La Rete di Trasmissione Nazionale

Studi e Ricerche
Studi di settore
La Rete di Trasmissione
Nazionale
Studi di Settore – Maggio 2003
Indice
Introduzione ...................................................................................................2
1) La Rete di Trasmissione Nazionale .........................................................5
1.1. La consistenza della rete elettrica italiana .......................................6
1.2. Gli interventi di sviluppo necessari secondo il GRTN ....................12
1.3. Le procedure per il potenziamento e lo sviluppo della rete di
trasmissione nazionale. .................................................................15
2) La tariffa di trasporto sulla Rete di trasmissione nazionale...............18
2.1. I costi riconosciuti alla rete di trasmissione nazionale ...................18
2.2. La tariffa di trasporto sulla RTN .....................................................19
Appendice: economics e normativa delle merchant lines ......................21
A.1. Gli economics delle merchant lines ...............................................21
A.2. Le tecnologie disponibili e i costi....................................................24
A.3. La regolamentazione......................................................................27
A.4. Il caso italiano ................................................................................29
Maggio 2003
A cura di: Luigi Napolano (Servizio Studi e Ricerche) e
Alberto Capuano (Energy Desk - Structured Finance)(*)
(*) Si ringrazia il CESI per la preziosa collaborazione.
1
Studi di Settore – Maggio 2003
Introduzione
La rete di trasmissione nazionale e la sua gestione costituiscono l’ossatura
tecnica del sistema elettrico; attraverso la rete, infatti, si garantisce
l’incontro, istante per istante ed in condizioni di sicurezza, tra domanda e
offerta di energia, in una posizione di irrinunciabile monopolio tecnico. Il suo
ruolo in un contesto liberalizzato assume un’importanza ancora maggiore in
quanto la competizione tra una pluralità di operatori, sia sul lato della
generazione che della vendita, può avvenire ed è garantita se e solo se
l’accesso alla rete di trasmissione avviene in condizioni di trasparenza, di
parità e di non discriminazione. Inoltre, la gestione della rete permette di
salvaguardare necessarie economie di coordinamento che rischierebbero di
essere perse con l’avvio della liberalizzazione. Spetta al soggetto che
gestisce la rete definire le condizioni di operabilità e di accesso al sistema,
valutare la compatibilità tecnica delle iniziative private di produzione, definire
i piani di sviluppo del sistema elettrico nazionale.
In quest’ottica è l’indipendenza funzionale della rete a dovere essere
preservata, mentre la natura degli assetti proprietari ha minore importanza.
Deve essere garantito che la gestione della rete sia rigorosamente separata
dalle restanti parti della filiera e che la remunerazione del servizio e del
capitale investito nella filiera di trasmissione sia separato dai ricavi che
possono essere ottenuti nelle fasi liberalizzate della filiera, al fine di evitare
sussidi incrociati tra attività di monopolio ed attività soggette a concorrenza.
La soluzione a queste problematiche offerta della Direttiva Europea 96/92 è
stata quella di imporre il Third Party Access alle reti di trasmissione a favore
di tutti i soggetti che ne richiedono il servizio, per via negoziata o per via
regolata (ma comunque garantendo un accesso a condizioni eque,
trasparenti e non discriminatorie) e di imporre la separazione, almeno
contabile, tra la rete di trasmissione e le altre fasi della filiera elettrica.
La soluzione adottata dall’Italia attraverso il Decreto Bersani è stata quella
di:
2
q
separare dall’ Enel la funzione aziendale dedicata al dispacciamento
dell’energia elettrica costituendo il Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale (GRTN), società per azioni di proprietà del Ministero
dell’Economia e delle Finanze; ad esso sono state attribuite, in regime di
concessione, le attività di trasmissione, dispacciamento e gestione
unificata della rete di trasmissione nazionale;
q
imporre la separazione societaria a tutti gli operatori proprietari di una
porzione di rete ricadente nell’ambito della Rete di Trasmissione
Nazionale (RTN)1;
q
definire l’accesso alla rete per mezzo di tariffe regolate stabilite
dall’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas (AEEG).
1
L’ambito della RTN è stato definito dal decreto del 25 giugno 1999 del Ministero
dell’Industria, Commercio e Artigianato. Vi ricadono tutte le reti elettriche in altissima
tensione (tensione nominale uguale o superiore ai 220 kV) e quelle porzioni della rete in
alta tensione (comprese tra 120 e 220 kV), che risultano funzionali alla rete elettrica di
trasmissione nazionale.
Sono parte della RTN anche le infrastrutture connesse, quali le stazioni di trasformazione o
smistamento e l’impiantistica ad esse funzionali. La RTN così definita è costituita per il 96%
circa da infrastrutture di proprietà Enel e per il resto da porzioni di rete di proprietà di Edison
e delle principali municipalizzate italiane.
Studi di Settore – Maggio 2003
Tali provvedimenti impattavano principalmente su Enel, che ha scorporato la
rete di trasmissione costituendo la società TERNA S.p.A.
Il modello di proprietà e gestione separata, qual è quello sviluppato nei primi
tre anni di liberalizzazione a seguito del dettato del Decreto Bersani, non
favorisce le economie di coordinamento tra le attività di pianificazione,
gestione ed esecuzione.
In un contesto come quello italiano, caratterizzato da varie criticità dovute fra
l’altro all’estensione longitudinale del nostro paese e da una struttura della
rete concepita e sviluppata in modo integrato con il parco di generazione, la
pianificazione e lo sviluppo della RTN diventano temi cruciali del processo di
liberalizzazione. La pianificazione ed i conseguenti processi operativi di
sviluppo devono integrarsi con la domanda di connessione che nasce dal
lato generazione da parte dei numerosi developer privati e, al contempo,
sostenere la crescita della domanda finale sul lato della distribuzione nel
rispetto dei vincoli di sicurezza, qualità del servizio e tutela della libertà di
iniziativa privata.
Inoltre, la Rete di Trasmissione appare un asset strategico anche in vista di
una futura privatizzazione, considerate le caratteristiche di bassa rischiosità
del suo business, strettamente regolato dalle tariffe definite dall’AEEG. La
natura di servizio pubblico dell’attività di trasmissione non necessariamente
è d’ostacolo nel passaggio da un assetto proprietario pubblico ad uno
privatistico; essendo infatti sufficiente l’imposizione di vincoli alla struttura
dell’azionariato e di impedimenti a compiere attività in altre fasi della filiera
elettrica per impedire il rischio di abusi di posizioni di monopolio in attività
competitive.
Queste considerazioni hanno portato ad una serie di proposte, confluite nel
Progetto di Legge di riordino dei settori energetici (cosiddetto disegno
Marzano) attualmente in discussione in Parlamento. Le principali norme che
impattano sulla rete elettrica, così come compaiono nel testo licenziato dal
Consiglio dei Ministri alla fine di ottobre2, sono le seguenti:
q
viene promossa l'unificazione di proprietà e gestione della RTN e la sua
quotazione in Borsa;
q
le società operanti nel settore della produzione, importazione, vendita di
energia elettrica e di gas non potranno detenere più del 10% delle
società di trasporto del gas o dell'elettricità. Tempi e modalità di tale
riduzione verranno definiti, entro tre anni dall'entrata in vigore della
legge, da un Decreto del Ministero del Tesoro;
q
entro tre mesi dall'entrata in vigore della legge l'AEEG dovrà rivedere le
tariffe di trasmissione e di distribuzione, in vigore a partire dal prossimo
periodo regolatorio, in modo da:
2
Ø
adeguare il tasso di rendimento del capitale investito e assumere
quale tasso di rendimento privo di rischio almeno quello dei titoli di
Stato a lungo termine;
Ø
trasferire agli utenti una quota della maggiore efficienza non
superiore a quella lasciata all'impresa;
Ø
applicare il price cap, anche differenziato per le diverse tipologie di
reti, con recuperi di efficienza non superiori a quelli vigenti ed
Articoli 10 e 11 del Progetto di Legge.
3
Studi di Settore – Maggio 2003
applicandolo alla sola componente destinata al recupero dei costi
operativi e degli ammortamenti.
L’insieme di questi interventi sembra presupporre la volontà di riunificare
gestione e proprietà della RTN, garantendo un’opportuna “terzietà”
dell’infrastruttura. L’intento di ridefinire la tariffa appare funzionale alla
massimizzazione del valore della società, in modo da agevolare la
quotazione degli assets. Quale sarà la forma che prenderà tale
privatizzazione sembra comunque emergere un orientamento delle autorità
nazionali favorevole alla privatizzazione, in un contesto di indipendenza
gestionale, degli assets di trasmissione. L’obiettivo di questo lavoro è di
presentare lo stato di tali infrastrutture, discutendone gli aspetti di struttura,
di gestione e di regolamentazione. Nel primo capitolo, vengono descritti la
consistenza della rete di trasmissione nazionale, gli interventi di sviluppo
necessari per sostenere il sistema elettrico nazionale e l’attuale procedura
autorizzativa. Nel secondo capitolo viene analizzata l’attuale struttura
tariffaria della trasmissione. Infine, nell’Appendice viene sviluppata l’analisi
della normativa relativa alle linee merchant di interconnessione con l’estero,
quale caso interessante per lo sviluppo, in forma imprenditoriale, delle
connessioni elettriche tra il nostro paese ed il resto d’Europa.
4
Studi di Settore – Maggio 2003
1) La Rete di Trasmissione Nazionale
Lo stato della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) è fondamentale al fine
del buon funzionamento del sistema elettrico, costituendone l’infrastruttura
portante. La rete presenta intrinseci aspetti di monopolio naturale, in
particolare nella gestione più che negli assetti proprietari. Cruciale per
l’efficienza tecnica del sistema elettrico è che i servizi di trasmissione e
dispacciamento siano gestiti in forma unitaria; altrettanto cruciale, per il buon
funzionamento di un sistema elettrico decentrato, è che le procedure di
gestione siano trasparenti e non discriminatorie nei confronti della pluralità
degli utenti del servizio di trasmissione e, infine, che il soggetto responsabile
della trasmissione non abbia interessi nelle altre fasi della filiera, dato il
vantaggio competitivo che deriva dal monopolio informativo connaturato con
la sua funzione. Nel nuovo scenario liberalizzato lo sviluppo della rete di
trasmissione nazionale appare, forse, ancora più critico della stessa
installazione di nuova potenza e del rinnovo del parco produttivo. Infatti, il
sistema di trasmissione nazionale deve, sul breve periodo, sostenere i flussi
di potenza esistenti e gestirne la variabilità in regime di mercato e, sul medio
lungo termine, permettere l’allacciamento di nuova potenza consentendone
la piena disponibilità per sostenere l’incremento della domanda e garantire
la libera iniziativa privata. La rete di trasmissione attualmente esistente è
stata costruita in maniera integrata al parco di generazione, in ciò sfruttando
a pieno le economie di coordinamento tra le diverse fasi della filiera che il
monopolio permetteva di realizzare. Con la liberalizzazione, le economie di
coordinamento vengono a mancare, e conseguentemente diventa cruciale
riuscire a integrare i progetti di natura eminentemente privatistica, come la
costruzione di nuovi impianti, con la gestione naturalmente monopolistica e
con finalità pubbliche del cuore del sistema, cioè la trasmissione. Va evitato
il rischio che la domanda di allacciamento3 non trovi adeguata capacità di
rete disponibile.
