6. CONFRONTO FRA I CASI ANALIZZATI.
Questo capitolo è dedicato alla fase di confronto fra le varie metodologie utilizzate per la determinazione delle tariffe di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica.
6.1 Ruolo delle Authority.
Nell’industria elettrica aperta alla competizione, le tariffe di accesso e la politica dei prezzi delle attività regolate, devono essenzialmente soddisfare dei criteri di efficienza e non discriminatorietà, al contrario di quanto avveniva in passato nel caso di società verticalmente integrate.
Dall’analisi condotta risulta evidente il ruolo di particolare interesse ricoperto in quasi tutti i mercati elettrici analizzati dalle rispettive Authority. Queste infatti, in sintonia con quanto sopra affermato, da un lato possono limitare con degli opportuni algoritmi il ricavo derivante dalla vendita dei loro servizi alle società operanti nel settore, dall’altro possono consentire alle stesse di aumentare i propri guadagni a seguito di un aumento della loro efficienza.
Va dunque visto in questa ottica il tentativo delle Authority di promuovere attraverso tale metodo, il processo di fusione fra società in modo che si vengano a creare delle condizioni favorevoli alle economie di scala1. L’esistenza di questo tipo di economie indica infatti che
dimensioni maggiori dell’ ”impianto”, consentono un uso più efficiente delle risorse impiegate.
Ci soffermeremo adesso su ciascuna delle nazioni esaminate, iniziando il confronto dalla trasmissione.
• Il primo mercato dell’energia ad essere nato è stato quello inglese, ed OFGEM è stata per questo motivo la prima Authority a doversi confrontare con questo genere di problemi. Nel mercato della Gran Bretagna il limite sul guadagno è imposto
1 In generale si ha una economia di scala quando a seguito dell’aumento delle dimensioni dell’impianto produttivo e del crescere dei volumi prodotti, il costo unitario del prodotto diminuisce.
utilizzando il metodo RPI-X, dove RPI sta per Retail Price Index ed X è un fattore di efficienza rivalutato annualmente che risulta positivo se la compagnia prevede di operare nel futuro con maggiore efficienza, negativo nel caso contrario. Il fattore X è basato sulle performance passate e proiettato sull’analisi di aumenti futuri di produttività. I vantaggi derivanti dall’applicazione di questo metodo devono però essere bilanciati con gli svantaggi sia teorici che pratici che si trascina dietro. Secondo quanto riportato in [22], un primo problema riscontrato è stato il calcolo iniziale della tariffa. Un alto valore di questa avrebbe soddisfatto gli operatori ma non i clienti, il contrario avrebbe causato reazioni opposte. Un secondo problema è la corretta determinazione del fattore X. Infatti per una corretta stima si dovrebbe avere una conoscenza profonda degli sviluppi futuri dell’industria elettrica e del mercato. Comunque, i risultati prodotti in termini di efficienza economica risultano soddisfacenti, soprattutto per la riduzione dei costi operativi, dovuta sostanzialmente ad una riduzione della forza lavoro. L’unico nodo rimasto da sciogliere è se la rendita economica derivante dall’aumento di efficienza è stata equamente ripartita fra i vari stakeholders. Anche in Spagna viene adottato l’RPI-X, facendo una distinzione fra le attività funzionanti prima del 31/12/1997 e quelle dal 1/1/1998.
• La Norvegia è stata la seconda nazione europea a liberalizzare il settore elettrico, e come riportato al paragrafo 1.3.2 il modello iniziale adottato per imporre il limite sul guadagno non riusciva a riflettere le reali esigenze. Per questo motivo, il modello successivo è stato ridisegnato da NVE sull’impronta di quello Britannico, implementando per la richiesta di efficienza generale il modello CPI-X (Consumer
Price Index2), variante del metodo RPI-X. Pregi e limiti di questi due metodi sono
identici. Per soddisfare invece la richiesta di efficienza individuale viene utilizzato il metodo DEA con l’obiettivo di portare le aziende non sufficientemente efficienti al pari di quelle che lo sono già. In Svezia non è invece chiaro se esista oppure no un limite sul guadagno. La somiglianza della rete elettrica e della struttura tariffaria con la Norvegia, lasciano però pensare che NUTEK possa aver ricalcato l’esempio Norvegese. In Australia esattamente come in Norvegia, AER propone la metodologia CPI-X. Stando a quanto riportato in [43] le differenza della formula per la determinazione del guadagno limite sono minime rispetto a quella usata in Gran
2 Secondo quanto riporta l’istituto di statistica nazionale Inglese, il CPI è un indice di misura dell’inflazione che differisce dall’RPX per l’esclusione dell’indicizzazione delle pensioni, dei benefici statali e degli indici collegati alla quotazione dell’oro (si veda [42]).
Bretagna. Osservando all’ora l’esempio riportato nel paragrafo 4.4 si può avere una idea, visto che dai dati reperibili non è stato possibile, della formula adottata in GB.
