I mercati dell’energia
Aurelio Regina Vice Presidente per lo Sviluppo Economico e per l’Energia
Agenda 1. Mercato elettrico: il quadro di riferimento 2. Mercato elettrico: azioni intraprese 3. Mercato gas: il quadro di riferimento 4. Mercato gas: azioni intraprese 5. Politiche per la green economy: Il Progetto Smart Energy di Confindustria
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1. Mercato elettrico: il quadro di riferimento
La liberalizzazione del mercato elettrico avvenuta con il Decreto 79/99 (c.d. decreto Bersani) ha dato una spinta importante ad investimenti di rinnovamento del parco di generazione di energia elettrica. Sono stati realizzati, fra il 2000 ed il 2010, investimenti nel settore termoelettrico per circa 30 mld. Sono stati messi in servizio di piÚ di 30.000 MW di nuovi impianti (sia nuovi che in sostituzione di impianti esistenti), prevalentemente cicli combinati a gas. Il parco degli impianti termoelettrici del Paese ha raggiunto una efficienza media del 46%. Si tratta di un record eccezionale, se si considera che è relativo a tutte le tipologie di centrali (carbone, olio, gas, autoproduzione, biomasse e rifiuti) e che solo 10 anni fa era inferiore al 40%.
Fonte: dati Terna
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Evoluzione parco di generazione termoelettrico potenza efficiente lorda installata 2001-2012
MW
57.373 57.703 59.121
62.213
65.357
69.061
72.951
80.483 81.346 76.730 77.407 79.113
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Progressivo efficientamento del parco produttivo italiano che nel 2012 raggiunge il record storico del 46% di rendimento
Fonte: dati Terna
Sviluppo della capacitĂ produttiva da fonte termoelettrica: lo sviluppo degli impianti non ha considerato i segnali di prezzo del mercato Potenza da nuove centrali termoelettriche dal 2002 al 2011 (MW)
Potenza da nuove centrali termoelettriche dal 2012 (MW)
4.520 760
800
2.940
+ 21.760 MW (circa 38% al Nord) (circa 43% al Sud )
2.460
430
Ante 2011
150
4.085
Cantiere non avviato
Nel 2011 540 190
800 750
750
2.700
1.185
1.300 90
3.200
800
700
Fonte: PdS Terna 2013
Fonti Rinnovabili Elettriche: obiettivo PAN al 2020 raggiunto con 8 anni di anticipo PAN 2010: Target FER elettriche al 2020 pari al 26% sul Consumo interno lordo di elettricitĂ (CIL) Nel 2012 abbiamo superato questo target con una incidenza della produzione FER elettriche sul CIL pari al 27,1% TWh
FER/CIL 20,8%
FER/CIL 22,4%
Consumo interno lordo energia elettrica Fonte: Elaborazioni su dati GSE
FER/CIL 24,0%
FER/ CIL 27,1%
Produzione FR energia elettrica
Punta massima fabbisogno elettrico e potenza massima disponibile teorica, MW Potenza ~ 108.637 massima ~ 105.815 3.273 disponibile ~ 100.598 7.190 ~ 7.190 ~~7000 teorica ~ 96.449 101.447 ~ 92.470 ~ 7000 98.625
~ 131.424 ~ 125.633 ~ 113.679 ~ 7.190 106.489
~ 7.190
~ 7.190 ~ 7.190
118.443 124.234
~ 7.000
~ 7.000
Valore massimo capacitĂ import
93.598 89.449
85.470
Punta estiva 54.800 54.163
56.822 55.619 56.589 54.387 58.900
61.150 55.300 53.200
56.425 51.873 51.164
63.50053.668 69.300 54.113 54.925 53.942 53.035 51.773
56.300
Punta invernale
Potenza efficiente impianti generazione
Media disponibilitĂ alla punta
2005
2006
Fonte: Terna
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Sezioni critiche per congestioni rete AAT e principali interventi di sviluppo della rete previsti nel PdS Terna 2013
Fonte: PdS Terna 2013
Differenziali prezzi zonali rispetto al prezzo unico nazionale (PUN), â‚Ź/MWh 2013 vs 2008
82,91 82,91
61,58 61,58 - 2%
- 4,7% - 2,3%
84,98 84,98 + 1%
+ 5,5%
- 3%
87,60 87,60
- 6%
87,36 87,36
91,74 91,74
+ 0,5% + 1,1%
+ 37,4%
119,50 119,50
PUN 2008: 86,96 Fonte: GME
61,05 61,05
- 2%
59,26 59,26 57,22 57,22
61,52 61,52 - 9%
87,95 87,95
+ 46%
92,00 92,00
PUN 2013: 62,99 9
Costo del sistema zonale Sicilia su prezzo unico nazionale (tra i 1/3 Euro/MWh) 2013* 62,42
2012 75,48
60,10
73,99
PUN ex-post ipotesi 2 (PzSici=PzSud)
59,88
73,75
PUN ex-post ipotesi 3 (PZSici=PzNord)
60,15
73,99
Impatto prezzo zonale Sicilia sul PUN PUN Italia - PUN ex-post ipotesi 1 (FabSici=0)
2,32
1,49
PUN Italia - PUN ex-post ipotesi 2 (PzSici=PzSud)
2,54
1,73
PUN Italia, €/MWh PUN ex-post ipotesi 1 (FabSici=0)
