MERCATI ENERGETICI
MERCATI ENERGETICI.
– Il mercato del gas. Scenario. Liberalizzazione. Prospettive. Mercato elettrico. Struttura. Sviluppi. Market coupling. Mercato dei carburanti. Mercato della logistica petrolifera di oli minerali. Piattaforma di scambio di prodotti petroliferi liquidi per autotrazione. Webgrafia
Il mercato del gas. – Il mercato del gas si declina in tutte le attività a valle della ricerca ed estrazione (upstream), copre le fasi di approvvigionamento, trasporto (gasdotto o nave), stoccaggio, vendita all’ingrosso – tramite contratti take or pay, spot e borse del gas – (midstream), e la commercializzazione al dettaglio (downstream).
Scenario. – In virtù dei vantaggi ambientali – il gas emette nella combustione una minore quantità di CO2 rispetto ad altri combustibili fossili – ed economici, il gas naturale riveste un ruolo fondamentale e in costante crescita per l’approvvigionamento energetico mondiale (v. gas naturale). In conseguenza di una geografia produttiva non coincidente con quella petrolifera e degli obblighi assunti sulle emissioni, l’Europa ha, negli ultimi anni, indirizzato il proprio fabbisogno energetico in maniera sempre crescente verso il gas naturale. Tutti i Paesi europei, tranne Norvegia e Paesi Bassi, devono ricorrere alle importazioni, con percentuali che variano in funzione della produzione domestica e del mix energetico. L’approvvigionamento avviene per il 70% tramite gasdotti, la restante parte, ma in crescita, con gas naturale liquefatto (GNL), ossia attraverso navi metaniere per essere immesso dai terminali di rigassificazione nella rete di trasporto.
Liberalizzazione. – La liberalizzazione del mercato del gas naturale in Europa, partita nel 1998 con la direttiva 98/30/CE e recepita in Italia con il d. legisl. 23 maggio 2000 nr. 164, ha imposto la separazione societaria delle attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale dalle altre attività in filiera e la separazione contabile dell’attività di stoccaggio. Dal 2003 la vendita è stata liberalizzata. In seguito, sono stati disposti dei limiti (al 40% con il d. legisl. 13 ag. 2010 nr. 130) per ogni operatore alla quantità di gas naturale immissibile per la vendita in Italia e ai clienti finali, sebbene sia possibile arrivare al 55% con l’impegno per ogni operatore di potenziare la propria capacità di stoccaggio. Lo stoccaggio è il deposito in contesti geologici idonei di quantità di gas come riserva strategica o bilanciamento e contribuisce a gestire l’offerta di gas sul mercato.
L’Italia, all’undicesimo posto tra i consumatori e il quarto Paese importatore di gas naturale, produce meno del 10% della domanda interna, il resto del fabbisogno proviene (dati 2013) per il 78% circa dalle importazioni attraverso inter-connessioni infrastrutturali: attualmente sono cinque – TAG (Trans Austria Gas pipeline), TENP (Trans Europa Naturgas Pipeline), Transitgas, Transmed, Greenstream –, più una in fase di realizzazione (TAP, Trans Adriatic Pipeline) e altre due in fase di valutazione (GALSI, Gasdotto ALgeria Sardegna Italia, e ITGI, Interconnessione Turchia Grecia Italia). Per quanto riguarda il GNL, ai tre rigassificatori già operativi se ne affiancheranno altri due già autorizzati.
La rete dei metanodotti italiana è composta da una rete nazionale di gasdotti in alta pressione (circa 8900 km) e una rete di trasporto regionale in alta e media pressione (circa 22.600 km). Snam rete gas, che svolge anche il servizio di dispacciamento, è proprietaria di circa il 96% della rete. Infine, la distribuzione, attività di servizio pubblico regolata, affidata tramite gara a evidenza pubblica, è svolta da circa 170 differenti imprese e serve gli utenti domestici. Ai distributori è attribuita la titolarità del servizio di misura.
