5.2 Tariffe di trasmissione in Spagna. 5.1 Struttura del sistema elettrico Spagnolo. 5 OMEL: SPAGNA.

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5 OMEL: SPAGNA.

5.1 Struttura del sistema elettrico Spagnolo.

Il mercato elettrico spagnolo, si è venuto a creare a partire dal Gennaio 1998 a seguito della privatizzazione dell’industria di tale settore. Questo processo ha portato alla creazione di uno scenario di mercato con quattro produttori (di cui Endesa ed Iberdrola sono i maggiori). La generazione in Spagna, secondo quanto riportato in [37], è formata da un mix delle seguenti risorse: • idroelettrico (27.9%); • carbone (18.6%); • oil-gas (15.3%); • nucleare (12.1%); • ciclo combinato (6.8%);

• rinnovabile (8.5%), del quale il vento è la risorsa maggiore.

La trasmissione è sostenuta da 53.716 km di linee con 4 livelli di tensione (400kV, 220kV, 132kV, 110kV). La figura 5.1 illustra la mappa del sistema elettrico spagnolo.

5.2 Tariffe di trasmissione in Spagna.

Come nel resto dei mercati dell’energia anche qui le attività di trasmissione e di distribuzione sono considerate monopoli naturali. L’operatore di sistema è la Red Eléctrica de España (REE) la quale è proprietaria dell’84% della rete di trasmissione (dato del 2003, si veda [38]). I regolamenti attualmente in vigore che disciplinano tali attività sono:

• Regio Decreto 1955/2000: stabilisce le regole per evitare il possibile abuso di potere da parte di REE;

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• Regio Decreto 2819/1998: stabilisce gli scopi economici dell’attività di trasmissione e di distribuzione;

• Regio Decreto 1164/2001: definisce le regole per le tariffe di accesso alla rete di trasmissione e di distribuzione.

Prima di proseguire risulta utile anticipare che in Spagna la tariffa copre sia la trasmissione che la distribuzione. Come avremo modo di illustrare nel proseguo, esiste una unica tariffa che comprende la remunerazione di entrambe le attività.

Figura 5.1: sistema elettrico spagnolo.

5.2.1 Guadagno limite.

Esattamente come avviene in tutti i casi fino ad adesso esaminati, anche la Spagna ha adotto un sistema per limitare il guadagno consentito a ciascuna compagnia per la fornitura dell’energia elettrica. Tale metodo, adottato dall’autorità CNE (Comisión Nacional de

Energia), viene sommariamente descritto di seguito, e prevede una differenza fra il limite

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Esiste un trattamento differenziato per:

• attività funzionanti prima del 31/12/1997.

• attività funzionanti dal 1/1/98,

Per quanto detto sulla differenziazione dell’attività in base all’entrata in servizio, per quelle attività che erano funzionanti prima del 31 Dicembre 1997, la remunerazione delle infrastrutture del servizio di trasmissione è basata su una remunerazione iniziale che evolve nel tempo con un indice RPI-X, per la quale si rimanda a [38], mentre per quelle funzionanti dal 1/1/1998 il metodo adottato è il seguente (si veda [37]).

La formula generale per la remunerazione della trasmissione (Rit ) per la compagnia i

nell’anno t è: it it it it R I N R = + + dove:

• Rit è la tariffa del 1998 rivalutata con il metodo RPI-X, assumendo X=0.6% per

ciascun anno durante il periodo 2003-2006;

• IINTit retribuzione per gli investimenti avvenuti prima del 31/12/n-1. E’ la somma di

due ulteriori indici:

) ( ) (t CET t CIT II_nt = + ,

 CIT(t) è il costo di investimento consistente di una componente di ammortamento A(n) ed un ritorno sulla componente di investimento R(n):

Tr n VAI VU t VAI t R t A t CIT( )= ( )+ _n( )= ( )+ ( )⋅ , dove:

VAI(t) è il valore dell’investimento; VU vita della struttura;

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Tr tasso di ritorno determinato dal Ministero dell’Economia.

 CET(t) è il costo totale delle operazioni, ottenuto dall’aggregazione dei costi di O&M (COM(t)), e le spese generali e il costo del lavoro (Cea(t)):

) ( ) ( ) (t COM t Cea t CET = + , dove: 07 . 0 ) ( Cea(t)= COM t ⋅

• Nit è la frazione dell’investimento nell’anno t attualmente disponibile.

Per la distribuzione, il ricavo consentito nell’anno t è dato da:

(

)

      ₊ ∆ _⋅ ⋅ + ⋅ = ₋ F D D RPI R R_dt _dt ₁ 1 1 , dove

• Rdt-1 è il guadagno consentito nell’anno t-1;

•

D D

∆

è l’incremento della domanda (uguale a zero in caso di decremento);

• F≤0.4 è un fattore di efficienza.