• Per quanto riguarda il PJM, solo per la tariffa relativa al Network Integration
Transmission Service è dichiarato un limite sul guadagno imposto da FERC. Il metodo
adottato non è dichiarato esplicitamente, ma in [33] è riportato per ognuno degli stati membri di questo mercato, un foglio di calcolo per tale limite. Un veloce confronto con il foglio di calcolo relativo alla MAR Australiana lascia però pensare che sia adottato il CPI-X o al più l’RPI-X. Per le tariffe di tipo point-to-point, data la mancanza di informazioni a riguardo, non siamo invece in grado di fornire dati concreti e di formulare nessuna ipotesi.
Per quanto riguarda la distribuzione si nota che:
• In Norvegia, Svezia ed Australia quanto detto per la trasmissione risulta direttamente valido anche per la distribuzione.
• In Spagna per le compagnie di distribuzione è previsto un guadagno limite che è collegato ancora all’indice RPI e consente di essere incrementato in proporzione all’incremento di energia fornita.
• In Inghilterra l’Authority, come nel caso della trasmissione impone un limite sul guadagno per la vendita dei servizi di rete. tali guadagni possono essere incrementati solo a seguito di un aumento di efficienza essendo il limite indicizzato con l’RPI-X.
• Il PJM non è stato indagato poiché la situazione risulta estremamente frammentaria.
6.2 Le strutture tariffarie per la trasmissione.
Come appena detto, ogni compagnia operante in un determinato paese si deve in generale attenere a specifici limiti sul guadagno derivante dalla applicazione delle tariffe di trasmissione, mentre è libera di determinare a proprio piacimento la struttura di queste.
• Norvegia e Svezia, come ripetuto più volte la struttura tariffaria adottata in questi due
paesi si somiglia molto. In entrambi i sistemi esiste una componente di energia che dipende dai valori dei fattori marginali di perdita, come pure una componente di
capacità. In Norvegia questa componente rappresenta la rendita da congestione,
mentre in Svezia è una componente che varia locazionalmente con la disposizione dei generatori e dei carichi. Una componente di energia e una di capacità sono presenti anche in Spagna, dove a differenza però dei casi precedenti non sono incluse le perdite. Ancora in Norvegia e Svezia esiste una terza componente che, eccetto piccole differenze, mira al recupero dei costi fissi che non sono recuperabili con le altre due. In pratica con questa componente vengono recuperati i costi di rinforzo della rete. Anche in Gran Bretagna esiste una apposita componente per recuperare questi costi, la Connection charges, simile alla Generator (Customer) trasmission use of system
service dell’Australia. Questi due paesi sono gli unici a prevedere una apposita
componente per la qualità e per il mantenimento del sistema in stato di sicurezza e sono rispettivamente la Balancing Service Use of System charges e la transmision
Customer common service cost. Norvegia ed Australia hanno poi in comune una
componente per il diritto da parte dei generatori di usufruire della rete di trasmissione, mentre la sola Australia estende questo vincolo anche per il prelievo dell’energia elettrica da parte dei carichi. Nel PJM esiste una sola componente in base alla potenza nelle tariffe di tipo firm-point-to-point, non-firm-point-to-point di durata che si estende oltre un ora e Network Integration Transmission Service. La tariffa oraria
non-firm-point-to-point è corrisposta sulla base dell’energia.
• Un appunto separato merita la Gran Bretagna che risulta essere l’unico dei sistemi analizzati a prevedere una tariffa (Trasmission Network Use of System charges) che riflette i costi di installazione e di O&M sulla base di un load flow effettuato sulla rete di trasmissione. Questo metodo, a differenza di tutti gli altri, remunera le attività della rete per una effettiva quantità di potenza transitata
6.3 Le strutture tariffarie per la distribuzione.
Per le tariffe di distribuzione si nota uno scarso sviluppo a livello concettuale, anche dovuto alle notevoli differenze che si riscontrano nei vari paesi per quanto concerne il sistema e la rete di distribuzione dell’energia elettrica. Molte nazioni remunerano le attività eseguendo una differenziazione per livello di tensione senza operare una netta separazione fra l’attività di distribuzione e di trasmissione. In particolare:
• Norvegia, Svezia, Spagna e Australia prevedono esclusivamente tariffe di
trasmissione differenziate per livello di tensione.
• L’unica nazione tra quelle analizzate che adotta una struttura tariffaria vera e propria per la distribuzione distinta dalla trasmissione è la Gran Bretagna che recupera i costi legati al servizio attraverso le due componenti Use of System charges e connection
charges.
• Il sistema tariffario di distribuzione del PJM non è stato indagato, per i motivi spiegati in precedenza.