2,27 1,49 PUN Italia - PUN ex-post ipotesi 3 (PZSici=PzNord) Valorizzazione impatto prezzo zonale Sicilia sul sistema Fabbisogno nazionale; MW 243.271.289 294.560.377 Val.ne impatto ipotesi 1 (FabSici=0) sul sistema, € 564.389.391 438.894.961 Val.ne impatto ipotesi 2 (PzSici=PzSud) sul sistema, € 617.909.074 509.589.452 Val.ne impatto ipotesi 3 (PZSici=PzNord) sul sistema, € 552.225.826 438.894.961 * dati aggiornati al 7/11/2013 Il PUN ex-post rappresenta la media dei prezzi delle zone ponderata per i rispettivi fabbisogni zonali
Le criticità di rete e le FER si riflettono in un costo del dispaccimento più che raddoppiato +131% Si deve inoltre considerare che la produzione da fonti rinnovabili è fortemente concentrata nel Sud del paese creando un surplus di potenza installata rispetto al carico di consumo, localizzato al Nord del paese, e alla capacità di “sbottigliamento” locale della rete generando costi addizionali estremamente pesanti per il sistema. I costi di bilanciamento per garantire il bilanciamento del sistema elettrico sono sempre più elevati. Sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) in evidenza è l'incremento degli oneri sostenuti da Terna per l’approvvigionamento delle relative risorse coperti con il corrispettivo uplift passato dai 3 euro/MWh del 2009 ai 7 euro/MWh del 2013.
€/MWh
Fonte: Terna
Effetto spiazzamento sul termico tradizionale delle fonti rinnovabili Nel 2012 il fattore di carico degli impianti a ciclo combinato non cogenerativi è sceso sotto le 2.000 ore, pari a circa il 22%, mettendo in percolo l’equilibrio economico-finanziario delle società che li detengono. La situazione non può che peggiorare stante l’ulteriore contrazione della domanda nel 2013 e l’entrata in esercizio di nuova capacità rinnovabile.
Ciclo Combinato: ore di funzionamento 2003 – 2012
Costo commodity: confronto borse elettriche europee e differenziale Prezzo Unico Nazionale – Prezzo Medio Europeo Questa situazione determina una serie di ripercussioni di natura tecnica ed economica sul mercato elettrico che rischiano di ampliare il differenziale di costo dell’energia elettrica rispetto alla media europea. Nel 2012 il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica italiana è stato superiore del 70% rispetto al prezzo medio europeo (PME). Nel 2013 si assiste ad un abbassamento di tale differenziale dovuto al minor costo del prezzo del gas naturale. €/MWh
* PME: indice sintetico del costo dell’energia alle frontiere italiane calcolato come media dei prezzi quotati su EEX, Powernext ed EXAA, ponderata per i rispettivi volumi. * Media prezzi gennaio-novembre 2013 Fonte: GME
Oneri generali di sistema per le “altre utenze in MTâ€? 2010-2014 â‚Ź/MWh
* per consumi mensili nei limiti di 4 GWh ** componente tariffaria, per le utenze in media tensione, a copertura delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica Fonte: elaborazioni Confindustria su dati AEEG
Confronto prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso e componente A3. Le componenti regolate della bolletta stanno superando il costo della commodity
*
* Dato relativo al mese di dicembre aggiornato al 9 dicembre 2013 Fonte: Elaborazioni Confindustria su dati GME
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Dati eurostat vs bolletta elettrica effettiva, anno 2012 utenti industriali PMI â‚Ź/MWh
Eu r
o st
144,60
ata at d
152, 89
106,00 88,6
151,70
107,00
108,10
117,40
90,00
55,52
Industrial consumers: 2.000 MWh < Consumption < 20.000 MWh
64,78
66,91
Industrial consumers: 6.000 h/a,
71,89
72,14
74,12
83,94
2. Mercato elettrico: azioni intraprese L’azione di Confindustria per redistribuire l’incidenza degli oneri parafiscali sulla bolletta elettrica Confindustria ha partecipato attivamente ai lavori per l’attuazione di quanto disposto dall’art. 39 del Decreto Legge 22 giugno 2012 n. 83 (Decreto Sviluppo). La nuova definizione di impresa ad alta intensità energetica prevista dall’art 39 del Decreto Sviluppo riprende quanto già disposto da tempo a livello comunitario dall’art 17 della Direttiva comunitaria 96/03/CE. Il concetto di energivorità non è più correlato alla quantità di energia consumata, ma all’incidenza dei costi energetici sul fatturato consentendo di inserire anche quelle aziende, le cui dimensioni non avevano fino ad oggi consentito di rientrare nel novero. Il decreto interministeriale attuativo e il successivo atto di indirizzo emanato dal MSE sono il frutto di un lungo e travagliato percorso, che ha visto Confindustria sempre attiva nell’interfacciarsi innanzitutto con il Ministero dello sviluppo economico, al fine di garantire al proprio sistema la ricezione dei punti essenziali per il nostro sistema produttivo. L’individuazione di un nuovo indice di energivorità costituisce la base per la determinazione di un sistema di aliquote di accisa sull'elettricità e sui prodotti energetici e per la revisione del sistema di distribuzione degli oneri parafiscali. Fonte: dati Terna
