AUTORITA PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS. Audizioni annuali - Settembre 2013 MEMORIA EDISON

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1 AUTORITA PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS Audizioni annuali - Settembre 2013 MEMORIA EDISON 1

2 INTRODUZIONE Il presente documento illustra i principali temi che la società Edison desidera portare all attenzione dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas in occasione dell Audizione Annuale del 17 e 18 settembre Tale documento si articola nei seguenti capitoli: 1. Mercato Ingrosso Gas; 2. Mercato Ingrosso Elettrico; 3. Mercato Retail; 4. Regolazione Internazionale. 1. MERCATO INGROSSO GAS Il mercato del gas in Italia è caratterizzato da importanti cambiamenti strutturali, legati ad un progressivo e persistente peggioramento delle condizioni generali di riferimento registrate negli ultimi 2 anni. Il fenomeno è caratterizzato in particolare da: - un inasprimento della congiuntura economica (di portata globale, ma particolarmente evidente a livello europeo e nazionale), accompagnato da una persistente recessione: nel 2012 il PIL si è attestato ad un valore pari al -2,4% rispetto all anno precedente ed è prevista un ulteriore contrazione per l anno 2013, senza nessun segnale di ripresa per il prossimo futuro; - un forte declino della domanda gas, dovuta per lo più a cambiamenti strutturali del mercato termoelettrico. In continuità con quanto già accaduto nel corso del 2011, il crescente ruolo della produzione da fonte rinnovabile ed il sempre maggiore utilizzo del carbone a discapito del gas per la produzione di energia elettrica hanno determinato nel 2012 una contrazione dei consumi di gas per tale segmento pari all 11%, portando i consumi complessivi di gas naturale a 74,9 Mld mc, con una flessione complessiva del 4% rispetto all anno precedente; - una crescente situazione di oversupply del mercato italiano del gas dovuta sia alla stagnazione dei consumi sia al crescente ruolo dell approvvigionamento di volumi spot a prezzi competitivi; - un crescente decoupling dei prezzi di mercato rispetto a contratti indicizzati ai prodotti petroliferi, causato dall aumento della liquidità sul mercato e dall introduzione di un riferimento di prezzo trasparente, grazie all avvio del mercato del bilanciamento che ha registrato segnali di prezzo sostanzialmente allineati al prezzo registrato al PSV. Questa situazione ha determinato: - una sostanziale convergenza dei prezzi dei tre segmenti di mercato, civile grossista, industriale e termoelettrico, su livelli significativamente inferiori rispetto ai riferimenti tradizionali (lo sconto rispetto alla GR2 che ha raggiunto valori fino a circa 12 c /mc a fronte di uno sconto di 4-5 c /mc nell Anno Termico 2010/11); - un progressivo allineamento dei prezzi rilevati sul mercato grossista ai prezzi registrati al PSV; - una progressiva convergenza dei prezzi di mercato (PSV) ai prezzi nord europei (TTF) con uno spread allineato se non addirittura inferiore ai costi logistici che un operatore deve sostenere per importare gas in Italia. 1.1 Indicatori di prezzo e rinegoziazioni I profondi cambiamenti strutturali sopradescritti hanno innescato un impegnativo processo di rinegoziazione da parte dei soggetti importatori Long Term, finalizzato a garantire la sostenibilità economica delle forniture. Edison, in particolare, ha beneficiato della positiva conclusione di revisioni contrattuali ed arbitrati con le principali controparti commerciali e l esperienza sul campo ha dimostrato 2

3 come l evidenza di indicatori ufficiali dei cambiamenti strutturali di mercato sia di supporto ad una rinegoziazione efficace dei contratti. In quest ottica Edison ha apprezzato le conclusioni dell Indagine relativa all AT 2012/13 e l avvio, con recente Delibera dell indagine per l AT corrente. 