6.4 Soluzioni per l’Italia.
Il mercato elettrico Italiano è partito in vistoso ritardo rispetto ai casi esaminati. Ne consegue che da poco tempo i vari attori affrontano le problematiche relative alla liberalizzazione di tale settore. In particolare la coesistenza di soggetti in libera competizione come produttori e consumatori e di attività in regime di monopolio (trasmissione e distribuzione), impone alle Authority di stabilire regole comuni che assicurino:
• tariffe efficienti per gli utenti della rete;
• trasparenza e non discriminatorietà all’accesso alla rete.
Inoltre il nuovo modello può non essere in grado di assicurare un uso efficiente delle risorse della trasmissione. L’efficienza nei settori della trasmissione e della distribuzione, considerati monopoli naturali, andrà in generale ricercata attraverso l’adozione di tariffe che incentivino lo sviluppo e l’uso efficiente della rete stessa. Per quanto detto si renderà necessario per le tariffe (che dovranno consentire il recupero dei costi di installazione, di O&M e la remunerazione del capitale investito), fornire segnali locazionali3 di lungo periodo4 che
incentivino l’insediamento efficiente di nuovi impianti.
Va allora ricercata in questa ottica, la necessità di un confronto con i paesi che da tempo sono alle prese con le problematiche derivanti dal nuovo modello economico. Osservando infatti le
3 Per segnale locazionale si intende che il prezzo dell’energia o della trasmissione sia diversificato in base alla collocazione geografica dei generatori e dei carichi.
4 Si parla di segnali locazionali di lungo periodo per le indicazioni economiche derivanti dalla differenziazione delle tariffe di trasmissione, mentre i segnali locazionali di breve periodo sono quelli derivanti dalla differenziazione dei prezzi dell’energia.
soluzioni adottate nei mercati elettrici di maggior tradizione ed esperienza, risulta più facile evitare di imbattersi in errori clamorosi che potrebbero distorcere gli effetti della libera competizione come pure compromettere la sicurezza e la stabilità del sistema stesso.
• Per quanto riguarda la trasmissione, fra i casi analizzati tenderemo ad escludere il metodo adottato nel PJM poiché il mercato principale è del tipo a prezzi nodali ed il sistema tariffario, strettamente collegato alla struttura del mercato principale, risulterebbe quindi di difficile implementazione. Anche il metodo adottato dalla Gran
Bretagna, nonostante sia basato sulla esecuzione di un load flow (seppur
semplificato) e quindi sulla reale quantità di energia scambiata, sembra risultare troppo laborioso e pesante dal punto di vista strutturale. Molto interessante è il caso della Norvegia che adottando una differenziazione delle tariffe per punto di immissione sulla base dei coefficienti marginali di perdita, unisce una semplicità formale della struttura tariffaria con una ottima efficacia dei segnali locazionali di lungo periodo (si veda [44]). Diversamente il modello Svedese risulta poco interessante in quanto strettamente connesso alla specifica realtà geografico-territoriale nel quale è stato sviluppato: come già discusso nel paragrafo 1.7, questo modello è stato pensato per tenere conto della particolare dislocazione dei generatori e dei carichi all’interno del paese (forte produzione e scarso utilizzo al nord del paese, forte consumo e scarsa produzione al sud). In Italia, a differenza, sia la maggioranza della produzione che i grossi centri di carico sono situati al nord. Una differenziazione in base alla latitudine (alte tariffe per i generatori al nord e basse al sud e viceversa per i carichi) sarebbe un premio agli utilizzatori situati al nord già avvantaggiati da un prezzo più basso dell’energia rispetto al sud. Inoltre i nuovi investimenti in generazione verrebbero fatti con tutta probabilità al sud dove la scarsità di generazione si riflette in costi alti dell’energia e quindi in maggiori possibilità di concorrenza, mentre impianti utilizzatori continuerebbero ad essere installati ancora al nord. Non si riuscirebbe così ad utilizzare la rete in maniera efficiente.
Una possibile alternativa potrebbe essere quella di praticare tariffe crescenti da sud a nord sia per i generatori che per i carichi. I primi beneficerebbero sia della possibilità di concorrenza offerta dai prezzi alti dell’energia che delle basse tariffe di trasmissione. I secondi pagherebbero una bassa tariffa di trasmissione a scapito però di un prezzo un po’ più alto dell’energia. Per quanto riguarda l’Australia, risulta
particolarmente complicato e poco intuitivo il metodo che conduce alla determinazione finale della tariffa, andando contro alle norme di trasparenza generalmente richieste ed imposte nel caso specifico italiano dall’Autorità per
l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG). Infine la Spagna sembra poco interessante, sia
perché essendo un mercato privo di zone si adatta male alla situazione italiana, sia perché la tariffa non include le perdite, e quindi non ci sono elementi per decidere sulla forza dei segnali locazionali.
• Per quanto concerne le tariffe di distribuzione, interessante sembra essere quanto fatto in Gran Bretagna con l’adozione del metodo Long Run Incremental Cost (LRIC) che consente una differenziazione locazionale delle tariffe.
