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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
La formazione del prezzo e la
sicurezza degli approvvigionamenti.
Il mercato elettrico italiano e gli scenari futuri.
Alessandro Marangoni
Corso A3 di formazione e aggiornamento “Tecniche di formazione”
Roma, 24 novembre 2015
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Outline
 La liberalizzazione del mercato elettrico e l’attuale architettura
 Le componenti della bolletta elettrica (quadro d’insieme)

L’approvvigionamento di energia

Oneri generali di sistema

Trasmissione, distribuzione, misura

Imposte
Focus componente energia: struttura ed evoluzione del settore elettrico




Mix di generazione
Struttura del mercato
Rinnovabili e prezzo dell’energia elettrica
Le problematiche attuali (overcapacity, adeguatezza, etc.)
 Focus oneri generali di sistema e A3


Stato incentivazione
Evoluzioni future
 Lavori in corso: maggior tutela, revisione tariffe, canone Rai, …
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
La liberalizzazione del mercato elettrico
Il processo di liberalizzazione del mercato elettrico è stato avviato dall’ Unione
Europea che, con la Direttiva 96/92/CE, ha promosso la creazione di un
mercato unico dell’elettricità a livello europeo, attraverso l’apertura alla
concorrenza dei singoli mercati nazionali.
Due principi fondamentali hanno guidato il processo:
1) L’unbundling. Separazione tra l’attività di gestione dell’infrastruttura di
rete da un lato e le attività di produzione/importazione e vendita dall’altro.
Mentre la prima, stante la sua natura di monopolio naturale, continua ad
essere sottratta alla concorrenza, le seconde sono libere.
2) Il Third Party Access. Obbligo di garantire l’accesso alla rete, in base a prezzi
obiettivi e non discriminatori, a tutti i soggetti che ne facciano richiesta.
A questi si è aggiunto a livello nazionale l’imposizione di tetti antitrust, che
identificano dei limiti massimi alla quota di mercato di ciascun operatore.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Il “Decreto Bersani” – Dlgs. 79/1999
 Liberalizzazione attività di generazione, vendita finale e cambi con estero
 Accesso regolamentato alla rete trasmissione con tariffe definite da AEEG
 Trasmissione e dispacciamento affidate a in concessione a gestore della rete
 Separazione societaria dell’incumbent (Enel)
 Introduzione di nuove figure istituzionali: GRTN (oggi Terna), GME, AU
 Cessione di capacità produttiva di Enel per ridurre concentrazione del
mercato (vendita Genco)
Legge 234/04 (“Legge Marzano”): dal 1 luglio 2007 tutti i clienti possono
scegliere di essere riforniti sul mercato libero. Alcune tipologie di clienti che
non hanno ancora optato per il mercato libero possono rimanere nel mercato
di maggior tutela o nel mercato di salvaguardia (temporaneamente).
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
L’attuale configurazione del mercato elettrico
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
La Borsa elettrica

A partire dal 1° luglio 2004 viene istituita la Borsa elettrica e tutti gli utenti non
domestici con consumi > 0,1 GWh/anno e possessori di P. IVA hanno facoltà di
approvvigionarsi sul mercato libero

Nel 2007 avviene la completa apertura del mercato, anche per i clienti domestici,
che possono comunque avvalersi del servizio di maggior tutela, un mercato
regolato dall’AEEGSI dove l’approvvigionamento è garantito dall’Acquirente
Unico (AU), mediante criteri di economicità e trasparenza.

