Evoluzione generale del mercato elettrico e del gas naturale. Massimo Beccarello. Università Milano Bicocca

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1 Evoluzione generale del mercato elettrico e del gas naturale Massimo Beccarello Università Milano Bicocca 1

2 Agenda Scenario energetico mondiale Scenario europeo elettricità e gas Settore elettrico in Italia Settore gas in Italia Infrastrutture attuali e nuovi investimenti 2

3 Evoluzione domanda mondiale di energia primaria Idro e rinnovabili Nucleare Biomasse Gas Carbone Olio Fonte: World Energy Outlook

4 La strategia energetica dell Unione Europea LIBRO VERDE sull energia : 3 PILASTRI Sostenibilità ambientale Sicurezza approvvigionamenti Competitività ROAD MAP al 2020 Fonti rinnovabili: obiettivo 20% di energie rinnovabili Efficienza energetica: risparmio di energia primaria del 20% Emissioni CO 2 : riduzione del 20% 4 4

5 Evoluzione delle emissioni globali CO2 Confronto incremento emissioni mondiali (Mld ton) 41,9 Incremento emissioni % 10% 19 % USA EU Japan China+India Others 26,6 22% 15% 5% 3% 35% 6 % -2 % 136 % 24% 35% 36% 58 % Fonte: IEA, World Energy Outlook

6 Dipendenza dalle fonti primarie in Italia e in Europa Rapporto fra import netto per fonte e consumo lordo 91,8% 98,8% 82,7% 87% 98% 64,7% 80% Gas naturale 55% 95% 99% 100% Olio Combustibili solidi 84% 33% 59% 100% 100% Fonte: European Energy & Transport Trends to

7 Analisi dei consumi lordi di energia primaria (Mtep) 349 8% 19% 272 3% 14% % 35% 14% 4% 3% 79% 143 9% 22% % 34% Altro Gas 38% 48% 55% 43% Petrolio e deriv. Produzione nazionale 14% 12% Germania Francia Regno Unito Spagna Italia Fonte : Eurostat,

9 Elettricità: unbundling e concentrazione del mercato Unbundling legale Unbundling proprietario 47% 34% % Quota di mercato incumbent nella generazione 20% 27% 69% 82% 28% 34% 75% 46% 48% 35% Fonte: Energy sector enquiry; Impact Assessment to the third energy package, European Commission,

10 Integrazione europea: i 7 mercati regionali verso il mercato unico europeo dell energia NORD: Danimarca Finlandia, Germania, Norvegia, Polonia, Svezia REGNO UNITO E IRLANDA: Francia, UK, Irlanda CENTRO OVEST: Francia, Belgio, Germania, Lussemburgo, Olanda SUD OVEST: Francia, Spagna, Portogallo BALTICO: Estonia, Lituania, Lettonia CENTRO EST: Austria, Rep. Ceca, Germania, Ungheria; Polonia, Slovacchia, Slovenia CENTRO SUD: Italia, Austria, Francia, Germania, Svizzera, Slovenia, Grecia 10

11 Consumi e scambi transfrontalieri di elettricità, 2005 Fonte: TEN-E Information Day. Brussels, 30th March

12 Gas: unbundling e concentrazione del mercato Unbundling legale Unbundling proprietario % % No unbundling Quota di mercato incumbent import Quota di mercato incumbent export 25% 45% 95% 85% 55% 95% 95% 95% 95% 85% 95% 95% 85% 95% 95% 40% 100% 65% 85% 95% Fonte: Energy sector enquiry; Impact Assessment to the third energy package, European Commission,

13 Flussi di importazione Gas in UE Fonte: TEN- E Information Day, Brussels March

14 Produzione e import netto di gas nell EU 25, toe Produzione primaria 40% Import netto 60% Fonte: Eurostat 14

15 Gasdotti di transito internazionali, 2005 Fonte: Commissione Europea, Energy Sector Enquiry, febbraio

17 Mix di fonti per la produzione di energia elettrica: confronto UE-27 ed Italia 100% Altro Rinnovabili Olio Gas Carbone Nucleare UE-27 Italia Fonte: Commissione Europea, EU policy data,