1.2 Flessibilità La situazione di oversupply sopradescritta si è riproposta nei primi sei mesi del 2013, quando la domanda italiana di energia elettrica è diminuita del 3,9% rispetto allo stesso periodo del 2012 con una contrazione che è andata ad esclusivo detrimento della produzione termoelettrica (-22.9%). Analogamente, i consumi italiani di gas hanno registrato nel primo semestre una flessione del 7,1% a 38,1 Mld/mc rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, provocati prevalentemente dal forte calo delle produzioni termoelettriche a gas. Nel medesimo periodo, inoltre, i prezzi di vendita del gas hanno risentito negativamente dell ulteriore incremento della pressione competitiva generando situazioni di sottoutilizzo delle capacità di importazione disponibili a sistema ivi inclusa la capacità di rigassificazione. Paradossalmente, quindi, la generale situazione di oversupply sopra descritta non tutela il sistema da possibili situazioni di stress che potrebbero verificarsi nel corso del prossimo periodo invernale. Già l estate scorsa, in concomitanza con la fase di iniezione del sistema di stoccaggio, vi sono stati annunci pubblici di una possibile situazione di carenza di gas derivante dalla contestuale presenza di diversi fattori: - depauperamento delle prestazioni di punta di erogazione dello stoccaggio ex DM 15 febbraio 2013; - una non piena affidabilità del sistema stoccaggio per effetto del mancato conferimento di parte della capacità di Stogit e di conseguenza di un non completo riempimento della capacità disponibile a sistema; - l inutilizzo del terminale di Panigaglia e presumibilmente di OLT, anche qualora venisse compiuto un rapido commissioning, per effetto delle mancate prenotazioni di capacità sui terminali; - la riduzione nell utilizzo della capacità di import, con un previsto minore afflusso di gas nel sistema. Oggi è quindi evidente come la reale necessità del sistema sia quella, da un lato, di disegnare un assetto di mercato che fornisca segnali di prezzo sensibili a situazioni di scarsità di breve (e il percorso in essere di revisione della disciplina del mercato del bilanciamento potrebbe essere un utile strumento allo scopo), dall altro quello di ottimizzare lo sfruttamento della flessibilità propria dell assetto infrastrutturale esistente e di promuoverne un ulteriore sviluppo, al fine di reagire con efficacia a tali segnali di scarsità Flessibilità dei terminali in condizioni ordinarie In quest ottica si ritiene che la risorsa GNL possa fornire al sistema un contributo importante attraverso l introduzione di alcune opportune misure che consentano agli shipper di ottimizzare lo sfruttamento della flessibilità propria dell assetto infrastrutturale esistente, ma oggi sottoutilizzata, permettendone la valorizzazione secondo logiche di mercato e minimizzando contestualmente l impatto per il sistema. In quest ottica, e nel concreto, potrebbe essere previsto che: - il gestore del terminale rediga il programma di rigassificazione sulla base delle richieste presentate mensilmente dagli utenti permettendo così di meglio seguire gli andamenti del mercato servito dagli shipper. Al fine di rendere il programma di rigassificazione mensile il più possibile attendibile sarebbe inoltre opportuno evitare che le programmazioni dei carichi spot non assegnati riducano (con le tipiche vasche da bagno 1 ) la disponibilità del send-out programmato per gli utenti continui; 1 Si tratta delle riduzioni del send out a programma dovuta ad una precauzionale previsione di prenotazione di slot per carichi spot di GNL. 3

4 - sull orizzonte del giorno, il gestore del terminale renda disponibili delle bande di flessibilità addizionali all interno delle quali gli utenti possano chiedere variazioni del send-out all operatore del terminale. Questo permetterebbe agli utenti della rigassificazione di offrire sulla piattaforma di bilanciamento le flessibilità disponibili nel corso della sessione G-1, la cui architettura dovrebbe prevederne da subito l abilitazione. Un adeguato sfruttamento delle flessibilità potenziali del rigassificatore di Rovigo permetterebbe al sistema di beneficiare di una punta di erogazione incrementale per volumi non trascurabili che potrebbero essere forniti più volte nel corso dell inverno. Tale punta incrementale sarebbe potenzialmente disponibile per più eventi critici, non solo in caso di carenza gas nell inverno, ma anche per eccesso di gas (tipica situazione estiva) Peak shaving L impiego che invece potrebbe essere richiesto dai terminali di Panigaglia e Livorno sarebbe quello di offrire un servizio regolato di peak shaving potenzialmente rilevante ai fini della sicurezza del sistema nelle situazioni in cui, ai sensi del Regolamento per la sicurezza degli approvvigionamenti, ci si approssimi alla condizione di stress del sistema. Il disegno di tale servizio e le modalità di intervento dovrebbero essere definite con il contributo