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Confronto oneri generali applicati a clienti energivori in Italia, Germania e Francia
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Prime ipotesi effetti oneri parafiscali PMI ad elevata intensità energetica OLTRE 660 MILIONI DI EURO FASCE RIDUZIONE A3 Riduzione A3 Classi di intensità energetica 2% - 6% - 15% 6% - 10% - 30% 10% - 15% - 45% oltre 15% - 60%
STIMA RIDUZIONI PER SETTORE PER ANNO Settori Siderurgia Fonderia
Consumi GWh Benefici Mln/€/a
Metalli Chimica non Chimica Ceramiche Vetro Cemento Laterizi Carta varia Ferrosi
2.000
2.000
2.000
3.000
36
44
53
45
700 1.000
10
17
PMI
Totali
2.500
400
2.500
7.000
25.000
48.100
61
6
35
84
272
663
Benefici per le PMI ad elevata intensità energetica Delibera AEEG 641/2013/R/COM “Aggiornamento, dal 1 gennaio 2014, delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico e del settore gas” Benefici Energivori 1° luglio - 31 dicembre 2013
400 milioni di euro
per il 2014
820 milioni di euro
Totale
1,220 miliardi di euro
Soggetti Energivori Volumi complessivi dei soggetti energivori coinvolti nella misura
66 TWh (pari a quasi il 60% dei consumi di energia elettrica della manifattura nell’anno 2012)
Effetti Riduzione Oneri A3 ex art 39, 2013 e 2014 Vs 2012
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Ulteriore misura rimodulazione A3 collegati DDL StabilitĂ Oneri attuali (curva blu con crocette) e oneri modificati (curva rossa con quadratini) nelle seguenti ipotesi: ricorso al finanziamento per circa 3MLD â&#x201A;Ź/anno nel periodo 2014-2017, con restituzione in 12 anni, tasso 5%; ricorso al mercato per circa 3 MLD â&#x201A;Ź/anno nel periodo 2018-2030 con restituzione in 8 anni, tasso 4,5%.
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Ulteriore misura rimodulazione A3 DDL collegati alla legge di stabilità 2014 La misura è stata oggetto di discussione ma rimane attualmente bloccata per la contrapposizione del MEF che vede con preoccupazione i rischi di impatto statistico sulla contabilizzazione del debito pubblico italiano (riserva matematica, rischio garanzie). Al momento esiste una contrapposizione tra MSE e MEF sulle modalità con cui Eurostat considera le eventuali garanzie di Cassa Depositi e Prestiti. Si sta valutando l’ipotesi di avviare in via sperimentale una rimodulazione per un importo pari a 500 MLN di euro e di verificare con gli uffici Eurostat le modalità di contabilizzazione dell’impatto sul debito pubblico. Nel caso di esito favorevole la misura sarebbe allargata progressivamente fino a 3 MLD di euro. *
**
* Valori componente A3 per le “altre utenze in MT” così come definite da Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ** I dati 2013 sono stime dell’AEEG
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Stima impatto su A3 sconto MSE
* Valori componente A3 per le “altre utenze in MT” così come definite da AEEG
-11 € (- 31%)
- 2 € (- 4%)
€/MWh
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L’azione di Confindustria per il rinnovo della procedura di interrompibilità per il periodo 2013-2015 In questi mesi abbiamo richiesto un tavolo di confronto con Terna e AEEG per rinnovare il servizio di interrompibilità. Il servizio consente di ottenere un beneficio potenziale per le aziende energivore di circa 450 mln di Euro per anno. Le caratteristiche di over capacity del sistema rendono più complesso il rinnovo del servizio di sicurezza. Si sta ipotizzando un nuovo servizio nel quale la remunerazione sarà corrisposta sia con riferimento alle garanzie di interrompibilità sia attraverso la garanzie da parte degli utenti del carico sulla rete. La predisposizione del nuovo regime dovrebbe essere effettuata entro il 31 dicembre 2013. Al fine di garantire un corretto svolgimento delle nuove procedure l’AEEG ha concesso un periodo di proroga al vecchio regime.