18 Import di energia elettrica per frontiera GWh Francia Svizzera Austria Slovenia Grecia Fonte: Terna 18

19 Confronto europeo prezzi elettricità netto imposte clienti industriali, c /kwh Consumo annuo MWh; domanda max 500 kw; carico annuale 4000h 11, ,3 5,6 5,4 8,1 7,0 6,4 5,7 5,5 5,6 6,6 9,5 7,5 8,8 6,4 9,2 6,7 9,5 9,2 10,3 6,6 3,1 Francia Svezia Grecia Spagna Danimarca UK Belgio Paesi Bassi Germania Italia Irlanda Fonte : EUROSTAT 19

20 Confronto europeo prezzi elettricità netto imposte grandi clienti industriali, , c /kwh Consumo annuo 24 GWh; domanda max kw; carico annuale 6000h 4, ,6 ** ** 5,5 5,4 5,0 4,9 4,9 * 5,2 7,5 5,9 5,4 6,2 * 8,6 7,1 9,2 3,1 Francia Svezia Grecia Spagna UK Belgio Germania Italia * Dato 2004 **Dato 2005 Fonte : EUROSTAT 20

21 Composizione % tariffa elettrica media nazionale III Trimestre 2008 Tariffa lorda : 17,93 c /kwh (+4,32 % su II trim 2008) 13,3% 2,6% 7,8% 13,7% 100% 62,5% Generazione Reti Vendita Extra oneri Imposte Costi di produzione Costo combustibili Trasmissione Distribuzione Misura Commercializzazione Oneri di sistema Rinnovabili, CIP6, Certificati verdi Nucleari Stranded cost Imposte erariali, provinciali e comunali TOTALE 21

22 Evoluzione tariffa media nazionale c /kwh a valori correnti 10,17 10,04 10,18 10,25 10,47 10,67 10,67 0,99 0,93 0,96 0,96 1,08 1,06 0,67 Oneri generali 1 2,33 Costi di trasporto 2 2,43 2,39 2,39 2,39 2,33 2,33 11,24 11,53 0,99 12,33 0,67 1,12 2,36 2,33 2,36 13,18 13,40 1,21 1,46 2,36 2,36 13,19 13,07 1,58 1,58 2,46 2,46 Costi di generazione 3 6,75 6,72 6,83 6,9 7,06 7,28 7,67 8,24 8,05 8,98 9,61 9,58 9,15 9,03 I trim II trim. III trim. IV trim I trim II trim. III trim. IV trim. I trim II trim. III trim. IV trim. I trim II trim A, UC1, UC4, UC5,MCT 2 Costi fissi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita, UC3 e UC6 3 Combustibile e costi fissi Fonte : AEEG 22

23 Variazioni % indici energia* e brent variazioni percentuali sull anno precedente peggiore indice energia migliore indice energia Brent $/bbl Indice energia 1 Indice energia 2 Brent $/bbl Indice energia 3 Indice energia 1 Brent $/bbl Indice energia 4 Indice energia 1 44% 44% 39% 20% 12% 11% 10% 14% -7% 2006/ / **/2007 Indice energia 1 = 0,010132*Pbrent($/t) + 0,054551*PAPI($/t))*C ** Media aritmetica mensile fino a maggio 2008 Indice energia 2 = 0,001276*GSLcifMED(12,1,1)+ 0,001702*ATZ cifmed(12,1,1)+0,001887*btzcifmed(12,1,1) Indice energia 3 = 1.600*((0,5*7,6*Brentt+0,5*BTZt)/ ,003435) Indice energia 4 = Brentt(9,1,3)*0,94 23

24 Il mercato elettrico dopo il 1 luglio 2007 Generatori Grossisti Maggior tutela* Clienti Liberi * Clienti civili e piccole imprese che non scelgono un libero fornitore 24

25 Come funzione il mercato elettrico Mercato del Giorno prima Mercato di Aggiustamento Mercato dei servizi di dispacciamento OBIETTIVO Definizione dei programmi per il giorno successivo. Si chiude alle 9.00 del giorno prima rispetto a quello cui si riferiscono le offerte e ospita la maggior parte delle transazioni Consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP, attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita Terna si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione e al controllo del sistema: risoluzione congestioni intrazonali creazione riserva di energia bilanciamento in tempo reale PREZZO System Marginal Price System Marginal Price Pay as Bid CONTRO- PARTE 25