Il gas naturale viene acquistato prevalentemente con due tipologie di contratti: take or pay e spot. I primi rappresentano l’80% circa del totale. Sono caratterizzati da una lunga durata, in media 20 anni, e dall’accordo in base al quale l’acquirente, in cambio della garanzia della fornitura a un prezzo legato all’andamento del costo del petrolio – di cui il gas è bene tradizionalmente sostitutivo – si impegna al pagamento anche in caso di flessione della propria domanda.
I contratti spot, basati su una dinamica di mercato, hanno una durata annuale, o inferiore, e prezzi indipendenti dal costo del petrolio. Questi ultimi costituiscono la tipologia contrattuale più recente, quindi con una copertura di mercato ancora residuale, ma sono destinati a occupare fette di mercato progressivamente superiori. Si sottoscrivo no negli hubs, punti di interconnessione tra due o più gas dotti di compagnie diverse, generalmente collocati alla frontiera tra due Stati, o terminali di rigassificazione dove avviene il trasferimento fisico del gas. Esistono anche hubs virtuali, associati a un’infrastruttura nazionale o regionale, caratterizzati da transazioni over-the counter (OTC). Le borse del gas, o gas exchange, sono esperienze recenti che nascono in conseguenza della crescita degli approvvigionamenti spot del gas, uno strumento per il bilanciamento.
La piattaforma di negoziazione per lo scambio delle quote di gas importato con contratti a consegna mensili o annuali, denominata P-GAS, istituita in Italia con il d.m. 18 marzo 2010, è gestita dal GME (Gestore dei Mercati Energetici).
Nell’ottobre dello stesso anno è partito anche il mercato spot, dove invece il GME è anche la controparte centrale delle transazioni concluse dagli operatori. Questo mercato, nel quale si negoziano quantitativi di gas naturale a pronti, è articolato in MGP-GAS (Mercato del Giorno Prima), con offerte relative al giorno-gas successivo, MIGAS (Mercato Infragiornaliero), riferito al giorno stesso e MT-GAS (Mercato a Termine), tanti books per ciascuna tipologia di prodotto negoziabile (anno termico, anno solare, semestrale, annuale, mensile).
L’AEEGSI (Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico) con la delibera ARG/gas 45/11 ha dato il via a un mercato del bilanciamento del gas naturale, organizzato su piattaforma gestita dal GME, per garantire l’equilibrio giornaliero tra il gas immesso in rete e quello prelevato, sul quale tutti gli operatori acquistano, in base a criteri di merito economico, le risorse necessarie a bilanciare le proprie posizioni e garantire costante equilibrio e sicurezza della rete.
Infine, l’AEEGSI garantisce i consumatori più deboli, cosiddetti vulnerabili (clienti domestici, utenze relative ad attività di servizio pubblico nonché clienti civili e non civili con consumo non superiore a 50.000 metri cubi annui), attraverso tariffe controllate, introduzione di bonus sociali, standardizzazione del contenuto delle fatture e definizione di un codice di comportamento commerciale per la stipula dei contratti di fornitura.
Prospettive. – Tre fattori negli ultimi anni stanno rivoluzionando il mercato energetico mondiale e fanno prevedere all’AIE (Agenzia Internazionale per l’Energia) un gran de sviluppo del gas naturale: le nuove tecniche di fracking (fratturazione idraulica del sottosuolo), l’incremento del mercato spot del gas e un’eventuale accordo mondiale sulle emissioni.
Lo scenario si presenta, comunque, di estrema complessità. Gli Stati Uniti stanno raggiungendo l’autosufficienza energetica e dovrebbero diventare esportatore netto entro il 2020 creando le condizioni per una riduzione dei prezzi, come peraltro sta già avvenendo. Tuttavia eventuali impegni sulla limitazione delle emissioni in atmosfera derivanti da un accordo mondiale sui cambiamenti climatici porterebbero a limitare l’utilizzo dello shale gas la cui produzione ha, con le tecniche attuali, un elevato impatto emissivo.