Nel 2013 la maggior tutela rappresenta il 25% dell’energia elettrica complessiva.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Il disegno di mercato che emerge da processo di liberalizzazione delle fasi
della filiera che sono concorrenziali (es. generazione, importazione, vendita)
riguarda la vendita all’ingrosso dell’energia elettrica, la vendita al dettaglio e
l’attività di dispacciamento.
La negoziazione degli scambi di energia nei mercati elettrici è affidata al
Gestore dei Mercati Energetici (GME).
Il Mercato elettrico a Pronti (MPE) è articolato in:
 Mercato del Giorno Prima (MGP)
 Mercato Infragiornaliero (MI)
 Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
Il Mercato Elettrico a Termine (MTE) è organizzato in modo che gli operatori
possano negoziare contratti standardizzati a termine sull’energia elettrica:
 Contratti bilaterali / Over the counter
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Il Mercato del Giorno Prima
 Mercato per lo scambio di energia elettrica all’ingrosso dove si
negoziano blocchi orari di energia per il giorno successivo nel
quale si definiscono i prezzi e le quantità scambiate e i
programmi di immissione e prelievo per il giorno dopo.
 Ospita la maggior parte dei volumi di energia scambiati
 La seduta del MGP si apre alle ore 08.00 del nono giorno
precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 09.15 del
giorno precedente il giorno di consegna.
 Controparte centrale per operazioni di acquisto/vendita è GME
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
La formazione del prezzo:
Il modello usato per fissare il prezzo è il system marginal price. In base a tale
meccanismo, tutte le offerte che sono accettate sulla Borsa elettrica sono remunerate
al prezzo di equilibrio, ottenuto dall’intersezione tra la curva di offerta e domanda.
Offerte di vendita sono ordinate per prezzo crescente in una curva di offerta e quelle
di acquisto sono ordinate per prezzo decrescente in una di domanda.
L’intersezione delle due curve determina: la quantità complessivamente scambiata ed
il prezzo di equilibrio.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Il Mercato Infragiornaliero
 Nasce per consentire agli operatori di aggiornare le offerte di vendita
e di acquisto e le loro posizioni commerciali con un frequenza simile
a quella di una negoziazione continua
 La negoziazione continua è una modalità di contrattazione basata
sull’abbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita,
con la possibilità di inserimento di nuove proposte in modo continuo
durante le sessioni di contrattazione
 Consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti
nel MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita.
 Il MI si svolge in quattro sessioni, con orari di chiusura diversi ed in
successione.
 Le regole di formazione del prezzo sono omogenee a quelle di MGP.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento
Qui Terna si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione del sistema per:

risolvere le congestioni sulla rete rilevante;

soddisfare il fabbisogno di riserva secondaria di potenza, costituendo opportuni
margini di riserva secondaria;

soddisfare il fabbisogno di riserva terziaria di potenza, costituendo opportuni
margini di riserva terziaria;

ridurre la differenza tra la propria previsione della domanda di e.e. e della
produzione da fonti rinnovabili non programmabili rispetto all’esito del mercato
dell’energia e più in generale garantire l’equilibrio tra immissioni e prelievi di
potenza sia a “programma” che “in tempo reale”.
Il MSD si articola in due fasi:

la fase di programmazione (MSD ex-ante): vengono selezionate offerte di acquisto e di
vendita relative ai periodi del giorno successivo a quello in cui termina la seduta;

la fase di gestione in tempo reale ovvero il Mercato di Bilanciamento (MB), che si svolge
nel medesimo giorno cui le offerte fanno riferimento (D) ed è articolata in cinque sessioni.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Perché c’è bisogno dei servizi di dispacciamento?
L’energia elettrica non è immagazzinabile, quindi deve essere garantito in ogni istante
l’equilibrio tra produzione e domanda tale da mantenere la frequenza della rete entro
una banda di oscillazione accettabile per il sistema.
I servizi di dispacciamento assolvono a una pluralità di funzioni e possiedono
caratteristiche differenti:

“Riserva di regolazione”: alcuni impianti che rispettano determinate caratteristiche
tecniche devono essere dotati della strumentazione necessaria e mantenere una
porzione della propria capacità per rispondere automaticamente e in tempo reale ad
eventuali deviazioni della frequenza della rete dalla frequenza obiettivo

“Riserva secondaria”: è chiamata in azione circa un minuto dopo il verificarsi del
disequilibrio dal gestore della rete e viene remunerata all’operatore. Serve per
“liberare” la riserva primaria.