26 Prezzi mensili* delle principali borse elettriche europee (aprile 2004 giugno 2008**) /MWh Ipex Omel Nordpool EEX APX Powernext giu-04 apr-04 ott-04 ago-04 feb-05 dic-04 giu-05 apr-05 dic-05 ott-05 ago-05 giu-06 apr-06 feb-06 dic-06 ott-06 ago-06 giu-07 apr-07 feb-07 ott-07 ago-07 feb-08 dic-07 giu-08 apr-08 Fonte: REF 26 *medie aritmetiche da aprile 2004 a giugno 2008; i prezzi medi comprendono le ore dei giorni da lunedì a venerdì **dati fino al 29 giugno

27 Confronto andamento Brent e PUN dall avvio della borsa elettrica numero indice: aprile 2004 = 100 Maggio ,86 $/bbl Maggio ,09 /MWh 27

28 Prezzi medi zonali nel 2007, /MWh 78,98 PUN: 81,08 82,16 82,02 83,14 82,02 81,61 92,42 Fonte: GME 28

29 Prezzi medi zonali maggio 2008, /MWh 74,04 PUN: 80,09 76,98 76,98 120,57 76,40 85,96 132,13 Fonte: GME 29

30 Costo del servizio di dispacciamento 2002 al

31 Scenari evolutivi della fonte termoelettrica Fonte: Terna

32 Contributo dei principali operatori alla produzione nazionale lorda Dati percentuali 2005/2006 Fonte: AEEG,

33 Indice di operatore residuale mensile sulle ore (IORh) MzNord MzSud MzSicilia MzSardegna % 100% 100% 85% % 100% 97% 80% % 100% 96% 87% % 100% 87% 95% Fonte: GME 33

35 Produzione nazionale di gas naturale, 2006 Volume totale: Mmc Gruppo Royal Dutch Shell 7% Gruppo Edison 7% Gruppo Gas Plus 2% Gruppo Eni 84% Fonte: AEEG,

36 Fonti di approvvigionamento del gas naturale Mil Mc/giorno Passo Gries 57,5 Tarvisio 85,3 Fabbisogno italiano gas (Mld Mc) 88 di cui: nazionale 11,9 Import 77 Panigaglia (GNL) 13 Provenienza Importazioni Italia 2006 Libia Algeria Russia Olanda Norvegia Altri 12% 7% 6% 10% Mazara 36% 80,4 Gela 25,6 29% Fonte: Relazione annuale AEEG,

37 Disponibilità di stoccaggio Milioni di mc standard Volume totale: Mmc 152 Disp. di punta per stoc. minerario, di mod. e bilan. Op. della rete di trasp. Spazio per i servizi di mod., stoc. minerario e bilan. op. della rete di trasp. Spazio per stoc. Strategico Fonte: Relazione annuale AEEG,

38 Quote di mercato nel gas naturale, 2006 Produzione nazionale: Mmc Import lordo: Mmc Royal Dutch Shell 7% Edison 7% Gas Plus 2% Edison 9% Plurigas 4% Altri 9% Gruppo Eni 84% Enel Trade 12% Eni- Gas&Power 66% Produzione nazionale + import: Mmc Edison 9% Plurigas 4% Altri 9% Enel Trade 11% Gruppo Eni 67% Fonte: AEEG,

39 Evoluzione della domanda di gas naturale % % e 2015e Italia UE 15 Fonte: Lehman Brothers European gas market 39

40 Confronto europeo prezzi gas netto imposte grandi clienti industriali, , c /GJ Consumo annuo 11 milioni Mc; carico annuale 4000 h ,9 10,0 4,4 5,7 ** 5,5 5,5 * 4,6 4,6 3,9* 4,9 6,8 6,3 * 4,8 7,7 Francia Svezia Spagna UK Belgio Germania Italia * Dato 2004 **Dato 2005 Fonte : EUROSTAT 40