I documenti “Rapporto Annuale del GRTN”, pubblicato nell’aprile 2002,
“Programma triennale di sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale” del
gennaio 2002 e “Attività di sviluppo della Rete di Trasmissione 2002” del
maggio 2003, sono documenti di estremo interesse in quanto descrivono lo
stato della rete di trasmissione nazionale e stabiliscono quali sono gli
interventi – e con quale scala di priorità – necessari per adeguare il sistema
alle nuove esigenze produttive. Inoltre, il Rapporto dell’aprile 2002 è
propedeutico alla comprensione del successivo documento del GRTN
“Individuazione delle zone della rete rilevante”, pubblicato il 7 luglio 2002,
che individua le zone rilevanti della rete di trasmissione italiana attraverso le
quali verrà articolato il dispacciamento di merito economico.
Il capitolo descrive lo stato attuale della rete e presentando la suddivisione
del mercato elettrico in zone. Successivamente sono descritti i principali
interventi necessari alla risoluzione dei vincoli della rete stessa e si conclude
descrivendo i criteri che stanno ispirando i “power policy makers” nella
stesura delle procedure autorizzative necessarie allo sviluppo ed al
potenziamento della rete.
3
Naturalmente si fa riferimento alla domanda espressa da operatori interessati a sostenere i
rilevanti investimenti che la generazione richiede.
5
Studi di Settore – Maggio 2003
1.1. La consistenza della rete elettrica italiana
Figura 1 - La rete di trasmissione nazionale al 2001
Fonte: Rapporto sulle attività del GRTN, aprile 2001-marzo 2002
Lo stato della rete di trasmissione nazionale è variabile nelle diverse aree
del paese: nel Nord Italia, la rete a 380 e 220 kV è fortemente magliata,
mentre la rete a 132¸150 kV ha funzioni prevalentemente di subtrasmissione
o di distribuzione primaria. Nel Centro, la rete è mediamente magliata, con la
assai critica eccezione della dorsale adriatica tra Marche, Abruzzo e Molise,
6
Studi di Settore – Maggio 2003
che presenta una sola lunga direttrice a 380 kV ed una scarsità di centrali
tali da renderlo uno dei punti di maggiore criticità del sistema. Al Sud, la rete
a 380 kV è poco magliata, creando situazioni critiche soprattutto nelle linee
tra Puglia e Calabria e il resto del Meridione. La rete a 132¸150 kV ha nel
Sud anche funzioni di trasmissione. Sicilia e Sardegna sono connesse alla
penisola tramite cavi sottomarini, ma la Sardegna è collegata in maniera
asincrona rispetto al continente, essendo la connessione effettuata in
corrente continua.
La struttura della rete quindi non è omogenea, così come non lo è la
distribuzione del parco di generazione. Ciò determina uno squilibrio
sistemico che porta varie centrali ad immettere in rete meno energia di
quanto sarebbe loro possibile (e che sono infatti definiti poli di produzione
limitati) 4. Tutto ciò porta a delle situazioni di squilibrio nei flussi tra alcune
aree del paese.
Figura 2 - Limiti della capacità di trasporto a rete integra nel 2002
Fonte: GRTN, dati provvisori di esercizio 2002
4
Nella Disciplina del Mercato Elettrico, per polo di produzione limitato si intende un insieme
di unità di produzione connesse ad una porzione della RTN senza punti di prelievo, la cui
produzione massima esportabile verso la restante parte della RTN è inferiore alla
produzione massima possibile, a causa di insufficiente capacità di trasporto.
7
Studi di Settore – Maggio 2003
Figura 3 - Saldi fisici di energia nel 2002
Fonte: GRTN, dati provvisori di esercizio 2002
I flussi di potenza che si dispiegano sulle reti dipendono, istante per istante,
dalle richieste dei carichi, dalle disponibilità dei gruppi di generazione e dalla
topologia della rete stessa; non è fisicamente possibile, una volta che
l’energia viene immessa in rete, distinguerne con precisione il percorso
verso l’utilizzazione finale. Le considerazioni relative ai percorsi dell’energia
vanno quindi effettuate, come peraltro riportato nel Rapporto, individuando
delle aree e delle direttrici di riferimento rispetto alle quali si muove l’energia
in Italia e definendo, al contempo, le situazioni di criticità e di frequente
congestione delle reti. Le aree individuate dal GRTN sono:
Italia settentrionale – Italia centro settentrionale
Le importazioni di energia dall’estero fluiscono verso il Nord Italia. Pur
essendo notevole la magliatura della rete nell’area settentrionale del Paese,
l’afflusso di energia dall’estero impedisce il pieno utilizzo di alcuni impianti ivi
localizzati, a causa di alcuni limiti nelle interconnessioni tra area
settentrionale a area centro settentrionale, che determinano alcune
importanti congestioni. Ciò è dovuto principalmente alla differente
configurazione della rete sulle direttrici tirrenica e adriatica ed alla diversa
dislocazione degli impianti sulle due coste. La dorsale tirrenica presenta una
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Studi di Settore – Maggio 2003
capacità distribuita uniformemente lungo tutta la costa (grandi impianti
termoelettrici di La Spezia, Piombino, Montalto di Castro, Torrevaldaliga
Nord e Sud), mentre la costa adriatica centrale presenta solo due grandi poli
produttivi, uno a nord, nel Veneto (Porto Tolle), uno a Sud, in Puglia
(Brindisi). Tipicamente quindi i flussi di energia tendono a dirigersi da sud
verso nord sul lato tirrenico, nella direzione opposta su quello adriatico, il
che finisce con il mettere sotto pressione particolarmente la linea adriatica
tra Fano e Candia, nelle Marche. Nell’area nord settentrionale sono
localizzati i poli di produzione limitati di Turbigo (1,200 MW di potenza, che
brucia olio combustibile e gas naturale e fa parte di Edipower) e Monfalcone
(960 MW attualmente ad olio combustibile e carbone e per la quale è
prevista la conversione a carbone di due gruppi; fa parte di Endesa Italia).
Italia centro settentrionale – Italia centro meridionale
Anche in questo caso è lo squilibrio tra la produzione dell’area tirrenica con
quella dell’area adriatica a determinare problemi sui flussi di energia. Le
congestioni possono portare, in caso di guasti o disservizi sulle linee a 380
kV Rosara-Villanova (Ovest – Est) e Montalto di Castro-Poggio a Caiano, a
degradi di tensione in alcuni nodi della rete. Per quanto riguarda la
produzione, l’area è caratterizzata da:
·
il polo di produzione di Piombino (1,280 MW ad olio combustibile di
proprietà Enel; l’area è inoltre interessata da numerosi progetti per nuovi
impianti);
·
l’area dell’Alto Lazio. Questa è una delle maggiori aree italiane di
produzione di energia elettrica, costituita dalle centrali Enel Montalto di
Castro, circa 3000 MW alimentata a gas, Torrevaldaliga Nord, circa
2,640 MW ad olio combustibile e per la quale è prevista la conversione a
carbone di tre gruppi, e Torrevaldaliga Sud (Tirreno Power), 1,180 MW
ad olio combustibile e gas, per la quale è prevista la conversione a ciclo
combinato.
Sono stati peraltro già avviati i progetti per potenziare alcuni collegamenti, in
modo tale da permettere a questi impianti un utilizzo maggiore della propria
potenza.
Italia Meridionale
In questo caso le criticità sono determinate dal fatto che l’area meridionale è
caratterizzata da pochi impianti di grandi dimensioni, principalmente il polo di
Brindisi, Rossano Calabro e la centrale idroelettrica di pompaggio di
Presenzano (Caserta). Nell’area inoltre, a causa delle rilevanti importazioni
della Campania, si verificano significativi squilibri sulla rete, che avrebbe
necessità di essere potenziata in modo da facilitare l’afflusso di energia dalle
circostanti regioni esportatrici (Lazio, Puglia, Calabria). Conseguentemente
l’impianto di Rossano Calabro (1,720 MW ad olio combustibile di proprietà
Enel) ed il polo di Brindisi, su cui insistono tre centrali (la centrale di Brindisi
Nord da 1,280 MW ad olio combustibile e carbone di Edipower, quella di
Brindisi Sud di proprietà di Enel, 2,640 MW a carbone, e il ciclo combinato
da 980 MW di EniPower in fase di autorizzazione), sono al momento poli di
produzione limitati. La congestione nell’area potrebbe essere superata con il
completamento dei restanti dodici chilometri della linea Matera - S.Sofia, alla
cui costruzione si oppongono alcuni comuni. Il completamento di questa
linea potrebbe risolvere i problemi di esportazione di energia verso la
Campania da sud, permettendo così di “sbloccare” la produzione di Rossano
Calabro e Brindisi.
9
Studi di Settore – Maggio 2003
Calabria - Sicilia
Il collegamento tra la Sicilia, che possiede un significativo surplus di capacità
produttiva, e la Calabria è costituito dalla linea a 380 kV Rossano –
Scandale – Rizziconi - Sorgente, il cui ultimo tratto è in cavo sottomarino.
Due tratti presentano particolare criticità (il tratto Rossano - Scandale e il
cavo sottomarino), che obbligano la gestione della linea con margini di
sicurezza particolarmente elevati. Ciò impedisce di sfruttare pienamente la
capacità sulla linea di interconnessione siculo-calabra e, conseguentemente,
di esportare tutto il surplus produttivo siciliano. Come ulteriore conseguenza,
un polo di produzione limitato, in particolari condizioni di rete, è stato
individuato in Sicilia, a Priolo Gargallo (640 MW ad olio combustibile in corso
di repowering, di proprietà Enel).