degli utenti. In linea di principio il servizio dovrebbe essere declinato in modo da garantire il minimo costo al sistema, e consentire la massima partecipazione alle procedure di assegnazione del servizio Stoccaggio riservato ai terminali Con il DM 15 febbraio 2013 il Ministero dello Sviluppo Economico ha introdotto un nuovo strumento di tutela per gli utenti della rigassificazione che prevede, a garanzia del rispetto dei programmi di send-out in presenza di eventi imprevedibili, l assegnazione: di uno spazio di stoccaggio di 50 Mmc; di una prestazione di punta di erogazione continua, pari al rapporto tra la capacità di spazio e 150gg (corrispondenti a 5 mesi di erogazione); di una prestazione di punta interrompibile, in via prioritaria, sino a concorrenza del volume di underdelivery di competenza di ciascun utente. Successivamente l Autorità ha definito le tariffe associate al servizio di prestazione di punta interrompibile, stabilendo un riconoscimento su base mensile del costo associato all utilizzo del servizio di stoccaggio per i rigassificatori. La disciplina tariffaria definita da AEEG per il servizio di punta interrompibile è particolarmente onerosa. Il totale mancato conferimento della capacità di riserva ne è la riprova, in quanto il riferimento temporale considerato non è aderente al reale utilizzo del servizio stesso: anche in caso di impiego del servizio di stoccaggio per un solo giorno l utente della rigassificazione dovrebbe sostenerne il costo per l intero mese (e qualora vi fosse un evento di underdelivery a cavallo di due mesi il costo sarebbe doppio). Si propone, pertanto, che la disciplina introdotta con Delibera 75/2013 sia modificata prevedendo un pagamento della punta interrompibile su base inferiore al mese ed in proporzione al relativo utilizzo giornaliero Partecipazione di Edison Stoccaggio a piattaforma G e G-1 L architettura attuale della sessione G del mercato del bilanciamento e, per quanto ad oggi noto, il disegno per la futura sessione G-1 non consentono la partecipazione degli shipper che detengano capacità di stoccaggio presso infrastrutture diverse da STOGIT. Ciò non consente, in particolare, la piena valorizzazione 4

5 della punta associata agli stoccaggi Edison (ca. 5 MSmc/g attuali, in significativa crescita dal 2015). Nel contesto attuale di scarsità di punta di erogazione, si ritiene urgente il superamento delle difficoltà tecniche che hanno sino ad oggi impedito tale partecipazione, consentendo un incremento della liquidità, un aumento delle leve di flessibilità in mano agli shipper per bilanciare le proprie posizioni ed una maggiore efficacia nel dispacciamento ad opera di Snam Rete Gas a beneficio della sicurezza per il sistema. Per ovviare a tale distorsione, la società Edison Stoccaggio ha predisposto una proposta di modifica dell attuale algoritmo di mercato del GME che contempla la contemporanea partecipazione delle risorse disponibili presso entrambi gli hub di stoccaggio, sia nell attuale sessione del giorno G del mercato che nella futura sessione da svolgere nel G-1. Auspichiamo che tale proposta possa essere oggetto di discussione con i soggetti istituzionali. 2. MERCATO INGROSSO ELETTRICO Nell ultimo decennio il sistema elettrico nazionale è stato teatro di significativi interventi che hanno incrementato la capacità produttiva e modificato la composizione del parco impianti. La potenza efficiente netta è passata dai circa 78 GW del 2003 a oltre 125 GW di fine 2012 con una crescita di circa il 60%. A tale risultato hanno contribuito da un lato la realizzazione di nuova capacità termica (da 56 a 77 GW), prevalentemente cicli combinati, e dall altro una crescente produzione da fonti rinnovabili (da poco meno di 1 GW a oltre 24 GW) da ascrivere soprattutto al boom fotovoltaico (con oltre 16 GW installati a fine 2012 in continua crescita). Con questi interventi il parco impianti italiano risulta fra i più avanzati a livello europeo, con un rendimento medio della generazione termoelettrica intorno al 44% ed una diffusione delle fonti rinnovabili ben oltre i target previsti dalle direttive europee in materia. Di contro, l Italia sta ancora scontando la significativa riduzione dei consumi dovuta alla crisi economica: il prelievo medio annuale si attesta intorno ai 320 TWh annui, pressoché identico ai livelli del 2003, a fronte di un carico pre-crisi di quasi 340 TWh nel 2007; un