41 Confronto europeo prezzi gas netto imposte clienti industriali, c /GJ Consumo annuo 1,1 milioni Mc GJ; carico annuale 1600h ,2 11,1 9,5 10,6 7,6 5,9 5,5 7,1 6,0 5,8 4,0 6,9 6,3 8,4 8,5 7,8 6,6 5,4 4,7 4,9 Francia Svezia Spagna Danimarca UK Belgio Paesi Bassi Germania Italia Irlanda Fonte : EUROSTAT 41

42 Composizione % media nazionale di rif. Gas naturale, III Trimestre 2008 Tariffa lorda : 75,70 c /m3 (+ 4,7 % su II trim 2008) 36,6% 100% 15,6% 5,4% 39,2% Costo materia prima Costo infrastrutture Trasporto Distribuzione Stoccaggio Vendita al dettaglio + Comm. all ingrosso Imposte Imposte di consumo Addizionale regionale IVA TOTALE 42

43 Mercato gas: hub fisici e virtuali in Europa Hub del gas fisici Hub del gas virtuali NBP Zeebrugge TTF EuroHub PEG CEGH CDG PSV 43

44 GWh/giorno Volumi scambiati sugli hub europei La liquidità del mercato europeo del gas è concentrata principalmente in UK, dove avvengono circa il 90% degli scambi giornalieri Fonte: Gaselys 44

46 Sintesi interventi principali Piano di Sviluppo 2008 Procedimenti autorizzatori in corso concertazioni territoriali Rimozione congestione Nord Ovest- Nord Est Razionalizzazione Milano Trino Lacchiarella Chignolo Po - Maleo Rimozione congestione Nord - Centro Colunga Calenzano Sicurezza Nord-Est Redipuglia Udine Ovest Trasversale Veneto Dolo Camin -Fusina Dorsale adriatica Fano Teramo Foggia - Villanova Rafforzamento Rete Sud e Isole S. Teresa Buddusò Montecorvino Benevento Foggia Benevento Raccordi di Candela Riassetto Nord Calabria Chiaramonte Gulfi - Sorgente Chiaramonte Gulfi - Ciminna Sorgente Rizziconi Paternò Priolo Fonte: Terna

47 Scenario di sviluppo interconnessioni Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico,

48 Dettaglio progetti nuove infrastrutture di importazione Complessivi 122 mld mc Russia TAG Expansion (3,2 mld mc 2007, 3,3 mld mc 2011) Eni Trieste LNG (8 mld mc) Gas Natural Monfalcone LNG (8 mld mc) Endesa Livorno LNG (3 mld mc) Falk, Cross Energy, ASA Livorno, Endesa Rovigo LNG (8 mld mc) ExxonMobil, Rasgas, Edison Rosignano LNG (8 mld mc) Bp, Edison, Solvay Brindisi LNG (8 mld mc) BG Igi (8 mld mc) Edison, Depa Grecia Galsi (8 mld mc) Sonatrach, Edison, Enel, Wintershall, Hera, Regione Sardegna Algeria Gioia Tauro LNG (12 mld mc) Sensi/Cross Energy Transmed Expansion (3,2 mld mc ,3 mld mc 2012) Eni Algeria Fonte: Elaborazioni su dati Aeeg Taranto LNG (8 mld mc) Gas Natural Priolo LNG (8 mld mc) Erg, Shell Nuove Energie LNG (8 mld mc) Porto Empedocle Alfa Acciai Gasdotti Gasdotti Terminali GNL Terminali GNL in fase avanzata in fase progettuale autorizzati in corso di autorizzazione 48

49 Scenario di sviluppo infrastrutture gas Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico,

50 Stoccaggio in Europa nel 2007 e previsioni al ,8 3,2 3,8 4% 2,5 6% 3,5 1,2 1,9 0,4 0,6 4% 17 20% 3,4 1,2 9% 11 2,2 0,2 4 5% 3,6 23% 8,4 30% 12% 13 Stoccaggio previsto al 2015 (mld mc) 15% Stoccaggio disponibile (mld mc) % % sui consumi annuali di gas Fonte: Gas Storage Europe 50