L’articolazione del mercato in zone sulla base dell’attuale stato della rete
L’attuale configurazione della rete di trasmissione nazionale ha determinato
la definizione delle zone nelle quali è diviso il mercato elettrico nazionale. Il
documento, presentato dal GRTN all’AEEG ed al Ministero il 6 maggio 2002,
è stato pubblicato il successivo 7 luglio. In esso sono ripresi molti dei temi
del Rapporto Annuale, sono descritte le metodologie utilizzate per il calcolo
e sono individuati, anche se non per tutti i casi, i livelli di potenza per ciascun
vincolo. Il documento era atteso da tempo, in quanto è un tassello
fondamentale per l’avvio della Borsa Elettrica che, come noto, è basata sul
meccanismo dei prezzi zonali. Inoltre, il dato sui carichi massimi ammessi
sui transiti è estremamente utile per gli operatori, in quanto consente di
effettuare simulazioni più accurate sui prezzi futuri del mercato elettrico
italiano.
Figura 4 - Le zone della rete di trasmissione rilevante
Fonte: GRTN, documento del 6 maggio 2002, “Individuazione delle zone della rete rilevante”
10
Studi di Settore – Maggio 2003
Non sorprendentemente, le zone sono articolate sulla base delle
considerazioni descritte nel rapporto annuale: esse possono essere
raggruppate in tre classi:
1. le zone delimitate dalle interconnessioni con le reti estere;
2. le zone determinate dalle grandi dorsali all’interno della rete nazionale;
3. le zone determinate dai poli di produzione limitati.
Figura 5 - I limiti di potenza tra le zone della rete rilevante
Fonte: GRTN, documento del 6 maggio 2002, “Individuazione delle zone della rete rilevante”
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Studi di Settore – Maggio 2003
Le simulazioni compiute dal GRTN per la gestione della rete in sicurezza
sono effettuate sulla base del criterio di funzionamento N-15 definendo due
vincoli al trasporto di elettricità sulle linee, che si ritengono raggiunti quando
la tensione del nodo giunge a 360 kV o la corrente di linea giunge al 120%
del limite termico permanente.
Sulla base di modelli di simulazione, il GRTN ha determinato i limiti al
transito di potenza tra le varie zone, che vengono presentati nel seguente
schema.
1.2. Gli interventi di sviluppo necessari secondo il GRTN
Il sistema elettrico italiano è quindi caratterizzato da alcune problematiche
che possono essere così sintetizzate:
1. limitatezza della capacità di importazione rispetto alle esigenze della
domanda italiana, con vincoli alla circolazione dei flussi di energia
importata tra Nord e Centro del Paese, il che determina congestioni
nelle aree di maggior consumo del Settentrione (Nord Est nella zona di
Vicenza, l’area urbana di Milano, la linea Milano-Torino);
2. uno squilibrio produttivo tra la dorsale tirrenica e quella adriatica, con la
prima caratterizzata da una diffusione degli impianti lungo tutta la costa,
mentre la seconda presenta solo due grandi impianti di produzione
termoelettrica e un’unica linea di trasmissione a 380 kV. La limitatezza
dei flussi sull’area adriatica determina forti congestioni nelle linee in Alta
Tensione (a 132 kV) che collegano le due coste, come nella linea
Montalto di Castro-Poggio a Caiano tra Lazio e Umbria, e in Toscana;
3. la presenza di un’area che assorbe grandi quantitativi di energia, come
la Campania, che presenta un saldo energetico negativo per quasi 10
TWh all’anno ed è al momento praticamente priva di impianti di grandi
dimensioni, con conseguente sollecitazione delle linee di connessione
con le aree produttive vicine (Alto Lazio, Puglia, Calabria);
4. l’insufficiente magliatura della rete al Sud, in particolar modo in PugliaBasilicata e in Calabria. Ciò congestiona la rete limitando l’apporto
produttivo dai poli di Brindisi e Rossano Calabro e limita le esportazioni
dalla Sicilia.
Questi vincoli di rete costringono impianti per oltre 15,000 MW di capacità,
tra i quali molti dei più grandi impianti termoelettrici italiani, a lavorare con
fattori di carico inferiori al loro potenziale. Inoltre, tali squilibri potrebbero
aggravarsi con l’ingresso dei nuovi impianti a ciclo combinato. Il GRTN ha
quindi predisposto una serie di interventi per risolvere le strozzature della
rete, presentati in un Piano Triennale di Sviluppo del gennaio 20026. In
questo documento sono elencate in maniera estremamente dettagliata tutte
le iniziative di ammodernamento e sviluppo della rete (pari a complessivi 1.4
miliardi di euro di investimenti previsti nel triennio 2002 ¸ 2004), nonché lo
stato dei lavori intrapresi, ma soprattutto sono indicati i progetti di massima
priorità, di seguito elencati:
5
Il criterio consiste nello studiare il comportamento del sistema elettrico in presenza del
distacco di ogni singola componente rilevante con lo scopo di verificare che non si creino
situazioni di criticità di esercizio nelle altre porzioni del sistema.
6 Il Documento “Attività di Sviluppo della rete di trasmissione 2002” del maggio 2003 fornisce
ulteriore dettaglio e aggiorna lo stato di avanzamento di tali interventi.
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Studi di Settore – Maggio 2003
a)
interventi urgenti, parzialmente realizzati ma bloccati per opposizioni
locali:
a.1) linea a 380 kV Matera - S.Sofia, di fondamentale importanza per
permettere l’esportazione dell’energia dal polo pugliese e
dall’elettrodotto Grecia-Italia, completato nel 2001, verso la
Campania;
a.2) raccordo a 150 kV della stazione 380/150 kV di Paternò (Catania)
alla rete a 150 kV, fondamentale per eliminare la congestione sulla
rete siciliana e facilitare l’esportazione verso la Calabria;
b)
interventi urgenti non ancora autorizzati:
b.1) linea a 380 kV tra Turbigo e Rho, fondamentale per eliminare la
congestione intorno all’area milanese ed evitare che il flusso di
energia proveniente dalla Svizzera costringa Turbigo ad operare
come polo di produzione limitato;
b.2.) modifica dell’assetto di rete che interessa le linee a 380 kV Poggio
a Caiano7 - Roma Nord/Montalto di Castro - Suvereto, necessario
ad aumentare l’esportazione di energia dal polo di produzione
dell’Alto Lazio verso le circostanti regioni deficitiarie di energia e di
operare le linee in sicurezza;
b.3) stazione 380/220 kV di Striano (Salerno), necessario
completamento delle linee che devono esportare energia verso la
Campania;
b.4) linea Rizziconi – Feroleto - Laino, in Calabria, che permetterebbe
di eliminare la congestione attualmente esistente, che costringe
l’impianto di Rossano Calabro ad operare come polo di produzione
limitato e riduce le esportazioni dalla Sicilia;
c)
altri interventi urgenti:
c.1) il completamento della linea S.Fiorano – Robbia, da terminare solo
sul lato italiano e il ripotenziamento della S.Fiorano-Nave
(Brescia), che permetterebbero di potenziare le importazioni dalla
Svizzera;
c.2) la costruzione della linea Cordignano - Lienz, che permetterebbe di
aumentare le importazioni dall’Austria;
c.3) la stazione 380/220 kV di Montecchio (Vicenza), quella di
Vedelago (Treviso), le linee 380 kV Venezia Nord - Cordignano e
Redipuglia - Udine Ovest, interventi che permetterebbero di
eliminare le congestioni nell’area del Nord Est;
c.4) la costruzione di alcune stazioni 380/132 kV ad Abbadia
(Macerata), Casellina (Firenze), Carpi (Modena), e delle linee Trino
- Lacchiarella e Voghera - La Casella, che permetterebbero il
funzionamento in maggiore sicurezza dell’asse centro –
settentrionale;
c.5) modifiche per potenziamenti della linea La Spezia-Acciaiolo, che
attualmente può essere messa in servizio solo in condizioni di
emergenza. Il potenziamento permetterebbe l’aumento dei flussi
sull’asse Liguria-Toscana;
7 Intervento avviato
13
Studi di Settore – Maggio 2003
c.6) realizzazione della nuova linea Tavarnuzze-Casellina-S.Barbara,
nell’entroterra toscano, con relativi raccordi rispetto alle esistenti
stazioni a 220 kV ed eliminazione delle vecchie infrastrutture,
funzionale alla trasformazione a ciclo combinato della centrale
Enel di S.Barbara. Tali interventi sono stati oggetto di un Protocollo
di Intesa, già stipulato, tra Enel e la Regione Toscana, che
dovrebbe permettere una conclusione rapida dei lavori, la cui fine è
prevista entro il dicembre 2004;
c.7) costruzione di alcune stazioni di trasformazione a 220 e 150 kV,
nell’area centrale del Paese (Villavalle, Pietrafitta, Celano),
funzionale alla gestione in sicurezza della rete AT dell’entroterra
marchigiano e dell’Umbria, oggi caratterizzata da bassi livelli di
qualità del servizio.
Molti di questi interventi erano stati considerati prioritari già nel Piano di
Sviluppo Triennale del 2001, ma lo stato dei lavori non appare in
miglioramento, vuoi per l’opposizione locale (completamento della linea
S.Fiorano - Robbia-Nave e della Matera - S.Sofia), vuoi per il rigetto di alcuni
progetti da parte della commissione VIA (linea Turbigo - Rho, linee Poggio a
Caiano - Roma Nord/Montalto di Castro - Suvereto), che ha costretto il
GRTN a ripresentare il progetto con alcune varianti, di fatto ricominciando
l’iter da capo. E’ tuttavia evidente che, quanto più tali interventi saranno
procrastinati, tanto più lo stato di emergenza potrà diventare un’ipotesi
concreta.
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Studi di Settore – Maggio 2003
1.3. Le procedure per il potenziamento e lo sviluppo della rete di
trasmissione nazionale.
Gli investimenti nella rete di trasmissione si annunciano quindi ancora più
delicati e cruciali, per favorire la liberalizzazione del settore elettrico italiano,
di quanto siano quelli nella generazione. L’eliminazione dei vincoli alla
circolazione dell’energia potrebbe garantire un funzionamento più efficiente
di una parte importante del parco di generazione, nonché l’eliminazione di
potenziali posizioni di monopolio locale, dovute allo stato della rete. Per i
nuovi entranti inoltre, nonché per gli acquirenti delle Genco, sarà cruciale
che alcuni degli investimenti programmati dal GRTN vengano realizzati; in
alternativa, vi è il rischio che tali impianti, impossibilitati ad operare al
massimo delle loro potenzialità a causa di strozzature della rete, si
dimostrino investimenti dal ritorno insufficiente.