Questo ammontare totale, stando a quanto riportato in [37], è ripartito fra le compagnie di distribuzione secondo una decisione presa dal Ministero dell’Energia

5.3 Parametri delle tariffe di trasmissione in Spagna.

Per quanto accennato in precedenza e come evidenziato in [12], in Spagna la tariffa pagata dai clienti (idonei e non) risulta comprensiva sia della spese sostenute per la trasmissione che di

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quelle della distribuzione. La figura seguente mostra come gli introiti derivanti dalle tariffe siano ripartiti a sostentamento delle varie attività.

Figura 5.2: ripartizione della tariffa (fonte [39]).

La tariffa di trasmissione è recuperata attraverso due componenti, e cioè:

• integrated tariff: è pagata dai clientinon idonei;

• access tariff: pagata dai clienti idonei.

La struttura tariffaria per le attività regolate in Spagna, dovrà essere impostata considerando le seguenti linee guida:

• equità nel trattamento e nelle opportunità;

• trasparenza e semplicità nell’impostazione e nel progetto delle tariffe;

• efficienza nell’allocazione dei costi, assicurando la non esistenza di sussidi incrociati;

• efficienza economica nell’uso delle reti;

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La definizione di un ammontare del reddito da ciascuna delle attività regolate (trasmissione, distribuzione, gestione della rete commerciale, operazioni di sistema e di mercato) basato su di una adeguata allocazione dei costi, garantisce la non esistenza di sussidi incrociati.

Per ciascuna delle attività regolate sono definite delle tariffe, calcolate in modo che la loro tassazione alla consegna a tutti i clienti permetta la copertura del reddito precedentemente stabilito per ciascuna attività.

Access tariff.

La tariffa di accesso come detto, consente ai clienti idonei ed agli esportatori di usufruire del servizio di trasmissione. Il suo ammontare copre i seguenti costi:

• trasmissione e distribuzione;  infrastrutture;

 O&M;

• costi permanenti del sistema;  stranded costs;

 remunerazione per l’operatore di sistema, l’operatore di mercato e per la commissione nazionale di energia;

• altri costi;

 rinnovabile;

 sicurezza della fornitura ecc.

Non sono invece inclusi i costi delle congestioni e gli Ancillary services.

La tariffa è differenziata per livello di tensione ed in base a periodi stagionali e orari. La struttura attualmente in vigore adotta la seguente divisione per livello di tensione:

• tariffa di bassa tensione per utenti connessi ad un livello di tensione non superiore ad 1kV;

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• tariffa di alta tensione per utenti connessi ad un livello di tensione superiore ad 1kV. Analizzeremo adesso i due tipi di tariffe.

La tariffa di bassa tensione si divide in due componenti:

• Tariffa 2.0A: tariffa semplice di bassa tensione applicabile a utenti con potenza

contratta inferiore a 15kW. Esiste la possibilità di differenziare fra giorno e notte;

• Tariffa 3.0A: tariffa generale per bassa tensione applicabile a tutti gli utenti di bassa

tensione. Questa tariffa è divisa in tre periodi. Anche la tariffa di alta tensione è divisa in due componenti:

• Tariffa 3.1A: tariffa specifica per utenti connessi ad un livello di tensione compreso fra

1kV e 36kV con potenza contratta non superiore a 450kW e suddivisa in tre periodi;

• Tariffa 6: tariffa generale applicabile a tutti gli utenti con tensione compresa fra 1kV e

36kV con potenza superiore a 450kW ed a qualsiasi cliente con tensione superiore a 36kV. Questa è divisa in 6 periodi.

In [40] è possibile reperire il metodo di divisione dei periodi.

Per ognuna delle tariffe citate, i clienti sono fatturati sulla base di un corrispettivo di energia e di un corrispettivo di potenza.

• Il corrispettivo di energia (€/kWh) sarà valutato con la seguente formula:

∑

= ⋅ = n 1 i i i anno E C CE C E _, dove:

ECi è l’energia contratta in un certo periodo i;

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n rappresenta ovviamente il numero di periodi in cui è divisa la componente tariffaria. Il corrispettivo di potenza (€/kW) sarà valutato in modo del tutto analogo al precedente:

∑

= ⋅ = n 1 i i i anno P C CP C P, dove:

PCi è la potenza contratta in un certo periodo i;

CPi è il costo della potenza in un certo periodo i;

La tariffa, secondo quanto riportato in [38] è raccolta dai Distributori, e quindi in base ad una procedura ideata dalla Comisión Nacional de Energia (CNE), è ridistribuita alle società di trasmissione, ed è a totale carico degli utilizzatori.

Integrated tariff.