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Market Assessment elettrico
Nellâ&#x20AC;&#x2122;ultimo Comitato Tecnico Energia del 28/11/13 è stato deliberato l'avvio nel mese di gennaio di un Assessment del mercato elettrico. L'obiettivo e quello di rivedere la piattaforma commerciale perfezionando i meccanismi di valorizzazione dell'energia termica convenzionale con il dispacciamento delle fonti rinnovabili.
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4. Mercato gas: azioni intraprese Misure gas sbottigliamento e separazione proprietaria di Snam Rete Gas da Eni
Le interconnessioni Tag e Transitgas giocano un importante ruolo per il mercato unico europeo, di cui si auspica una regolazione che permetta l'azzeramento strutturale dei differenziali tra mercato italiano e mercati europei. ll 25 maggio 2012 è stato varato il DPCM che definisce le modalità e i termini della separazione proprietaria di SNAM SPA da ENI SPA, come previsto dal decreto legge sulle liberalizzazioni “Cresci Italia”. In particolare, il DPCM stabilisce che ENI riduca la propria partecipazione in SNAM, perdendone il controllo nei tempi più brevi, compatibilmente con le condizioni di mercato e comunque entro il termine di 18 mesi indicato dal Cresci Italia. Si stabilisce, inoltre, che ENI ceda a Cassa Depositi e Prestiti una quota non inferiore al 25,1%. In linea con i principi comunitari, la separazione proprietaria favorisce una maggiore apertura del mercato e crea quindi le condizioni per una maggiore concorrenza. SNAM avrà un ruolo chiave nell’obiettivo del Governo di sviluppare il mercato italiano del gas verso una sempre maggior concorrenzialità, sicurezza e diversificazione delle fonti di approvvigionamento e integrazione con il mercato europeo e mediterraneo. 27
3. Mercato gas: effetti misure intraprese Nell’ultimo anno l’azione di Confindustria si è fortemente concentrata sul completamento del processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale dal quale peraltro dipende circa il 60% della produzione elettrica. Il processo di liberalizzazione sta dando i suoi frutti e il sistema industriale italiano può beneficiare della convergenza dei prezzi nazionali a quelli dei principali Paesi europei.
Borse gas europee dicembre 2011 – aprile 2013 €/MWh
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Effetti delle azioni intraprese: le misure adottate consentono di ridurre il differenziale di oltre 1 mld di euro
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4. Mercato gas: azioni da intraprendere per rendere strutturale convergenza Nei prossimi anni è importante effettuare molti investimenti sul piano delle interconnessioni con gli altri paesi europei. E’ necessario completare anche le interconnessioni sul piano commerciale e per questo Confindustria ha insistito per aprire il gasdotto Transitgas e allocare con meccanismi di mercato la capacità di interconnessione tra l’Italia e gli hub del nord europa. E’ stato inoltre chiesto all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) e al Governo di raccordarsi con i Regolatori Europei affinché anche le tariffe di transito del gas tra gli stati membri siano armonizzate. È importante convergere ad un mercato unico europeo che permetta di integrare mercati e strutture, permettendo così la piena efficacia delle infrastrutture in corso di realizzazione, sia pipelines sia rigassificatori. Un mercato unico europeo permetterà di affrontare i temi dell’approvvigionamento in modo più ampio e consono al livello ormai sopranazionale raggiunto dall’upstream gas. Il raggiungimento di questo obbiettivo permetterà anche il consolidamento del mid-stream facilitando così la creazione di un mercato fortemente liquido e contendibile ed in grado di superare le barriere nazionali, con tutto vantaggio per una contendibilità europea in grado di rimuovere gli elementi di barriera competitiva attuali.
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