“Riserva operativa o sostitutiva”: viene chiamata dal gestore della rete per essere
resa disponibile a partire da 10/15 minuti dopo il verificarsi del disequilibrio.
“Libera” la riserva secondaria. Viene remunerata secondo gli esiti del MSD
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Le componenti della bolletta elettrica
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Approvvigionamento e commercializzazione dell’energia elettrica:

Componente energia. Corrisponde al costo per l’acquisto dell’energia elettrica
sul mercato, comprensivo delle perdite sulle reti di trasmissione e di
distribuzione. Per il servizio di maggior tutela tale componente è regolata
dall’AEEGSI sulla base dell’attività dell’AU.
Per tutti gli altri utenti dipende dalle condizioni stipulate dai fornitori con i
clienti. Le perdite di rete, che inevitabilmente si verificano per la trasmissione
dell’energia, sono conteggiate mediante percentuali definite dall’AEEGSI e incluse
nelle partite economiche del mercato elettrico a spese di chi consuma l’energia.

Componente di commercializzazione e vendita. Si riferisce alle spese che le
società di vendita sostengono per rifornire i loro clienti. Per i clienti serviti in
maggior tutela questa voce è fissata dall’AEEGSI sulla base dei costi sostenuti
mediamente da un operatore del mercato libero. Per tutti gli altri utenti dipende
invece dalle condizioni contrattuali.
Prezzi medi finali (componente approvvigionamento) nel 2013 in €/MWh. (Fonte: AEEGSI)
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti

Il prezzo del dispacciamento. Si riferisce alle attività per il mantenimento in costante
equilibrio del sistema elettrico. Il dispacciamento assicura che ad ogni quantitativo di
elettricità prelevato dalla rete per soddisfare i consumi, corrisponda un quantitativo uguale
immesso dagli impianti produttivi. I clienti in maggior tutela pagano per questo servizio in
proporzione ai consumi, secondo un valore aggiornato ogni tre mesi dall'Autorità;
nei contratti di mercato libero può essere previsto diversamente.
Oneri netti di acquisto/vendita di energia per approvvigionamento delle risorse di
dispacciamento su MSD maturati nel periodo 2004-2013
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Trasmissione, distribuzione e misura:
I servizi di rete sono le attività di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di
trasmissione nazionali, di distribuzione locale e comprendono la gestione del
contatore. Per i servizi di rete si paga una tariffa fissata dall'Autorità sulla base di
precisi indicatori, con criteri uniformi su tutto il territorio nazionale, tenendo conto
dell'inflazione, degli investimenti realizzati e degli obiettivi di recupero di efficienza.
In generale, la componente di costo può essere scomposto in tre fattori:

La remunerazione riconosciuta per i costi operativi (costo del lavoro, acquisti di
beni e servizi, etc.)

La remunerazione del capitale investito (costo del denaro investito per nuove
infrastrutture di rete)

La remunerazione degli ammortamenti (costo effettivo nuove infrastrutture di rete)
Costo indicativo annuo dei servizi di rete per un utente domestico tipo (fonte RSE)
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Oneri generali di sistema:
Per il corretto funzionamento e la sostenibilità economica e ambientale, il sistema
elettrico necessita di alcune attività e servizi a beneficio della collettività, che non sono
direttamente remunerate dai servizi di produzione, trasporto e vendita dell’energia.
Non potendo imputare il costo di tali servizi direttamente, si ricorre al meccanismo degli
oneri generali di sistema, dove ogni consumatore versa una quota, proporzionale
all’energia prelevata, che è gestita per la remunerazione dei servizi collettivi.
Componenti degli oneri generali di sistema attualmente in vigore:

Componente A2 – Nucleare. È la componente mediante la quale sono recuperati i costi
connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del
ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti.

Componente A3 – Rinnovabili e assimilate. Nata allo scopo di finanziare gli incentivi
alle fonti rinnovabili e assimilate di cui al provvedimento CIP6/92, negli anni è stata
estesa a copertura di altri costi più o meno legati all’incentivazione delle rinnovabili.
Fra i principali costi attualmente recuperati attraverso questa componente ci sono gli
incetivi al fotovoltaico (Conto Energia), la tariffa onnicomprensiva per impianti
rinnovabili, il meccanismo dello scambio sul posto, il ritiro da parte di GSE dei Certificati
Verdi, il servizio di ritiro dedicato per piccoli impianti.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti

Componente A4 – Regimi tariffari speciali. Attraverso questa componente si
costituisce un fondo a copertura delle agevolazioni sul prelievo dell’energia concesse ad
alcune utenze come le Ferrovie dello Stato, i Comuni rivieraschi, gli impianti siderurgici.