Attualmente, le procedure autorizzative per la costruzione di nuove linee di
trasporto sono particolarmente complesse, e richiedono l’intervento di
molteplici soggetti sia a livello ministeriale (Ministero delle Attività Produttive,
Ministero dell’Ambiente, Ministero della Difesa, Ministero dei Trasporti,
Ministero dell’Interno) che locale (Regioni, Province e Comuni interessati). Il
procedimento VIA deve essere stabilito a livello nazionale per quanto
riguarda gli elettrodotti con tensione superiore ai 150 kV e i 15 km di
lunghezza e a livello di uffici regionali per quanto riguarda gli elettrodotti con
valori inferiori. Da tempo si richiede, analogamente a quanto stabilito per gli
impianti di generazione sopra i 300 MW di potenza termica8, una qualche
procedura accelerativa anche per quanto riguarda la costruzione delle reti di
trasmissione, nonché delle linee di interconnessione con l’estero.
Secondo quanto già riportato nel Programma triennale di sviluppo
2001¸2003 la costruzione, l’esercizio e la manutenzione delle linee di
connessione alla RTN, che non ne interessano lo sviluppo9, sono affidate al
produttore interessato, che ne diventa anche proprietario, rispettando le
regole tecniche di connessione ed esercizio emanate dal GRTN. Nel caso in
cui invece il collegamento della centrale alla rete di trasmissione nazionale
sia di interesse per lo sviluppo della medesima, il GRTN assegna con
procedura competitiva, in base alla Convenzione di Concessione rilasciata
dal Ministero delle Attività Produttive, la realizzazione del collegamento che
entra a far parte della RTN. L’aggiudicatario dei lavori diventa titolare e
responsabile dell’esercizio e della manutenzione della nuova porzione di
rete e viene remunerato secondo i criteri fissati nella citata Convenzione.
Questo orientamento favorevole alla partecipazione di soggetti “privati” agli
investimenti sulle reti, per quanto riguarda la connessione di impianti di
produzione ed il potenziamento delle stesse, è stato di fatto recepito
dall’AEEG nella delibera n° 50/02 del 26 marzo relativa alle condizioni per
l’erogazione del servizio di connessione alle reti in media, alta ed altissima
tensione da parte dei gestori di rete, siano essi il GRTN o le imprese
distributrici. Nel caso in cui il soggetto richiedente la connessione realizzi
l’opera, questi potrà avvalersi della dichiarazione di pubblica utilità per
l’effettuazione delle procedure espropriative10.
8
Lo scorso 3 aprile 2002 è stato approvato il decreto cosiddetto sblocca centrali che
dovrebbe facilitarne il percorso autorizzativo.
9
Per sviluppo si intende un intervento di espansione o di evoluzione della rete elettrica i cui
benefici si estendono oltre che al richedente la connessione anche alla generalità
dell’utenza.
10 Tali procedure sono normate dal D.P.R. n° 327 del 8 giugno 2001, “Testo unico delle
disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazioni per pubblica utilità”, in
15
Studi di Settore – Maggio 2003
Questi primi importanti interventi andranno certamente integrati con le
norme di riordino del settore energetico (Progetto di legge Marzano),
attualmente in fase di discussione in Parlamento. Qualora fossero approvate
le norme, così come scritte nella bozza rilasciata al seguito
dell’approvazione da parte del Consiglio dei Ministri avvenuta a fine ottobre,
le linee guide per quanto riguarda i procedimenti di autorizzazione per la
costruzione di infrastrutture di rete potrebbero essere così riassunte:
1. la programmazione complessiva infrastrutturale appare essere funzione
esercitata sostanzialmente dallo Stato, attraverso: la dichiarazione di
interesse nazionale di grandi reti; l’adozione di indirizzi per la gestione,
manutenzione e sviluppo delle stesse; l’approvazione del piano triennale
del GRTN; la VIA delle infrastrutture dichiarate di interesse nazionale;
2. le Regioni rilasciano l’autorizzazione alla costruzione ed esercizio degli
elettrodotti attraverso un procedimento unico, comprensivo della
dichiarazione di pubblica utilità, del VIA e del progetto preliminare, entro
180 giorni dalla data di presentazione della domanda. In caso di
mancato rilascio dell’autorizzazione, lo Stato esercita il potere
sostitutivo. Le opere inserite nel Programma Triennale di Sviluppo del
GRTN, come approvato dal MAP potranno essere inserite in accordi di
programma tra le regioni ed il Ministero.
Relativamente al coordinamento della bozza citata con altre disposizioni in
tema di elettrodotti, si osserva che la legge n° 36 del 22 febbraio 2001
sull’esposizione ai campi elettromagnetici:
·
attribuisce allo Stato l’esercizio delle funzioni relative alla definizione dei
tracciati degli elettrodotti con tensione superiore a 150 kV ed alle regioni
per quelli a tensione inferiore. Questa prescrizione potrebbe costituire lo
strumento attraverso il quale l’amministrazione centrale potrà attuare la
citata programmazione delle grandi reti;
·
prescrive l’adozione di un regolamento nel quale sia contenuta anche la
disciplina (definita come “nuova”) dei procedimenti di autorizzazione alla
costruzione ed all’esercizio degli elettrodotti con tensione superiore a
150 kV nel rispetto della legge medesima e delle disposizioni in materia
di VIA (cfr. art. 5 comma 3). Si ritiene che tale regolamento, che ad oggi
ci risulta ancora in fase d’emanazione relativamente a questo punto,
possa costituire il cosiddetto procedimento unico citato nell’articolo n° 13
del decreto Marzano, evitando così il possibile moltiplicarsi delle
procedure da una regione all’altra e senza sovrapporsi alla prevista
potestà delle stesse in tema di autorizzazione degli elettrodotti;
·
prevede il riordino delle procedure relative alle servitù di elettrodotto,
tema che forse trova soluzione nel citato D.P.R. n° 327.
Alla luce del complesso dei provvedimenti esaminati appare evidente che le
autorità politiche e gli altri “power policy maker” hanno recepito l’esistenza
del problema dell’adeguamento e dello sviluppo della rete e che si voglia
risolvere tale problematica sia cercando di semplificare le procedure
autorizzative per gli interventi di sviluppo e potenziamento, sia fornendo un
quadro di riferimento normativo ed operativo nel quale si possano
conseguire al contempo sicurezza d’esercizio e redditività degli investimenti.
Le procedure previste mettono in condizioni di uguaglianza tutti i titolari di
porzioni di rete di trasmissione nazionale e sono coerenti con una
metodologia di sviluppo in cui possa essere svolto un ruolo anche da parte
vigore dal 30 giugno 2002, che ha riformato la materia dell’espropriazione per pubblica
utilità.
16
Studi di Settore – Maggio 2003
dei soggetti imprenditoriali. Fondamentale è quindi il ruolo di indirizzo del
GRTN, che è l’unico soggetto in grado di recuperare le economie di
coordinamento necessarie per il funzionamento efficiente del sistema
elettrico. Qualsiasi sarà la forma che sarà decisa per l’integrazione tra la
RTN e il Gestore, è fondamentale che il nuovo soggetto continui ad operare
in maniera indipendente e super partes, come soggetto direttamente
controllato dallo Stato o come public company, le cui attività vengano
comunque rigidamente separate da quelle in concorrenza possibili nelle altre
fasi della filiera elettrica.
17
Studi di Settore – Maggio 2003
2) La tariffa di trasporto sulla Rete di trasmissione
nazionale
La rete di trasmissione nazionale è remunerata attraverso tariffe regolate
dall’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas (AEEG), in quanto si tratta di
attività svolta in monopolio su base nazionale. La definizione dei costi
riconosciuti e la strutturazione delle tariffe è avvenuta in tre momenti:
dapprima attraverso la delibera 13/99, che ha definito le modalità di calcolo
dei costi riconosciuti e ha stabilito le tariffe di vettoriamento – ossia del
trasporto punto - punto per i clienti idonei; successivamente, attraverso le
delibere 204/99 e 205/99 che hanno definito i corrispettivi di trasporto per gli
utenti del mercato vincolato (oltre che le tariffe di distribuzione); infine,
attraverso la delibera 228/01, che, integrando le varie disposizioni dell’AEEG
volte a ridefinire la struttura della tariffa elettrica, tra le altre cose ha unificato
le tariffe di trasporto tra utenti del mercato libero e utenti del mercato
vincolato.
2.1. I costi riconosciuti alla rete di trasmissione nazionale
Le modalità di riconoscimento dei costi, la remunerazione del capitale
investito e il livello dei costi riconosciuti sono state stabilite nella delibera
13/9911. I punti di maggiore interesse del provvedimento sono i seguenti:
q
per la raccolta dei dati è stato utilizzato il bilancio 1997 dell’Enel,
confrontato con quello di altri operatori (principalmente municipalizzate),
proprietari di porzioni della rete di trasmissione;
q
sono costi riconosciuti le seguenti poste:
§
i costi diretti relativi alla gestione caratteristica, cioè all’attività di
trasporto, quindi essenzialmente i costi delle risorse interne ed
esterne (personale, materiali e forniture) più gli ammortamenti
economico- tecnici;
§
una quota parte dei costi comuni, cioè delle attività di
amministrazione; nella struttura Enel integrata tali costi erano
comuni alle fasi di generazione, produzione e trasmissione, ed era
quindi necessario procedere ad una loro ripartizione funzionale alle
diverse attività che, nel nuovo contesto competitivo, sono state deintegrate;
§
al netto dei contributi diversi, principalmente i contributi di
allacciamento;
§
il capitale investito netto, remunerato ad un WACC reale pre tax pari
al 5,6%.
Vale la pena soffermarsi sulle modalità di determinazione del capitale
investito netto e sulle modalità seguite dall’AEEG per determinare il livello
del WACC. Per quanto riguarda la valutazione del capitale investito non può
essere utilizzato la metodologia del discounted cash flow, che viene
solitamente utilizzata in ambito finanziario per la valutazione delle imprese.
In tale caso, infatti, le tariffe verrebbero determinate sulla base di un valore
11 Una compiuta descrizione della metodologia di costruzione della delibera è contenuta nella
Relazione tecnica ad essa allegata.
18
Studi di Settore – Maggio 2003
presunto calcolato sulla base di un capitale investito netto, il cui valore
verrebbe determinato non da prezzi di mercato, come per un’attività
competitiva, ma per mezzo delle tariffe stesse. L’evidente circolarità può
essere evitata attraverso il criterio del costo di rimpiazzo del capitale fisico
dell’impresa. Il capitale investito netto per la rete italiana è dato dalla somma
delle immobilizzazioni materiali (al netto del fondo di ammortamento
economico tecnico), delle immobilizzazioni immateriali e finanziarie e del
capitale circolante, il tutto al netto delle poste rettificative (fondo TFR e fondo
rischi ed oneri). Il capitale ottenuto dalle poste di bilancio è stato poi ripartito
tra le varie porzioni della rete di trasmissione.
L’analisi su esposta ha portato alla determinazione dei costi riconosciuti per
le attività ricadenti nell’ambito della Rete di Trasmissione Nazionale, che
sono riportati nella tabella di cui alla Figura n° 6.