Lo sviluppo del mercato del gas europeo è stato ulteriormente disciplinato con il regolamento 2010/994/EC che prevede una serie di misure per la sicurezza degli approvvigionamenti, in particolare il rafforzamento della capacità di trasporto bidirezionale continua tra Stati membri – quindi una maggiore integrazione del mercato continentale – e lo standard N-1 rule, il quale prevede che il sistema del gas di ogni Stato membro possa sopperire alla mancata fornitura della principale infrastruttura di approvvigionamento nel giorno di consumo eccezionalmente elevato.
Questi obiettivi si raggiungeranno anche con un incremento della capacità di stoccaggio in grado di rendere più flessibile la gestione del sistema infrastrutturale e di mercato.
Mercato elettrico.– Struttura. – Il mercato elettrico italiano è stato definito con il d. legisl. 16 marzo 1999 nr. 79 che recepiva la direttiva 96/92/CE. La riforma ha separato la filiera elettrica dell’ex monopolista Enel e promosso la competizione tra produttori e venditori all’ingrosso. I soggetti che partecipano alla regolazione e allo sviluppo del mercato elettrico sono il ministero dello Sviluppo economico (MSE) che ne definisce gli indirizzi strategici e operativi, l’AEEGSI, con funzioni di regolazione e controllo, Terna che gestisce la rete e il dispacciamento e il GME che organizza il mercato elettrico (v. figura).
Il mercato elettrico non è comprensibile se non è chiaro il principio per il quale la rete elettrica funziona come un sistema di vasi comunicanti, con la necessità che un organismo centrale, il dispacciatore, attui un bilanciamento istantaneo e continuo tra le quantità di energia immesse e prelevate dalla rete. I vincoli tecnici, estremamente stringenti, obbligano a mantenere la frequenza e la tensione in un intervallo limitatissimo, tale per cui ogni squilibrio locale, non istantaneamente compensato, si propaga su tutta la rete portando a una crisi del sistema (black out). Il di-spacciatore definisce, con congruo anticipo, i programmi di immissione e prelievo per soddisfare il fabbisogno atteso (perdite di rete comprese), un adeguato margine di riserva al costo più efficiente, e attua il cosiddetto balancing, con variazioni della produzione in funzione della richiesta.
Il mercato elettrico italiano è finalizzato alla definizione di tali programmi sulla base del merito economico. Il prezzo di equilibrio (marginal price, prezzo dell’ultimo kWh offerto e accettato) che si determina rappresenta il prezzo di vendita e di acquisto per tutti gli operatori le cui offerte sono state accettate, indipendentemente dai prezzi offerti.
Il mercato elettrico a pronti (MPE) si articola in mercato del giorno prima (MGP), mercato infragiornaliero (MI) e mercato del servizio di dispacciamento (MSD). Su MGP e MI si definisce un programma di produzione e consumo finalizzato all’efficienza economica (prezzo marginale), mentre il MSD è finalizzato a definire, rispettando l’economicità, i partecipanti ai servizi necessari alla sicurezza del sistema elettrico.
Sul MGP, dove si svolge lo scambio di energia all’ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei), in base alla capacità di transito disponibile e relativamente alla richiesta presunta, le offerte sono accettate dopo la chiusura: tutte le offerte di vendita ricevute vengono ordinate per prezzo crescente (in una curva di offerta aggregata) e l’intersezione con le offerte di acquisto (ordinate per prezzo decrescente in una curva di domanda aggregata) determina il prezzo di equilibrio.
In caso di congestione o di limiti fisici di transito dell’energia, il sistema elettrico viene articolato in porzioni di rete, le zone. In particolare la rete si articola in 6 zone geografiche nazionali e 6 zone virtuali estere. Se risulta saturato un limite di transito, verrà definito un prezzo di equilibrio zonale (Pz). Se dovessero presentarsi ulteriori violazioni dei vincoli, ogni zona di mercato verrebbe ulteriormente suddivisa, fino al superamento dei vincoli di rete. Questo meccanismo (market splitting) costituisce un’asta implicita non discriminatoria per l’assegnazione dei diritti di transito.