Componente A5 – Ricerca. Componente volta a finanziare l’attività di ricerca e
sviluppo finalizzata all’innovazione tecnologica di interesse generale per il sistema
elettrico. Attraverso questa componente sono stanziati fondi di finanziamento delle
ricerche svolte da CNR, ENEA, RSE e i bandi di ricerca destinati alle imprese.

Componente As – Bonus elettrico. Introdotta a partire dal 2008 a compensazione
degli sconti elargiti a clienti economicamente svantaggiati o in gravi condizioni di salute.

Componente MCT – Compensazione territoriale. I proventi derivanti da questa
componente sono destinati a compensare le erogazioni economiche a favore dei siti che
ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare.

Componente UC3 – Perequazione. Questa componente alimenta il conto a supporto
dei meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura. La
necessità di una tariffa unica a livello nazionale per il trasporto e la misura non sempre
si concilia con le differenze sui costi dei servizi che nascono per esigenze territoriali. Il
bilancio fra il gettito della tariffa unica e i costi riconosciuti agli operatori viene
garantito attraverso questa componente.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti

Componente UC4 – Imprese minori. Finanza le integrazioni destinate alle imprese
minori che esercitano il servizio integrato di produzione, distribuzione e vendita nelle
piccole isole, sostenendo costi maggiori rispetto alla media nazionale.

Componente UC6 – Qualità. Questa componente va a premiare i gestori delle reti in
caso siano raggiunti i livelli di qualità del servizio disciplinati dall’Autorità.
Componente UC7 – Efficienza energetica. Tale componente è destinata a finanziare il
meccanismo dei Certificati Bianchi, finalizzato alla copertura dei costi delle imprese
distributrici soggette all’obbligo di realizzare interventi di efficienza energetica

Spesa annua indicativa per oneri generali di sistema a carico dell’utente domestico tipo (euro/anno)
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Imposte:
Con la bolletta dell'energia elettrica si pagano: l'imposta nazionale erariale di consumo
(accisa) e l'imposta sul valore aggiunto (IVA). Attualmente è in fase di approvazione la
Legge di Stabilità che, tra le varie norme, prevede che per il 2016 il canone Rai venga
pagato, come voce distinta, nella bolletta elettrica degli utenti domestici residenti

L'accisa. Si applica alla quantità di energia consumata indipendentemente dal contratto
o dal venditore scelto. I clienti domestici con consumi fino a 1800 kWh godono di una
riduzione per la fornitura nell'abitazione di residenza.