Figura 6 - I costi riconosciuti alle porzioni di rete afferenti
alla Rete di Trasmissione Nazionale (milioni di euro)
Percorso
Linee AAT-AT e
trasformazione AT-AAT
Linee AAT
Trasf AT/AAT
Linee AT
Capitale
investito
Remunerazion
e del capitale
Altri costi
riconosciuti
Totale
4052.476
198.571
733.957
932.528
1118.116
54.787
129.735
184.522
1437.35
70.430
216.162
286.592
1380.528
67.645
236.632
304.008
Trasformazione AAT-AT/MT
1863.033
91.288
406.433
497.721
Totale
9851.503
482.723
1722.651
2205.374
Fonte: AEEG, Relazione Tecnica alla Delibera 13/99 (valori in lire convertiti)
2.2. La tariffa di trasporto sulla RTN
I costi riconosciuti della rete nazionale di trasmissione sono stati poi applicati
nelle tariffe di vettoriamento (per i clienti liberi), definite nella delibera 13/99,
e nelle tariffe di trasporto e distribuzione (per i clienti vincolati) definiti nelle
delibere 204/99 e 205/99. L’esperienza dei primi anni della liberalizzazione
ha portato alla sostituzione delle tariffe di vettoriamento per i clienti idonei ed
alla costituzione di un’unica tariffa di trasporto, identica per tutti i clienti,
idonei e vincolati quali siano. Ciò si è principalmente verificato a causa di
almeno tre motivi:
1. la struttura delle tariffe di vettoriamento, basate su corrispettivi di
potenza da applicare ad un percorso punto a punto e riconciliazioni in
caso di programma di prelievo effettivo diverso rispetto a quello
comunicato (su base oraria) al GRTN, è incompatibile con l’avvio di una
borsa elettrica. Infatti quest’ultima agisce da national balancing point per
tutti i nodi di ingresso e di uscita del sistema e quindi una tariffa basata
su un vettoriamento tra due punti specifici di ingresso e uscita della rete
non è più necessaria. Inoltre, anche il meccanismo di riconciliazioni
risulta non più necessario; in sua vece, infatti, operano i mercati di
aggiustamento, di risoluzione delle congestioni e di bilanciamento. Tali
problematiche non si pongono per quanto riguarda la tariffa di trasporto
per gli utenti vincolati. Ad ogni modo la stessa AEEG aveva riconosciuto
il carattere transitorio della tariffa di vettoriamento;
2. per quanto i livelli di costo impiegati per i calcoli della tariffa di trasporto
per gli utenti vincolati e per la tariffa di vettoriamento per gli utenti idonei
19
Studi di Settore – Maggio 2003
fossero gli stessi, la diversa struttura della tariffa determinava delle
situazioni spesso non eque. Infatti, a parità di caratteristiche di prelievo
(potenza impegnata e utilizzata, profilo della curva di domanda) del
singolo cliente, questi otteneva tariffe diverse a seconda che rimanesse
cliente vincolato oppure diventasse cliente idoneo. Questo risultato era
in contrasto con gli obiettivi di un’efficiente regolamentazione. Infatti, la
rete è un elemento di monopolio naturale che deve permettere un
accesso trasparente e non discriminatorio a tutti i fruitori del servizio;
non deve cioè fornire elementi distorsivi della scelta dei consumatori,
cosa che invece accade se il livello delle tariffe risulta essere diverso a
seconda del regime regolatorio scelto dal cliente;
3. la tariffa di vettoriamento si è dimostrata di difficile applicazione,
soprattutto nella gestione della riconciliazione.
L’AEEG ha scelto quindi, per mezzo della Delibera 228/01 (detta Testo
Integrato) di applicare a tutti gli utenti la tariffa di trasporto definita nella
Delibera 204/99, con qualche piccola modifica.
I ricavi conseguiti dalla RTN sono determinati secondo la seguente
metodologia:
1. le imprese distributrici che prelevano energia elettrica dalla Rete di
trasmissione nazionale riconoscono al GRTN un corrispettivo
determinato applicando la componente CTR riportata in Figura n° 7 alla
somma dell’energia prelevata direttamente dalla RTN ed immessa in
rete dai generatori collegati in alta tensione alla rete dei medesimi
distributori;
2. i clienti finali connessi alla RTN riconoscono al GRTN la componente
CTR applicata all’energia prelevata;
3. i produttori connessi a qualsiasi rete, sia essa la RTN o di distribuzione,
riconoscono al GRTN un corrispettivo ottenuto applicando alla energia
immessa la componente 0,0243 Euro cent/kWh.
Per le funzioni di trasmissione e dispacciamento espletate, al GRTN è
riconosciuto un corrispettivo ottenuto applicando all’energia di cui ai punti 1
e 2 precedenti la componente 0,0397 Euro cent/kWh.
Figura 7 - La componente CTR per il 2002 ed il 2003
Fasce
2002
2003
CTR (EUR cents/kWh)
CTR (EUR cents/kWh) Variaz %
F1
0.71
0.74
4.2
F2
0.46
0.48
4.3
F3
0.32
0.33
3
F4
0.15
0.16
6
Fonte: AEEG, delibere 228/01 e 152/02
La tariffa media12 di trasmissione in alta - altissima tensione risulta quindi
essere, per il 2003, pari a 0.28 EURcents/kWh.
12 Media media pesata dei corrispettivi CTR rispetto ad un profilo di prelievo corrispondente al
rapporto tra ore in ogni fascia rispetto alle ore complessive annue. Tali valori sono pari al
20
Studi di Settore – Maggio 2003
Appendice: economics e normativa delle merchant
lines
Per merchant line si intende una linea elettrica, di potenza rilevante, cioè
dell’ordine delle centinaia di MW, che viene costruita da soggetti privati per
scopi imprenditoriali sottoponendosi ad un rischio di mercato. L’investimento
effettuato per un tale tipo di impianto elettrico, che solitamente collega due
aree tra le quali si manifestano rilevanti e persistenti differenze di prezzo
dell’elettricità, viene remunerato vendendo, od utilizzando in proprio, la
capacità di trasmissione su base commerciale e non accedendo alle tariffe
regolate con le quali viene disciplinato l’accesso alle reti di trasporto
dell’energia elettrica. Per quanto riguarda l’Italia, la costruzione di una
merchant line ha quindi una giustificazione economica a livello intuitivo se si
tratta di una linea di interconnessione con l’estero, dove i livelli medi di
prezzo sono significativamente minori. La fattibilità in linea di principio di una
merchant line è stata implicitamente riconosciuta dalla delibera 151/02
dell’AEEG, che riconosce un diritto di accesso prioritario alla capacità di
trasporto sulle linee di interconnessione con l’estero a favore di chi realizza
tali infrastrutture.
In questa appendice pertanto si cercherà di mostrare i fattori che
determinano la sostenibilità economica di questi investimenti e verranno
mostrate le opzioni tecnicamente fattibili per la costruzione di tali impianti e
quali ne sono i costi; infine, verrà sintetizzata la normativa dell’AEEG, in
relazione agli altri provvedimenti già descritti che possono impattare su
questo tipo di business.
A.1. Gli economics delle merchant lines
Nonostante il termine merchant line possa sembrare alquanto esotico e vi
siano vari e complessi aspetti tecnici da tenere in considerazione, il business
è, sotto il profilo tecnico-economico, abbastanza semplice. Come per le altre
infrastrutture, l’investimento in una linea di interconnessione merchant è
economicamente sostenibile se il complesso dei flussi di cassa generati
dall’esercizio dell’impianto, attualizzati al costo medio ponderato del capitale
impiegato, è superiore all’investimento sostenuto per la realizzazione. I
margini e di conseguenza i flussi di cassa conseguiti dalla linea di
interconnessione sono chiaramente funzione della differenza di prezzo tra le
zone di mercato collegate dalla linea. Un esempio13 renderà più immediata
la comprensione di questa affermazione. Supponiamo che esistano due
aree di mercato non interconnesse tra loro, l’area A il cui costo marginale di
produzione14 è pari a 14 euro/MWh, l’area B il cui costo marginale di
produzione è pari a 23 euro/MWh, come indicato nelle figure 9 e 10.
6% per quanto riguarda F1, al 20% per quanto riguarda F2, al 14% per quanto riguarda F3,
al 60% per quanto riguarda F4.
13 Tratto da Sally Hunt “Making Competition Work in Electricity” Wiley and Sons
14 Il costo marginale di produzione è equivalente al prezzo in un sistema perfettamente
concorrenziale e senza vincoli quale quello del modello che stiamo trattando.
21
Studi di Settore – Maggio 2003
Figura 9 - Domanda e offerta nella Zona A
euro/MWh
Demand
Supply
14
MW
Figura 10 – Domanda e offerta nella zona B
euro/MWh
23
Supply
Demand
MW
Fonte: Sally Hunt “Making Competition Work in Electricity” Wiley and Sons
Supponiamo che le due aree vengano connesse da una linea e che, per
ipotesi, non vi siano vincoli di trasporto15. La connessione così realizzata
equivale ad una sorta di unione delle due zone di mercato, con la
conseguenza che il costo marginale del nuovo sistema elettrico dovrà
essere unico per entrambe le zone. Ovviamente, sarà un valore intermedio
tra i due – nel nostro esempio 20 euro/MWh – equivalente al valore di
equilibrio raggiunto nella figura 11 in coincidenza della quantità prodotta
X+T16. Il prezzo di produzione quindi si alzerà per la zona A e si ridurrà per
la zona B. Tuttavia, non essendo realistica l’ipotesi di capacità di trasporto
infinita, vi sarà un vincolo di trasporto, che farà ridurre l’esportazione dalla
15 L’assenza di vincoli di trasmissione equivale alla condizione di linea di capacità infinita,
ovvero indipendente dalla dimensione produttiva delle aree di mercato che vengono
interconnesse
16 Il grafico della figura 11 è ottenuto ruotando di 180 gradi il grafico 2 della figura 10 e
affiancandolo al grafico della figura 9.
22
Studi di Settore – Maggio 2003
zona A da X+T a X+L. Ciò porta il prezzo di generazione nella zona A da 20
euro/MWh a 17 euro/MWh, mentre nella zona B lo alza a 21 euro/MWh. Il
differenziale di prezzo tra le due aree, pari a 4 euro/MWh, è quindi il costo
marginale di trasmissione tra la zona A e la zona B e va a remunerare
l’investimento sostenuto per realizzare a linea.