Il prezzo unico nazionale (PUN) è pari alla media dei prezzi zonali ponderati per i consumi zonali relativi. Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo nazionali, invece a tutti i punti di offerta in immissione, di offerta misti e ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone virtuali estere si applica il Pz sia in vendita sia in acquisto.
Il MI, a chiusura del MGP, consente agli operatori di offrire, in vendita o acquisto, quantità di energia per definire i propri programmi. Il GME è controparte centrale, sia nel MGP sia nel MI.
Diversamente, nel MSD la controparte degli operatori è Terna, che si pone come unico soggetto acquirente/venditore rispetto alle offerte presentate dagli operatori per approvvigionarsi delle risorse di riserva necessarie alla sicurezza del sistema. Per ogni punto di offerta è individuato un ‘utente di dispacciamento’, unità produttive con caratteristiche tecniche di particolare reattività e unità di consumo responsabili dell’esecuzione degli ordini di bilanciamento del dispacciatore. Su MSD le offerte non sono remunerate sulla base del merito economico ma al prezzo di offerta.
Il mercato elettrico a termine (MTE) è un mercato finanziario dove avviene la negoziazione di contratti, con obbligo di consegna e ritiro posticipati al mese, al trimestre e all’anno. Sul MTE, la controparte centrale è il GME; possono essere registrati anche contratti conclusi OTC che concorrono a impegnare una quota della capacità di trasporto e a determinare le quantità di ponderazione del PUN.
Gli strumenti finanziari derivati sull’energia elettrica vengono negoziati sull’IDEX (Italian Derivatives Energy Exchange), organizzato e gestito da Borsa italiana. Sull’IDEX si può fissare il prezzo di acquisto di futures elettrici per periodi di consegna che possono essere mensili, trimestrali o annuali e prevedono il cash settlement dei contratti: l’acquirente, alla fine del periodo di consegna, riceve la differenza tra il prezzo del MGP (determinato per ogni ora del periodo di consegna dal PUN) e il prezzo di acquisto dei futures. La Cassa di compensazione e garanzia agisce come controparte centrale.
L’operatore può esercitare anche l’opzione di consegna fisica dell’energia elettrica sottostante i contratti finanziari conclusi sull’IDEX, mediante la registrazione sulla piattaforma CDE (Consegna Derivati Energia) nella quale il GME è controparte.
Sviluppi. – L’aumento della produzione dalle fonti rinnovabili non pro-Schema della struttura del mercato elettrico italiano grammabili, che godono di priorità di dispacciamento, insieme alla diminuzione della domanda come conseguenza della crisi economica, hanno ridotto gli spazi di capacità di trasmissione contendibile. L’eccesso di capacità di generazione ha determinato una riduzione dei prezzi di mercato (e delle marginalità), ma anche una progressiva difficoltà del sistema di gestire la relativa non programmabilità della produzione rinnovabile, con la conseguente necessità di creare una maggiore riserva per il bilanciamento in tempo reale.
All’interno del mercato contendibile si è assistito a una contrazione della partecipazione degli impianti termoelettrici a ciclo combinato (CCGT, Combined Cycle Gas Turbine) – 35 GW istallati al 2014 – che sono passati da 194 TWh prodotti nel 2010 a 141 TWh nel 2013 con caduta delle relative ore di utilizzazione, da 2700 a 1500 ore, a vantaggio degli impianti a carbone che hanno presentato costi marginali più competitivi.