L'IVA. Si applica sul costo totale della bolletta (servizi di vendita+servizi di rete+accise).
Attualmente l'IVA per i clienti domestici è il 10%; per i clienti con "usi diversi" è il 22%.
Stima del totale imponibile per categoria di consumo ai fini del calcolo IVA per l’anno 2012
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Struttura ed evoluzione del settore elettrico
Il mix di generazione attuale: 269,1 TWh generati nel 2014
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
La consistenza del parco impianti: 122,3 GW installati al 2014
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
La struttura del mercato:
 Dall’oligopolio alla liberalizzazione del mercato
 Lo sviluppo delle FER porta la concorrenza nel mercato
 Solo nel PV 550.550 impianti (di cui 176.559 sotto i 3 KW)
 Ma negli ultimi cinque anni è in atto un processo di consolidamento
del mercato …
I primi 20 operatori nel comparto delle rinnovabili
Potenza installata (MW)*
2009
2011
2013
FER Top 20
5.169
6.176
8.183
FER Totale
7.769
13.721
17.003
Peso Top 20
66%
45%
48%
*Escluso hydro e PV ≤ 1 MW
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Volumi di energia elettrica scambiati su MGP (MWh)
Tipologia
Operatori
GSE
Zone estere
Saldo programmi PCE
Offerte
integrative/VENF
Totale Borsa
2012
2013
2014
94.579.601 121.220.317 102.410.176
51.082.978 50.217.252 47.456.195
32.996.437 35.464.279 35.981.146
4.984
-
-
54
-
-
178.664.054 206.901.848 185.847.517
In Italia la maggior parte dell’energia elettrica generata da fonte
rinnovabile viene ritirata dal GSE ed immessa sul mercato a prezzo
nullo. Nel 2014 il GSE ha offerto circa 47 TWh sulla Borsa elettrica,
pari al 25,5% del totale dei volumi scambiati in Borsa.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Quantità di energia elettrica soggetta a ritiro dedicato
Nel dettaglio, gran parte dei produttori da fonti rinnovabili ha
sottoscritto con il GSE un accordo per il ritiro dedicato dell’energia
generata. Nel 2013 la quantità di energia elettrica oggetto di ritiro
dedicato è stata pari a circa 25,8 TWh , per la maggior parte
riconducibile a fotovoltaico, eolico e idroelettrico fluente.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
L’effetto delle rinnovabili sui prezzi di mercato
896 milioni di €
80
70
396 ml
72,20
1,42 mld*
1 mld
896 ml
75,48
60
20.000
62,99
50
52,08
40
16.000
30
20
12.000
Effetto peak
shaving - Sx
PUN medio Sx
Generazione
PV - Dx
Beneficio totale €
10
0
Evidenze:
24.000
Generazione elettrica (GWh)
Peak shaving PV 2014:
Effetto peak shaving - PUN (€/MWh)
90
8.000
2011
2012
2013
2014
* 838 milioni al netto dell'aumento dei prezzi notturni
 Riduzione del PUN tra 5,8 e 24 €/MWh nel 2014
 L’effetto peak shaving si sta consolidando
 Beneficio cresciuto dal 19% al 46% (nel suo massimo), nonostante
bassa domanda, aumento dell’autoconsumo e riduzione dei prezzi
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Le problematiche attuali
 Calo della domanda elettrica e crescita FER …
Produzione GWh
20.000
340.000
► ≈20 GW dismissioni in un triennio
320.000
15.000
 Target Model europeo …
10.000
300.000
Domanda GWh
 Sovraccapacità e dismissioni annunciate …
25.000
Eolico
Fotovoltaico
Domanda energia
elettrica
5.000
0 Riforma in discussione in Italia …
2009
2010
2011
2012
2013
280.000
2014
 Riorientamento delle strategie delle grandi utility europee …
► rinnovabili, reti, servizi
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
L’adeguatezza del sistema
a salire
80
Potenza media disponibile alla punta (GW)
71
70
64
60
50
56
60
66
62
59
Importazione
Fotovoltaica
40
Eolica
Termoelettrica
30
Idroelettrica
20
Picco+riserva [MW]
10
0
2014
pessimistico
ottimistico
2017
pessimistico
ottimistico
2020
pessimistico
ottimistico
2024
Evidenze:
 7,7 GW di termoelettrico dismessi nel 2014
 68 GW potenza disponibile alla punta vs. 56 domanda + riserva
 Nessuna criticità nel medio-lungo periodo con capacità di importazione
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
L’adeguatezza del sistema
a scendere
36000
Must run
MWh
32000
Generazione
Incomprimibile
28000
Export
24000
Pompaggio
20000
Domanda
16000
Carico G.I.
17/8/2014 13.00
Carico G.I.
2017 - Realistico
Carico G.I.
2017 - Spinto
Carico G.I.
2020 - Realistico
Carico G.I.
2020 - Spinto
Carico G.I.
2024 - Realistico