Figura 11 - Domanda e offerta nelle zone A-B Interconnesse
da una linea di trasmissione merchant
euro/MWh
23
21
20
17
14
X
Zone A
X+ L X+T
MW
Zone B
Fonte: Sally Hunt “Making Competition Work in Electricity” Wiley and Sons
E’ quindi evidente che un investimento in una linea di interconnessione è
giustificato qualora vi sia un collo di bottiglia tra due aree tale da generare
un differenziale di prezzo tra i due. E’ altresì evidente che l’investimento in
sé produce un miglioramento dello status quo ante, ossia riduce l’entità della
congestione, riducendone anche il valore. Queste affermazioni meritano di
essere approfondite relativamente ai seguenti punti:
a) la desiderabilità sociale dell’investimento in linee, ossia fino a che punto
vi sia un miglioramento di welfare tale per cui la costruzione della linea
sia giustificata socialmente, cioè permette una riduzione dei costi di
generazione del sistema;
b) quando un investimento che sarebbe migliorativo in termini di benessere
sociale è redditizio per operatori privati.
La soluzione a queste due domande permette di definire l’economicità di
una merchant line. Possiamo darne una giustificazione, anche se
semplificata e astratta, tornando al nostro esempio. Nel nostro caso, prima
della costruzione della linea, con le zone di mercato A e B separate, il valore
della congestione era molto alto, pari a (24-13)=9 euro/MWh. Dopo la
costruzione della linea il valore della congestione è (21-17)=4 euro/MWh. Il
guadagno in termini di welfare sarà dato dall’area A scura mostrata nel
grafico 4, pari, se linearizzassimo le curve di offerta a [(B1-B2)+ (B3B4)]*(X+L-X)/2, cioè [(9+4)*L]/2. In termini unitari quindi il guadagno sociale
sarà pari a (9+4)/2=6.5 euro/MWh che, se maggiore al costo unitario della
linea, (che noi ipotizziamo essere pari a 3 euro/MWh), garantisce la
desiderabilità sociale dell’investimento.
23
Studi di Settore – Maggio 2003
Tale infrastruttura è desiderabile dall’investitore privato in quanto il suo
guadagno unitario è pari a 4 euro/MWh, ed è quindi anch’esso superiore ai
costi unitari della linea (graficamente in Figura n° 12 è l’area B più chiara).
E’ interessante notare che socialmente potrebbe essere efficiente abolire del
tutto la congestione. Nel nostro esempio, ciò avverrebbe se l’aumento della
capacità portasse ad una produzione pari a X+T. La congestione verrebbe
completamente abolita ma il guadagno in termini di welfare sarebbe pari a
(9-0)/2=4.5 euro/MWh, quindi ancora superiore ai costi di realizzazione della
linea. E’ ovvio tuttavia che non vi sarebbe più ingresso di capitale privato, in
quanto i proponenti l’investimento avrebbero ritorni nulli dall’abolizione totale
della congestione.
L’investimento in una nuova linea di interconnessione sarà pertanto
economicamente sostenibile sia dal punto di vista del benessere sociale che
dal punto di vista di ritorno per il capitale sociale, finchè il risparmio e la
riduzione del valore unitario della congestione non saranno tali da scendere
entrambi al di sotto del costo unitario dell’investimento. Nel caso in cui
questo accada solo per quanto riguarda il valore della congestione,
l’investimento sarà socialmente desiderabile ma non sostenibile da mezzi
privati.
Figura 12 - Guadagno pubblico e privato di un investimento merchant
euro/MWh
B1
23
21
20
B3
A B
17
B4
14
B2
X
X+ L X+T
Zone A
MW
Zone B
Fonte: Sally Hunt “Making Competition Work in Electricity” Wiley and Sons
A.2. Le tecnologie disponibili e i costi
Le linee di interconnessione tra stati nazionali sono state inizialmente
realizzate in quanto garantiscono dei risparmi di pianificazione e gestione
della riserva e migliorano considerevolmente la sicurezza del sistema
elettrico. Oggi, i sistemi elettrici delle nazioni continentali dell’Europa centrooccidentale17 sono elettricamente interconnessi mediante linee di alta ed
17 L'ente preposto alla supervisione delle interconnessioni sincrone tra le nazioni continentali
dell’Europa centro-occidentale è l'UCTE (Union pour la Coordination et le Transport de
l'Èlectricité), operativo da oltre 50 anni. L'UCTE a sua volta fa parte dell'ETSO (European
Transmission System Operators) che raggruppa dal 1999 anche le interconnessioni
asincrone - in corrente continua - con le aree non continentali quali la Scandinavia e isole
britanniche.
24
Studi di Settore – Maggio 2003
18
altissima tensione in corrente alternata che attraversano i confini nazionali .
Le caratteristiche fisiche di un sistema elettrico in corrente alternata rendono
impossibile identificare l’origine dei flussi energetici, provocati dalle richieste
dell’utenza e dalle immissioni delle centrali di produzione, che transitano
sulle singole linee di trasmissione. Si osservi, a titolo di esempio, quanto
mostrato in Figura 13.
Figura 13 - Ripartizione dei flussi nella rete UCTE nel caso di immissione
di 100 MW in Belgio e prelievo in Italia
Fonte: ETSO, “NTC and ATC in the IEM”, March 2001.
Un'ipotetica transazione di potenza tra Belgio e Italia si distribuisce su tutte
le frontiere tra i principali paesi europei prima di raggiungere la sua
destinazione. Quanto mostrato in Figura 13 evidenzia inoltre il fatto che, in
un sistema elettrico in corrente alternata, non è detto che ciascuna linea
possa essere esercita al 100% della propria capacità nominale, poiché la
potenza immessa in un nodo si ripartisce in modo non sempre controllabile
su tutti i percorsi di rete afferenti al nodo stesso, spesso provocando la
saturazione delle linee con minore capacità residua e vincolando pertanto le
altre a trasportare potenza al di sotto dei loro limiti fisici reali.
18 In Italia le prime linee di interconnessione con gli stati confinanti sono state realizzate
all'inizio degli anni '60 per rispondere alle esigenza di mutuo soccorso tra sistemi elettrici
ovvero per assicurare, in caso di indisponibilità di generazione sul territorio nazionale, una
corrispondente capacità di riserva situata oltre confine. Durante il decennio a cavallo tra la
fine degli anni '80 e la fine degli anni '90, l'abbandono del nucleare e le difficoltà nel
realizzare centrali ha portato alla sottoscrizione di contratti pluriennali con garanzia di
potenza, alcuni dei quali ancora in essere, con i paesi confinanti; ciò ha fatto si che gli
scambi sulle interconnessioni assumessero un ruolo sempre maggiore nel bilancio
energetico nazionale. Infine, a partire dalla fine degli anni '90, gli scambi
sull'interconnessione si sono ulteriormente sviluppati per ragioni commerciali dovuti al
differente costo marginale di produzione tra l’Italia ed il resto d’Europa. Attraverso le linee di
interconnessione con l’estero viene importato circa il 17% dei consumi annui del nostro
paese.
25
Studi di Settore – Maggio 2003
Oltre a questa intrinseca limitazione, i gestori delle reti devono conservare
su ciascuna interconnessione un’adeguato margine di capacità che permetta
di salvaguardare gli scambi energetici a fronte di indisponibilità singole dei
collegamenti di interconnessione, di deviazioni non intenzionali dei flussi
fisici durante l’esercizio e di situazioni impreviste di sbilanciamento di
potenza nelle aree interconnesse.
Quanto descritto spiega il motivo per cui, nella delibera 151/02, la capacità
di trasporto di una linea di interconnesione viene definita come il massimo
transito di potenza compatibile con la sicurezza di funzionamento del
sistema.
Il dimensionamento ed i costi di sviluppo di un’infrastruttura di rete vanno
però riferiti alla potenza nominale dell’impianto, anche se, ai fini commerciali,
è la capacità di trasporto il valore base per le valutazioni economicofinanziarie. Per incrementare la capacità di trasporto reale associabile ad
una infrastruttura di interconnessione di tipo merchant è pertanto necessario
renderla indipendente da quanto accade dal resto del sistema
interconnesso, ovvero installare sul collegamento stesso dispositivi in grado
di controllarne i transiti di potenza. In questo caso il collegamento ha natura
cosiddetta “diretta”, nel senso che, come definito anche nel decreto Bersani,
il trasporto di energia elettrica viene effettuato “indipendentemente dal
sistema di trasmissione” e quindi la capacità commerciale dell’infrastruttura è
paragonabile a quella nominale valida ai fini del dimensionamento tecnico e
della formulazione dei preventivi costruttivi. L’incremento della capacità di
trasporto disponibile comporta, naturalmente, un investimento superiore
dovuto all’aumento della complessità tecnologica delle apparecchiature
installate nei punti (stazioni) di connessione. Fra le tecnologie per il
controllo, le soluzioni possibili sono la linea AC con PST (Phase Shifting
Transformers, dispositivi elettromeccanici di controllo), la linea AC con
convertitori back to back e la linea HVDC (High Voltage Direct Current,
collegamento in corrente continua). I dispositivi PST consentono un certo
grado di controllabilità entro i limiti comunque imposti dai vincoli tecnologici e
dalla magliatura di rete circostante, mentre le soluzioni back to back e HVDC
consentono un controllo totale della potenza. Queste ultime due alternative
risultano tuttavia onerose da un punto di vista economico a causa del costo
delle apparecchiature da installare nelle stazioni.
Si considerino, a titolo esemplificativo, le indicazioni di massima riportate in
Figura 14, in cui si evidenziano, per una capacità di trasporto pari a 500 MW
ed una lunghezza del collegamento di 50 km, i costi di diverse alternative
tecnologiche. Si ipotizza che la linea sia realizzata in cavo sotteraneo, per le
note difficoltà autorizzative che si incontrano nella costruzione di reti aeree
ad alta tensione. Si noti inoltre che: la soluzione AC comporta un
dimensionamento del cavo pari al doppio della potenza trasportata, in base
a quanto precedentemente illustrato relativamente al tema della capacità
effettivamente disponibile su linee a potenza non controllata; nel caso di un
PST è stato assunto che la soluzione implementata consenta uno
sfruttamento al 100% del cavo installato19.
19 Tale ipotesi può risultare condizionata dalla configurazione di rete poiché, come già
accennato, questi dispositivi consentono solo un controllo parziale dei flussi.