Le ricadute dello sviluppo delle fonti rinnovabili possono essere mitigate attraverso le seguenti direttrici: una più efficiente ed estesa rete di trasmissione continentale e la creazione di elettrodotti che colleghino l’UE con i Paesi balcanici e del Mediterraneo meridionale per garantire una rapida integrazione della produzione rinnovabile nei vari mercati europei (COM 677/2010); lo sviluppo dei sistemi di accumulo elettrico, che consentono i peaks shaving, cioè la gestione e il livellamento dei picchi di produzione, particolarmente nel settore fotovoltaico; idonei contratti di approvvigionamento a termine su servizi di dispacciamento con quei produttori e impianti la cui marginalità appare oggi non competitiva, al fine di evitare la dismissione di impianti necessari alla flessibilità e sicurezza del sistema; lo sviluppo di un sistema integrato per aree locali di distribuzione tra produzione non programmabile e programmabile – sistemi di accumulo, gestione della domanda di energia dei consumatori – affidato a gestori non proprietari (virtual power producers) utilizzando la flessibilità delle smart grids.
Market coupling. – Con le liberalizzazioni dei mercati elettrici nazionali nella UE, ogni Stato membro ha adottato una propria architettura sia per quanto riguarda la borsa – e ciò che su di essa è contendibile (prezzo dell’elettricità, capacità di transito, partite fisiche) – sia sulle modalità di contrattazione (offerte continue, aste esplicite o implicite), sia infine nelle scelte di politiche energetiche nazionali che hanno condotto a una significativa varietà di mix produttivi.
Inoltre, il contributo crescente delle fonti rinnovabili con generale priorità di dispacciamento, crea prezzi di mercato locali e fluttuazioni produttive di difficile gestione.
L’obiettivo del market coupling è arrivare all’integrazione fisica, attraverso il potenziamento delle interconnessioni, dei prezzi, con una gestione commerciale transfrontaliera, e avvalersi proprio della varietà dei mix energetici per garantire sicurezza ed equilibrio al sistema elettrico continentale, affidabilità e prezzi uniformi agli utenti europei.
Lo sviluppo per aggregazioni successive di mercati contigui, interconnessi e in parte omogenei, ha visto l’integrazione nel 2010 dell’Europa centro-occidentale (Francia, Belgio, Paesi Bassi e Germania) e dell’Europa sud-occidentale (Spagna e Portogallo) e, nel 2014, di 17 Paesi comprendenti la Scandinavia, gli Stati baltici, Gran Bretagna e Polonia nell’Europa nord-occidentale; nello stesso anno si è perfezionata l’interconnessione fra Europa nord-occidentale e sud-occidentale con Repubblica Ceca, Slovacchia, Ungheria e Romania. Nel 2015 è previsto l’avvio del market coupling sui confini italiani con Francia, Austria e Slovenia.
Lo sviluppo di una capacità di interconnessione che limiti le congestioni transfrontaliere è stato affiancato, a partire dal 2009, dal progetto price coupling of region (PCR) che promuove l’integrazione di prezzo in vista del mercato unico elettrico. L’approccio adottato è stato un modello decentralizzato, ossia il coordinamento delle iniziative regionali, ma nel rispetto delle specificità nazionali.
Il PCR si basa su tre principi: algoritmo comune che determini il prezzo sul mercato del giorno prima e la capacità di allocazione in maniera non discriminatoria; condivisione decentrata dei dati; servizio di broker and matcher per lo scambio delle negoziazioni e di capacità di trasmissione da zona a zona in forma anonima.
Il market coupling opera come asta implicita, con la quale capacità di transito e prezzo dell’elettricità vengono valorizzati contestualmente per superare le differenze tra le capacità di trasmissione transfrontaliere commerciali e la capacità fisica dell’interconnessione.
Per garantire equilibrio, due modelli sono in valutazione: un operatore centralizzato per l’intero sistema di mercato o il cosiddetto volume coupling, dove all’operatore centrale viene demandato solo il calcolo di flussi cross-border.
Dal 31 dicembre 2010 è operativo il market coupling tra Italia e Slovenia attuato attraverso un decentralized price coupling, ossia un algoritmo di matching comune che tiene conto delle regole e dei modelli di rete dei rispettivi sistemi elettrici. I due gestori, GME e Borzen south pool, calcolano contemporaneamente gli esiti dei rispettivi mercati tenendo conto delle condizioni di mercato e di rete dell’altro Paese e rideterminano, conseguentemente, i flussi di energia sull’interconnessione transfrontaliera in funzione dei prezzi che si determinano localmente.