51 Incremento della disponibilità di working gas (Mmc) Working gas Gruppo Eni Edison Stoccaggio 33% 2% 45% Geogastock 8% 12% Indipendent Gas Management Gas Plus Storage Fonte: Relazione annuale AEEG,

52 Incremento della disponibilità di punta (Mmc/giorno) Punta 96 Gruppo ENI 33% 2% 48% Edison Stoccaggio Geogastock 7% 10% indipendent Gas Management Gas Plus Storage Fonte: Relazione annuale AEEG,

53 Fonti rinnovabili: obiettivo comunitario al 2020 Il 23 gennaio 2008 la Commissione Europea ha adottato una proposta di direttiva per la promozione delle fonti energetiche rinnovabili, definendo obiettivi nazionali vincolanti per la quota dei consumi finali di energia al 2020 proveniente da fonti rinnovabili. La proposta ha anche stabilito un obiettivo per i biocarburanti del 10% sui consumi energetici finali nel settore trasporti, uguale per tutti gli Stati Membri Il target di energia rinnovabile fissato per l Italia è il 17% del consumo energetico finale Questo target appare eccessivamente ambizioso e irrealistico. Considerando l apporto complessivo di energia da fonti rinnovabili previsto dal position paper del Governo e la crescita dei consumi energetici complessivi al 2020, l Italia potrebbe appena raggiungere la quota del 14% 53

54 Sostenibilità del target del 17% per l Italial La definizione di un target irrealistico rischia di innescare livelli di incentivazione enormi, che graverebbero soprattutto sul sistema industriale del nostro Paese a danno della competitività internazionale. Nel solo anno 2020 la quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili che beneficerà dei regimi di sostegno costerà ai consumatori circa 9 miliardi di euro contro un costo di circa 3 miliardi di euro nel Si stima un incremento del costo medio dell energia elettrica consumata di 25 euro/mwh. L insostenibilità economica di questa politica energetica è aggravata dalla incertezza sul costo che l Italia dovrebbe sostenere in caso di mancato raggiungimento degli obiettivi fissati a livello europeo. 54

55 Position Paper presentato alla UE: ambizioso il potenziale delle FR al 2020 Fonti Rinnovabili Potenza MW Energia Potenza TWh MW Energia TWh Idrica , ,15 Eolica , ,60 Solare 34 0, ,20 Geotermica 711 5, ,73 Biomasse e Biogas , ,50 Moto Ondoso e Maree 0 0, ,00 Totale , ,18 Risparmio in acquisto di fonti fossili (miliardi di euro) 2,5 5 Risparmio in CO 2 (milioni ton)

56 Analisi dell industria italiana nel settore delle fonti rinnovabili Totale Italia Aziende Addetti Fatturato Mln Euro Fotovoltaico Eolico Elettricità Totale

57 Fonti rinnovabili: i meccanismi di incentivazione E necessaria una razionalizzazione degli attuali strumenti di incentivazione, per avere un quadro che incoraggi l investitore e che sia sostenibile per i consumatori Gli oneri di sistema per la promozione delle fonti energetiche rinnovabili nel 2006 hanno rappresentato circa il 9,4% del prezzo dell energia elettrica Lo sviluppo delle fonti rinnovabili deve evitare di produrre un incremento dei costi dell energia, in particolare per le industrie manifatturiere ad alta intensità energetica che, operando su mercati internazionali, maggiormente ne risentirebbero in termini di perdita di competitività 57

58 Fonti rinnovabili: le azioni prioritarie Precisi obiettivi regionali, coerenti con quelli nazionali, responsabilizzando Regioni ed Enti locali anche con meccanismi premianti e sanzionatori Riduzione delle barriere amministrative per le autorizzazioni Garanzia di accesso alle reti con l adozione di procedure semplici, trasparenti e non discriminatorie Adeguamento delle reti, dove la loro attuale configurazione vincola lo sfruttamento delle fonti rinnovabili Sviluppo di filiere agro-energetiche ambientalmente compatibili e a costi economicamente sostenibili Politiche per la promozione di un industria nazionale manifatturiera di settore, per creare nuova occupazione e divenire occasione di sviluppo per l intera economia Rilancio di una forte iniziativa di ricerca nel settore 58