Carico G.I.
0
2024 - Spinto
Evidenze:
 Scenario realistico: nessuna criticità nel medio-lungo periodo
 Scenario spinto: criticità al 2020-2024 solo in parte risolvibili con export
 Market coupling chiave per integrare i mercati nazionali e ridurre le criticità
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Oneri di sistema: la componente A3
Gettito annuale in milioni di euro degli oneri generali di sistema nel periodo 2010-2013
Risulta evidente il trend di crescita dovuto principalmente alla componente A3
relativa all’incentivazione delle fonti rinnovabili, che con oltre 12 miliardi di euro
porta il gettito totale degli oneri generali di sistema a 13,8 miliardi di euro.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Ripartizione della componente A3
Il boom di sviluppo del fotovoltaico negli ultimi anni ha contribuito a far lievitare
il gettito da componente A3, passando da un costo per incentivi di circa 900
milioni di euro nel 2010 a circa 6,6 miliardi nel 2013.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Il costo per l’incentivazione delle rinnovabili nel 2014:
Nel 2014 l’onere complessivo per il supporto alle energie rinnovabili si è attestato
a 12 miliardi di euro circa. Di questi, il 56% è riconducibile alla generazione da
fotovoltaico, mentre gli impianti incentivati tramite il meccanismo dei Certificati
Verdi sono il 27% del totale. La Tariffa Onnicomprensive copre il 15% dei costi,
mentre CIP6 e il DM 7 luglio sono il restante 3%.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Gli scenari futuri
Quali strategie future?
20202013
Stop
GWGW TWh
TWh
PV
24,5
18,1 30,3
21,6
Scenari definiti
da:
Biomasse
4,54,0
16,2
17,1
CSP
0,00,0
0,00,0
 Domanda
elettrica
(PIL,
efficienza,
switch
Idro
18,5
18,3 57,5
52,8
consumi
termici,
elettrica,
…)
Eolico
on-shore mobilità
9,88,6
16,0
14,9
Eolico off-shore
 Sviluppo
tecnologie1,0e0,8costi
Geotermia
6,85,7
Totale
58,3
49,8 126,8
112,1
 G.D., autoconsumo,
storage
Domanda (TWh)
334,0
318,5
% FER
38,0%
35,2%
 Policy e market design
14000
2020 Stop
Milioni di euro
12000
10000
 38% di FER sui consumi
8000
6000
 Dal 2015 spesa per incentivi in riduzione
4000
 2015-20 -802 mln € anno
2000
0
 2020-30 -3,2 mld € anno
FV
Altre FER elettriche
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Scenario proattivo
2013
2020 FER
2030
FER
GW
TWh
GW
TWh GW
TWh
PV 25,1
18,1
21,6
31,0 35,5
43,9
Biomasse
4,0
17,1
6,4
23,0 9,5
34,2
CSP 0,0
0,0
0,0
0,0 2,0
8,0
Idro 19,0
18,3
52,8
59,7 23,0
66,7
Eolico13,4
on-shore 21,8 20,0
8,6
14,9
32,6
Eolico off-shore
0,0
0,0 8,0
13,0
Geotermia
0,8
5,7
1,0
6,0 2,0
13,7
Totale64,9
49,8
112,1
141,5
100,0
212,1
Domanda (TWh)
334,0
% FER
42,4%
318,5
345,0
35,2%
61,5%
2030 FER
14000
12000
Milioni di euro
Road Map
2050
 61,5% di FER sui consumi
10000
 Contatori oneri rotativi
8000
6000
 2016-20 +780 mln € anno (82%)
4000
2000
 2020-30 +1,7 mld € anno (51%)
0
FV
Altre FER elettriche
Nuovi incentivi
 Quote obbligo, PPA, carbon tax…
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
Lavori in corso …
 Abolizione della maggior tutela. Prevista dal 1 gennaio 2018. I consumatori
dovranno scegliere una delle offerte presenti sul mercato libero. Per facilitare
la transizione l’Autorità ha avviato una prima consultazione per la definizione
del percorso di riforma dei meccanismi di tutela del prezzo.
 Revisione delle tariffe. L’orientamento dell’Autorità prevede una
rimodulazione dell’attuale ripartizione degli oneri di sistema (che oggi gli
utenti domestici pagano solo in proporzione ai kWh consumati) spostandone
una parte (50%) in quota potenza. Una parte di oneri, quindi, verrebbe pagata
indipendentemente dalla quantità di energia elettrica prelevata dalla rete.
 Canone RAI in bolletta. In base all’emendamento in Legge di Stabilità
approvato il 20 novembre (ancora provvisorio), per il 2016 il canone costerà
100 € (in calo rispetto ai 113,50 € del 2015), e nella bolletta sarà non
imponibile ai fini fiscali. Viene introdotta una modalità di pagamento del
canone che prevede 10 rate mensili. Il canone Rai comparirà nelle bollette solo
nella seconda metà del prossimo anno.
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La formazione del prezzo e la sicurezza degli approvvigionamenti
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