Mercato dei carburanti.– Mercato della logistica petrolifera di oli minerali. – La direttiva 2009/119/CE impone agli Stati membri l’obbligo di mantenere un livello minimo di scorte di petrolio greggio e/o di prodotti petroliferi. Tali scorte devono ammontare almeno al quantitativo maggiore tra 90 giorni di importazioni nette giornaliere medie e 61 giorni di consumo interno giornaliero medio, come totale dei quantitativi consegnati nel Paese per tutti gli usi energetici e non energetici. Per il mantenimento, l’acquisizione e la gestione delle scorte, gli Stati membri possono istituire un Organismo centrale di stoccaggio (OCS). In Italia le attività e le funzioni dell’Organismo centrale di stoccaggio italiano (OCSIT) sono state affidate all’AU (Acquirente Unico), sotto la vigilanza del MSE.
Il d. legisl. 31 dic. 2012 nr. 249, che recepisce la direttiva, oltre a rafforzare la legislazione nazionale in materia di scorte petrolifere di sicurezza promuove, con una specifica piattaforma di mercato della logistica petrolifera di oli minerali (art. 21, co. 1) affidata al GME, il livello di concorrenza al settore dei servizi di logistica petroliferi. Tali servizi includono le infrastrutture indispensabili allo stoccaggio e strategiche per la fase distributiva dei prodotti.
Ogni società petrolifera è obbligata, in funzione della propria quota di mercato, ad assicurare stabilmente scorte d’obbligo. Tutti i soggetti che detengono capacità di stoccaggio di oli minerali superiore a 3000 m3, comunicano annualmente al GME, sulla piattaforma di rilevazione della capacità di stoccaggio di oli minerali (PDC-oil), i dati relativi alle capacità possedute. Ai fini del calcolo degli obblighi di stoccaggio e dei livelli delle scorte, si tiene conto dei biocarburanti e degli additivi solo se siano miscelati ai prodotti petroliferi interessati, o finalizzati alla miscelazione.
Piattaforma di scambio di prodotti petroliferi liquidi per autotrazione. – Ai sensi dell’art. 22, co. 1 del d. legisl. 249 (31 dic. 2012) è stata approvata la costituzione, sempre presso il GME, della piattaforma di mercato per l’incontro tra domanda e offerta all’ingrosso di prodotti petroliferi liquidi per autotrazione. I prodotti che possono essere negoziati attraverso la piattaforma sono le benzine, i gasoli, i biocarburanti e il gas di petrolio liquefatto (GPL).
Webgrafia: Commissione europea, Comunicazione sulle priorità per le infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre. Piano peruna rete energetica europea integrata, Bruxelles 2010: http://notes9.senato.it/web/docuorc2004.nsf/6cc8889e3afb022fc12576ab0045bc47/69440ce054dd49fdc12577ee003afb2e/$FILE/COM2010_0677_IT.pdf; GME, Vademecum della borsa elettrica italiana, Roma 2012: https://www.mercatoelettrico.org/it/MenuBiblioteca/documenti/20091028VademecumBorsaElettrica.pdf; Cassa depositi e prestiti, Gas naturale, Il mercato del gas naturale in Italia: lo sviluppo delle infrastrutture nel contesto europeo, Roma-Milano 2013: http://www.cdp.it/static/upload/gas/gas-naturale.pdf; Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistemai drico (AEEGSI), Rapporto annuale dell’AEEGSI in materia di monitoraggio dei mercati elettrici a pronti, a termine e dei servizi di dispacciamento, Roma 2014: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/14/428-14.pdf; Unione petrolifera (UP), Relazione annuale 2014, Roma 2015: http://www.unionepetrolifera.it/?wpdmpro=relazione-annuale-up-2014&wpdmdl=2430. Tutte lepagine web si intendono visitate per l’ultima volta il 19 luglio 2015.