26
Studi di Settore – Maggio 2003
Figura 14 - Costi di diverse soluzioni tecnologiche a parità di potenza trasportata
Tecnologia
Tensione Capacità nominale
[kV]
del cavo [MW]
Costo cavo
[M€]
Costo
stazioni [M€]
Costo
totale [M€]
AC
400
1000
100
0
100
AC + PST
400
500
50
10
60
AC + BB
400
500
50
93
143
HVDC
400
500
24
116
140
Fonte: CESI
A.3. La regolamentazione
La delibera 151/02 dello scorso 8 agosto 2002 disciplina i criteri di accesso
alla nuova capacità di interconnesione con l’estero resa disponibile a seguito
della realizzazione di infrastrutture di trasporto dell’energia elettrica da parte
di soggetti terzi rispetto al GRTN. Viene riconosciuto un incentivo,
consistente nel conferimento di un titolo di priorità di accesso alla nuova
capacità, proporzionale all’incremento di potenza di transito. La disciplina si
integra con la generale normativa comunitaria e nazionale volta a favorire
l’intervento di terzi nello sviluppo delle infrastrutture di trasporto, ed è
coerente con la regolamentazione di natura operativa, come ad esempio la
convenzione tra il Ministero dell’Industria e il GRTN stipulata nel luglio
200020. Più in dettaglio, la delibera 151/02 stabilisce:
1. un periodo quinquennale (che scade quindi nel dicembre 2007) in cui
possano essere definiti interventi di realizzazione di nuove infrastrutture
che possano essere incentivati sulla base della delibera stessa;
2. incentivo è il riconoscimento di accesso prioritario per un periodo di dieci
anni, a partire dall’entrata in servizio dell’elemento di rete, a favore dei
soggetti che realizzano interventi di sviluppo. A nessun soggetto può
essere riconosciuto un accesso a titolo prioritario sulla rete di
interconnessione superiore ad 800 MW 21;
3. ai fini delle modalità di calcolo per l’attribuzione dei diritti di accesso, il
GRTN esamina contestualmente tutte le domande di sviluppo di nuove
interconnessioni ad esso pervenute. Una volta accettate le domande22,
per ciascuna zona il GRTN calcola l’incremento complessivo di capacità
e l’incremento determinato da ciascun intervento di sviluppo. Infine,
calcola la titolarità dei diritti di accesso per ciascun realizzatore,
assegnando l’80% del valore ottenuto ripartendo proporzionalmente
l’incremento complessivo nella zona in base all'aumento della capacità
di trasporto causato dalla singola linea, tenendo presente che a nessun
operatore può essere assegnata una capacità superiore a quella della
linea da esso costruita23;
20 La Convenzione prevede che, per quanto riguarda gli interventi di sviluppo di nuove linee e
stazioni il Gestore della rete possa ricorrere a procedure di confronto concorrenziale per la
selezione del soggetto che diviene titolare dell’intervento di sviluppo medesimo.
21 Tale valore è al netto della capacità necessaria alla sicurezza di funzionamento del sistema
elettrico.
22 Le domande possono essere rifiutate dal GRTN solo se ritenute tecnicamente non congrue
o se ritenute incompatibili con la sicurezza di funzionamento del sistema.
23 La qualifica di singolo operatore deve ottemperare ai criteri previsti dalla legge
relativamente al controllo/collegamento societario.
27
Studi di Settore – Maggio 2003
4. anteriormente alla data di avvio della contrattazione sulla borsa elettrica,
i titolari dell’accesso prioritario hanno il diritto di scambiare l’energia
elettrica sulle linee di interconnessione realizzate. Dal momento in cui
entrerà in vigore il dispacciamento di merito, tale energia ha priorità di
accesso – è cioè inserita nei programmi di dispacciamento come offerta
a prezzo nullo e inoltre, a parità di prezzo, ha il diritto di priorità di
dispacciamento rispetto alle altre offerte di vendita nella medesima
zona;
5. la disciplina descritta al punto 4 è garantita a tutti i titolari di contratti
bilaterali, ma in più rispetto a questi è garantito un ulteriore vantaggio.
L’energia scambiata sulle linee di interconnessione costruita in base a
nuovi sviluppi, è esonerata dal pagamento dei diritti di utilizzo della
capacità di trasporto tra zone, previsti sia dalla delibera 95/01 che
definisce i criteri per la definizione delle regole per il dispacciamento di
merito, sia dalle regole di dispacciamento di merito economico emesse
dal GRTN lo scorso 9 agosto 2002. Questo corrispettivo, pari al prodotto
tra l’energia elettrica che transita sulle linee e la differenza di prezzo tra
le zone, sarebbe, nel caso di interconnessioni con l’estero,
estremamente onerosa e di fatto corrisponderebbe al margine di
guadagno della linea stessa. L’esenzione è quindi funzionale allo
sviluppo delle iniziative private per la costruzione di tali linee24;
6. il GRTN ha pubblicato il 20 febbraio 2003 un bando contenente le
modalità per la presentazione della richiesta di realizzazione di tali
interventi, nonché le modalità di valutazione e di assegnazione degli
stessi25. I proponenti avranno tempo fino al 2 maggio 2003 per
presentare le richieste di sviluppo, che verranno valutate dal GRTN nei
24 Anche tali linee (come tutte le importazioni già esistenti) sono tenute al pagamento previsto
dalla delibera 162/99, che stabilisce un corrispettivo a favore del GRTN a copertura dei
costi da esso sostenuti per la garanzia della capacità di trasporto sulle interconnessioni.
25 Gli elementi minimi richiesti dall’AEEG sono: la data prevista di entrata in servizio delle
infrastrutture di rete, le caratteristiche tecniche principali ed in particolare i siti di
connessione alla rete di trasmissione nazionale ed estera, la descrizione delle modalità
attuate per sostenere il costo dell’investimento e il progetto di massima dell’intervento
stesso.
L’avviso pubblicato dal GRTN accoglie le indicazioni dell’AEEG e include come requisiti che
i proponenti dell’iniziativa devono rispettare i seguenti punti:
a) requisiti di ordine generale (non trovarsi in stato di fallimento, essere in regola con i
versamenti previdenziali, ecc…);
b) requisiti di carattere professionale. Il soggetto interessato, o tutti i soggetti partecipanti
ad un consorzio di imprese, devono essere iscritti nel Registro Nazionale delle Imprese
nelle attività oggetto della qualifica (progettazione, realizzazione, esercizio e
manutenzione di infrastrutture per il trasporto dell’energia elettrica);
c) requisiti di carattere tecnico. I soggetti interessati devono dimostrare con idonea
documentazione di avere svolto direttamente o di avere commissionato negli ultimi
cinque anni attività di
Ø progettazione di elettrodotti o stazioni elettriche con tensione superiore a 120 kV;
Ø costruzione di elettrodotti o stazioni elettriche con tensione superiore a 120 kV;
Ø manutenzione ordinaria o straordinaria di elettrodotti o stazioni elettriche con le
medesime caratteristiche.
Inoltre, le medesime imprese dovranno dimostrare di avere svolto negli ultimi cinque anni,
attività di esercizio di tali infrastrutture, o, nel caso abbiano commissionato a terzi tali
attività, di avere le capacità gestionali di controllare e coordinare tali attività. Infine, tutte tali
attività devono essere conformi alle normative UNI ISO 9000;
d) requisiti finanziari: l’impresa dovà dimostrare di avere adeguata disponibilità di risorse
bancarie, di avere un valore della produzione media annuale nel 2001 e nel 2002 pari
almeno al valore dell’investimento dell’infrastruttura proposta, e che il loro patrimonio
netto non sia inferiore ad un terzo dell’investimento richiesto. In caso di consorzio,
ognuna delle imprese partecipanti dovrà possedere tali requisiti almeno per il 20%, e la
capogruppo almeno per il 60%
28
Studi di Settore – Maggio 2003
trenta giorni successivi. Entro giugno quindi il processo di autorizzazione
dovrebbe essere concluso.
La delibera 151/02 dovrebbe costituire per i potenziali investitori un quadro
di riferimento piuttosto chiaro, in quanto vengono garantiti i volumi di
importazione attraverso la titolarità dell’accesso e si pongono le basi per
effettuare delle valutazioni di sostenibilità finanziaria attraverso l’esenzione
dal corrispettivo di trasporto. Dal punto di vista della normativa del
dispacciamento, le nuove linee di interconnessione possono essere
considerate come dei “generatori virtuali” dotati di contratti bilaterali di
importazione dall’estero. Ad essi sono applicate le norme relative ai contratti
bilaterali – trattati come offerte a prezzo nullo e con priorità di
dispacciamento rispetto alle altre offerte di vendita. Si sottolinea come il
provvedimento in esame sia di portata più ampia della proposta di delibera
del 27 febbraio 2002 sulle cosiddette linee dirette per lo scambio di energia
con l’estero in quanto, non essendo più richiesta la condizione di
indipendenza dal sistema di trasmissione, non vengono posti limiti alla
tecnologia con cui realizzare l’interconnesione. Il collegamento potrebbe
quindi essere costituito anche da una tradizionale linea area in corrente
alternata priva di dispositivi di controllo dei flussi di potenza.
Evidentemente l’AEEG, ritenendo urgente normare questa tipologia di
investimenti, che hanno o possono avere un forte impatto sullo sviluppo del
sistema elettrico italiano, ha preferito adottare una regolamentazione a
contenuto più ampio. Riteniamo, comunque, che la linea diretta continui a
costituire un’opzione significativa per l’accesso alla produzione estera da
parte del mercato del nostro paese, e che una riflessione complessiva sulla
regolazione dell’utilizzo delle linee dirette vada perseguita.
Infine, è da ricordare che anche per quanto riguarda le linee merchant
vigono tutte le problematiche autorizzative e di valutazione di impatto
ambientale relative allo sviluppo della rete di trasmissione nazionale. La
difficoltà ad ottenere autorizzazioni soprattutto per l’opposizione locale a
nuove linee aeree è nota: ciò porta a ritenere più facile la costruzione di
linee in cavo sotterraneo, attraverso tracciati già esistenti (strade, ferrovie,
probabilmente gasdotti), per le quali l’impatto ambientale potrebbe essere
minimo se non nullo26.
A.4 Il caso italiano
Se vogliamo calare gli esempi astratti nel caso italiano, è evidente che il
potenziale interesse alla costruzione di merchant lines si pone sulla frontiera
alpina; ed è altresì evidente che la sostenibilità di tale investimento sarà
funzione della differenza dei prezzi tra Italia e i paesi confinanti. E’ noto che
tale differenza è sfavorevole all’Italia, ma di quanto? E’ una differenza tale
da giustificare un investimento in linee di interconnessione? Quant’è la
capacità ottima di tali investimenti? E infine, gli investimenti in linee di
interconnessione non sono forse sostituti di investimenti nel parco di
generazione, considerando che questi dovrebbero portare ad una riduzione
del prezzo dell’elettricità all’interno del nostro paese, avvicinandolo alla
media dell’Europa Continentale? Una risposta quantitativamente giustificata
a tutti questi quesiti non può essere oggetto di questa pubblicazione; tuttavia
26 Il primo progetto di linea di interconnessione merchant presentato pubblicamente ha
effettivamente questa caratteristica. Si tratta di un progetto presentato dalle Ferrovie Nord di
Milano e l’Azienda Elettrica Ticinese (AET) per una linea in cavo sotterrraneo da 250 MW,
che dovrebbe sfruttare il percorso dell’attuale linea ferroviaria che collega la provincia di
Varese con il Canton Ticino.
