:

- gestisce i flussi di energia, i relativi dispositivi di interconnessione ed i servizi ausiliari necessari;

- garantisce l’adempimento di ogni altro obbligo al fine di assicurare la sicurezza, l’affidabilità, l’efficienza ed il minor costo del servizio e degli approvvigionamenti;

- gestisce la rete senza discriminazione di utenti o categorie di utenti;

- delibera gli interventi di manutenzione e sviluppo della rete di trasmissione nazionale.

Rimangono al GRTN beni, rapporti giuridici e personale afferenti alle funzioni di acquisto di energia elettrica offerta dai produttori a prezzi determinati dall’Autorità, vendita di energia sul mercato, immissione di quota parte di energia prodotta da fonti rinnovabili, le partecipazioni detenute nelle società Gestore del Mercato Elettrico S.p.a. ed Acquirente Unico S.p.a..

Dal 1° ottobre 2006 la società GRTN cambia nome divenendo GSE - Gestore dei Servizi Elettrici (dal 2009 Gestore dei Servizi Energetici).

La decisione è stata deliberata dall’assemblea degli azionisti della società GRTN volendo evidenziare, con maggior vigore, la missione di soggetto fornitore di servizi nel settore elettrico.

All’Acquirente Unico sono affidate le seguenti attività:

- elabora la previsione della domanda di energia da soddisfare nei tre anni successivi, comprensiva della riserva;

- sulla base della previsione triennale e dell’evoluzione del mercato, elabora analoga stima per il quinquennio successivo e stipula i contratti di fornitura, anche di lungo termine, con procedure di acquisto trasparenti e non discriminatorie, al fine di garantire ai clienti vincolati, la disponibilità della capacità produttiva e la fornitura di energia in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio, nonché di parità di trattamento, anche tariffario.

Il Gestore del Mercato Elettrico svolge le seguenti attività:

- organizza il mercato secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché di concorrenza tra produttori, assicurando la gestione economica di un’adeguata disponibilità della riserva di potenza;

- bilancia domande ed offerte di energia e prevede gli obblighi dei produttori e degli importatori di energia che non si avvalgono della contrattazione bilaterale;

- gestisce, dall’entrata in funzione del dispacciamento di “merito” (quello che prevede offerte dei produttori in borsa per ciascuna unità di tempo e per ciascuna unità di produzione), e la così detta “Borsa dell’energia”, punto d’incontro delle offerte di acquisto e vendita di energia e di tutti i servizi connessi.

Punto centrale della riforma è quindi la realizzazione di un mercato elettrico integrato a livello europeo che favorisca lo sviluppo delle transazioni commerciali di energia elettrica anche attraverso un’armonizzazione dei prezzi.

Concludendo, la gestione del mercato dell’energia elettrica in Italia è attualmente assegnata alle seguenti società: Gestore dei Servizi Energetici (GSE) S.p.A., Acquirente Unico S.p.A. e Gestore del Mercato Elettrico S.p.A.

1.7.1 Struttura della domanda e dell’offerta

L'Italia, come sistema fisico nazionale comprendente le proprie centrali e le proprie stazioni di pompaggio, nel 2009 ha avuto consumi per circa 337 601 GWh di energia elettrica (consumo o fabbisogno nazionale lordo).

Il dato di consumo nazionale lordo contiene una percentuale pari al 13,3% di energia importata dall'estero (ovvero, al netto delle esigue esportazioni, circa 44 959 GWh annui nel 2009), che incide per il 14,1% sul valore dell'energia elettrica richiesta.

Se si escludono i"consumi imposti" (servizi ausiliari, perdite nei trasformatori di centrale e l'energia elettrica per immagazzinare energia durante la notte attraverso le stazioni di pompaggio idriche), si ha un "consumo nazionale netto" o "richiesta nazionale di energia elettrica", che nel 2009 è stato di 320 268 GWh, con un decremento dello 5,66% rispetto all'anno precedente (il calo più sensibile dal 1949, principalmente a causa della riduzione dei consumi industriali a causa della crisi economica del 2008-2010) ma con un incremento medio del 1,81% negli ultimi venti anni. Tale valore comprende anche le perdite di rete, calcolate intorno ai 20 353 GWh circa. La parte rimanente (299 915 GWh) rappresenta il consumo di energia degli utenti finali.

Per quanto riguarda invece la potenza richiesta, l'Italia ha bisogno mediamente di circa 38,5 GW di potenza elettrica lorda istantanea (36,4 GW di potenza elettrica netta istantanea). Tali valori oscillano tra la notte e il giorno mediamente da 22 a 50 GW, con punte minime e massime rispettivamente di 18,8 e 51,8 GW. Tali valori, tuttavia risentono della riduzione della richiesta di energia riscontrata negli anni 2008 e (maggiormente) 2009 a causa della già citata crisi economica internazionale; il picco della potenza richiesta si è difatti avuto nel 2007 con la punta massima di 56,82 GW.

Il fabbisogno nazionale lordo di energia elettrica è stato coperto nel 2009 per il 67,3% attraverso centrali termoelettriche che bruciano principalmente combustibili fossili in gran parte importati dall'estero. Un altro 19,6% viene ottenuto da fonti rinnovabili (idroelettrica, geotermica, eolica e fotovoltaica) per un totale di energia elettrica di produzione nazionale lorda di circa 292 641 GWh annui (2009). La rimanente parte per coprire il fabbisogno nazionale lordo (337 601 GWh) è importata dall'estero nella percentuale già citata del 13,3%.

Per quanto riguarda la potenza installata (ovvero la potenza massima erogabile dalle centrali), l'Italia è tecnicamente autosufficiente; le centrali esistenti a tutto il 2009 sono infatti in grado di erogare una potenza massima netta di circa 101 GW contro una richiesta massima storica di circa 56,8 GW (picco dell'estate 2007) nei periodi più caldi estivi. Secondo i dati 2009 tale potenza massima teorica non è quindi stata sfruttata interamente e la potenza media disponibile alla punta stimata è stata di 67 GW. La differenza tra la potenza teorica massima e la stima della potenza media disponibile è in parte dovuta a diversi fattori tecnici e/o stagionali (tra questi vi sono guasti, periodi di manutenzione o ripotenziamenti, così come fattori idrogeologici per l'idroelettrico o stime sull'aleatorietà della fonte per l'eolico, ma anche il ritardo nell'aggiornamento delle statistiche sulle centrali), mentre in parte è dovuta anche al fatto che alcune centrali (soprattutto termoelettriche) vengono tenute ferme "a lungo termine" in quanto, come detto, con gli impianti in esercizio si è già in grado di coprire la richiesta.

1.8 Considerazioni sulla coerenza del progetto con gli strumenti di pianificazione