29
Studi di Settore – Maggio 2003
possono essere fornite alcune indicazioni qualitative. Cominciamo
innanzitutto con un’indicazione dell’attuale differenza di prezzi tra l’Italia e
alcuni paesi continentali da cui viene importata energia in Italia, sulla base
degli indici di prezzo forniti dalla borsa francese dell’energia Powernext,
della borsa tedesca LPX-EEX e dell’indice SWEP (Swiss Electricity Power
Index) che fa da riferimento per quanto riguarda l’area svizzera e bavarese.
Si può notare immediatamente dalla figura 15 che il prezzo per il mercato
libero in Italia è risultato essere, nel corso del 2002, più del doppio dei prezzi
che si verificano nei paesi dell’Europa continentale. L’andamento delle
importazioni spot verso l’Italia dell’ultimo anno ha visto un prezzo medio pari
a 47.98 euro/MWh; sulla borsa francese di Powernext il prezzo medio nello
stesso periodo è stato pari a 21.19 euro/MWh; sulla borsa tedesca è stato
pari a 22.55 euro/MWh. Ciò vuol dire che il differenziale di prezzi tra le
frontiere, ossia il valore della congestione, è estremamente elevato, 25.44
euro/MWh verso la Germania, 26.79 euro/MWh verso quella francese. Di
estremo interesse è il risultato relativo al’indice SWEP, che nello stesso
periodo ha una performance di prezzo di 42.20 euro/MWh, simile al livello
medio di prezzo per le importazioni in Italia.
Figura 15 – Andamento dei prezzi di Powernext, EEX, SWEP, nel corso del 2002
75
Euro/MWh
65
55
45
35
25
15
Powernext
EEX
SWEP
Italy Import spot
Fonte: Powernext, EEX, Atel, GRTN
Il forte differenziale di prezzo tra import italiano e prezzo medio nell’area
continentale è giustificato dalle diversissime condizioni dell’offerta in quei
paesi, dove abbondante è la produzione da nucleare e da carbone, e dalla
forte dipendenza dai combustibili fossili del parco italiano. L’indice SWEP
invece dimostra la scomparsa della condizione di arbitraggio tra mercato
svizzero ed italiano; il prezzo in Svizzera, a causa dell’eccesso di domanda
di importazione dall’Italia, si è alzato, contemporaneamente facendo
abbassare quello del mercato italiano (il costo dell’energia sul mercato
vincolato è, nello stesso periodo, intorno ai 55 euro/MWh); prima dell’avvio
delle contrattazioni spot ad inizio 2000, infatti, lo SWEP forniva prezzi in
linea, se non più bassi, di quelli europei continentali, intorno ai 20
euro/MWh. La forte richiesta di energia da parte dell’Italia genera quindi una
rilevante congestione sulle linee di importazione che attraversano le Alpi, pur
30
Studi di Settore – Maggio 2003
in presenza di una capacità di trasporto significativa che già permette il
transito di volumi tra i maggiori d’Europa27, ma alle differenze di prezzo
determinate dalla struttura della generazione sottostante. In altri termini, la
richiesta di energia a basso costo in Italia è tale che la domanda continua
ampiamente ad eccedere l’offerta disponibile.
Il differenziale inoltre sembra tale da giustificare la costruzione di alcune
linee merchant di importazione. Una stima grossolana può essere la
seguente. Supponiamo che venga costruita una linea in AC in cavo
sotteraneo con PST a 400 kV con capacità di trasporto di 500 MW, dalla
lunghezza di 50 Km; secondo quanto indicato nel secondo paragrafo,
l’investimento complessivo dovrebbe essere di circa 60 milioni di euro,
comprensivo delle connessioni alle reti di trasmissione in Italia ed all’estero.
Supponiamo inoltre che tale investimento venga ammortato in 10 anni28,
che gli investitori richiedano un WACC del 10% e che i costi di O&M siano
pari al 1% dei costi complessivi. Sotto tali ipotesi, il costo unitario della linea
di interconnessione pari a 2.47 euro/MWh (nell’ipotesi di utilizzo ad 8000 ore
all’anno della capacità). A questo punto diventa cruciale comprendere
l’andamento del prezzo dell’elettricità sul mercato interno italiano. Secondo
molti analisti, affinchè il prezzo dell’energia elettrica possa convergere verso
il prezzo di sistema europeo sono necessari consistenti investimenti nella
generazione (15,000-20,000 MW), che possono essere parzialmente
sostituiti da investimenti nelle linee di interconnessione. Ciò non potrà
accadere prima del 2010, dati i tempi autorizzativi e di costruzione; inoltre, il
mercato italiano dell’energia elettrica continuerà a rimanere legato
all’andamento dei prezzi dei combustibili fossili, ed è altamente improbabile
che il loro prezzo scenda ad un livello tale da giustificare costi marginali di
produzione inferiori a quelli ottenibili dalla produzione nucleare o
idroelettrica.29 E’ quindi possibile che il rinnovamento del parco elettrico
italiano avvicinerà considerevolmente i prezzi a quelli europei, ma, tranne
situazioni contingenti di scarsità sul lato continentale, dovrebbe continuare a
pagare un premio, anche se ridotto, rispetto al sistema europeo – in linea
con quanto accade già oggi sulla frontiera svizzera. Il differenziale di costo si
dovrebbe quindi ridurre dagli attuali 20 euro/MWh a circa 1-2 euro/MWh
nell’arco di dieci anni, grazie ai nuovi investimenti. Poiché il differenziale di
prezzo costituisce il margine di guadagno per le merchant lines, ipotizzando
che la linea del nostro esempio entri in funzione dal 2004 e che vi sia un
processo decennale di convergenza lineare tra prezzi italiani ed esteri a
partire dallo stesso anno30, i ricavi complessivamente ottenuti dalla linea
sarebbero tali da permettere il recupero intero dell’investimento in soli due
anni sulle linee di interconnessione con Francia e Germania, mentre
l’investimento in linee di interconnessione con la Svizzera rischierebbe di
non essere recuperato entro il 201031.
27 Le linee di importazioni attraverso le Alpi hanno una capacità di trasporto, al netto dei
margini di sicurezza, che sfiora i 6,000 MW; vi transitano in condizioni di sicurezza 45-50
TWh all’anno, il che rende l’Italia il maggiore importatore di energia elettrica d’Europa.
28 Tale è la durata della riserva di capacità garantita dalla Delibera 151/02
29 Quest’ultima soprattutto perché i costi fissi, pur maggiori rispetto alla produzione
termoelettrica, sono in larga parte ammortati in considerazione dell’obsolescenza di gran
parte degli impianti idroelettrici europei.
30 E’ improbabile che nuovi impianti CCGT entrino in funzione in Italia prima del 2004; la
struttura del parco termoelettrico e quindi i prezzi resteranno vincolati al petrolio e quindi,
per comodità di analisi, ipotizziamo il mantenimento dello stesso differenziale anche per
tutto il corso del 2003.
31 Ovviamente questo esempio non va preso alla lettera. Oltre ad un affinamento delle ipotesi
tecniche, che imporrebbero una due diligence dal lato dei costi di costruzione, anche
31
Studi di Settore – Maggio 2003
La questione che rimane aperta per la sostenibilità economica di nuove
merchant lines è quindi principalmente legata al loro essere concorrenti degli
investimenti nella generazione; ciò accade nella misura in cui l’accelerazione
nell’efficientamento del parco di generazione accelera la riduzione dei
margini (per ora consistenti) del mercato italiano, e nella misura in cui il
potenziamento delle infrastrutture di trasporto spinge all’allineamento dei
prezzi nei diversi paesi europei. Quindi, più veloci e più consistenti saranno
gli investimenti, minori saranno i ritorni per gli investitori e più lungo il rientro
dall’investimento, variabile cruciale quest’ultima in quanto gli investitori
privati devono potere recuperare l’esborso entro il periodo in cui viene loro
garantita la riserva di capacità, quindi dieci anni. Nel caso in cui i prezzi
dell’elettricità in Italia scendano rapidamente, l’investimento potrebbe non
essere recuperato. Questa, più ancora della sostenibilità politica ed
ambientale, sembra forse essere la variabile chiave per la valutazione di
fattibilità economica di una merchant line.
l’analisi di mercato andrebbe accuratamente approfondita. Soprattutto è di cruciale
importanza analizzare l’effetto di interrelazione tra i mercati, che più si interconnettono più si
influenzano reciprocamente. Per tornare al caso che coinvolge Italia, Svizzera, Francia e
Germania, oggi sono evidenti le influenze bilaterali che legano da un lato Germania e
Francia, dall’altro Svizzera e Italia. Tuttavia, un potenziamento delle interconnessioni
finirebbe con il riflettersi su tutti e quattro i paesi – in altri termini il margine italiano si
spalmerebbe su tutti e quattro i paesi e porterebbe progressivamente all’eliminazione delle
posizioni di arbitraggio tra i quattro paesi, allineando i prezzi verso un livello medio un po’
più alto per Germania e Francia e più basso per Svizzera e Italia. Tali dinamiche vanno
analizzate con grande attenzione.
32
Studi di Settore – Maggio 2003
La presente pubblicazione è stata redatta da Banca Intesa in nome e per conto di Caboto SIM*. Le informazioni qui contenute sono
state ricavate da fonti ritenute da Banca Intesa e Caboto SIM affidabili, ma non sono necessariamente complete, e l’accuratezza
delle stesse non può essere in alcun modo garantita. La presente pubblicazione viene a Voi fornita per meri fini di informazione ed
illustrazione, ed a titolo meramente indicativo, non costituendo pertanto la stessa in alcun modo una proposta di conclusione di
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La presente pubblicazione è destinata all’utilizzo e alla consultazione da parte della clientela professionale e commerciale del
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di servirsi di qualsiasi materiale sopra esposto e/o di qualsiasi informazione a cui tale materiale si ispira prima che lo stesso venga
pubblicato e messo a disposizione della clientela. Banca Intesa, Caboto SIM e le rispettive controllate e/o qualsiasi altro soggetto ad
esse collegato possono occasionalmente assumere posizioni lunghe o corte nei summenzionati prodotti finanziari.
* Caboto SIM è parte del Gruppo Banca Intesa. Banca Intesa è regolata da FSA per l'attività nel Regno Unito ed è membro del
LIFFE.
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