discorso analogo vale per la punta di carico: 53,4 GW nel 2003 contro 54,1 GW del 2012 (nel 2007 la punta di carico era di 56,8 GW). In altre parole, rispetto a 10 anni fa la domanda è rimasta pressoché la stessa (lo sviluppo pre-crisi è stato compensato dalla successiva riduzione dei consumi), mentre è significativamente cambiato il mix di fonti necessario alla sua copertura: le fonti rinnovabili svolgono un ruolo fondamentale a scapito della generazione tradizionale (quasi del tutto azzerata la produzione a olio combustibile) e dei cicli combinati. Questi ultimi, in modo particolare, sono gli impianti che maggiormente risentono della situazione corrente: realizzati fra il 2004 e il 2008 con un aspettativa di oltre 4000 ore di utilizzazione annue, sono scesi nel 2012 sotto le 2000 ore. La situazione non può che peggiorare ulteriormente nel breve termine, stante l ulteriore contrazione della domanda attesa nel 2013 e l entrata in servizio di nuova capacità eolica e fotovoltaica; anche nel medio termine la situazione rimane stagnante in quanto non sono al momento ipotizzabili tassi di crescita dell economia italiana tali da determinare una significativa ripresa dei consumi elettrici, anche alla luce degli ambiziosi obiettivi di efficienza energetica previsti dalla Strategia Energetica Nazionale (SEN). Di conseguenza l attuale situazione di overcapacity dovrebbe perdurare almeno fino al 2020 se non oltre. Nei giorni di basso carico, ad esempio, non è infrequente avere sul mercato del giorno prima prezzi nulli: da gennaio ad agosto 2013, ad esempio, il fenomeno si è avuto in 61 ore in zona Sud (concentrate in 17 giorni) e in 56 ore in Sicilia (in 19 giorni). Domenica 16 giugno 2013 all ora 14 e all ora 15 il PUN è sceso per la prima volta nella storia a 0 /MWh: di fatto, in tali ore, l intero carico nazionale risultava coperto dalla 5

6 produzione rinnovabile, dall import e dalla produzione termica cogenerativa, con gli altri impianti termoelettrici obbligati a fermarsi o a funzionare al minimo tecnico (ma in assenza di remunerazione). 2.1 Capacity Market La situazione sopradescritta non sembra sostenibile nel medio termine: la redditività degli impianti a ciclo combinato è messa a serio rischio, come testimoniano anche le decisioni assunte da diversi operatori del settore che hanno messo in conservazione gli impianti meno remunerativi. Le conseguenze potrebbero essere importanti anche in termini di adeguatezza del sistema: l esercizio in sicurezza del sistema elettrico non può, infatti, prescindere da un livello minimo di produzione termoelettrica in grado di fornire i necessari servizi di regolazione. L assetto di mercato è pertanto attualmente oggetto di un importante processo di revisione, anche al fine di consentire una corretta integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico. Le riflessioni in corso, anche in ambito internazionale, paiono portare a concludere che i mercati energy only non siano più in grado di fornire segnali di prezzo adeguati a incentivare investimenti in nuova capacità produttiva e che l adeguatezza del sistema sia ormai perseguibile nel medio e lungo termine solamente introducendo specifici meccanismi di remunerazione della capacità. L Italia non si è sottratta a questo processo evolutivo ed è in fase di finalizzazione un meccanismo di capacity market il cui schema di disciplina, proposto e consultato da Terna, è stato di recente approvato dall Autorità con Delibera 371/13. Si auspica che il processo di finalizzazione dell intera disciplina sia rapidamente concluso, al fine di consentirne l applicazione già dal 2017/ Oneri di bilanciamento I costi di bilanciamento del sistema sono stati storicamente sostenuti solamente dagli impianti programmabili e dal carico: tale impostazione non risulta ulteriormente sostenibile in un sistema caratterizzato da una crescente produzione da fonti volatili quali quelle eolica e solare. Qualche novità si è avuta con la Delibera 281/12 che ha introdotto dall 1 gennaio 2013 dei corrispettivi di sbilanciamento a titolo oneroso anche per gli impianti non programmabili: il provvedimento è stato, tuttavia, abrogato dal TAR Lombardia. Si auspica che, al di là dell esito del contenzioso in essere presso il Consiglio di Stato, l Autorità continui comunque a perseguire in futuro un equa ripartizione dei costi di bilanciamento fra tutti gli utenti della rete, ivi incluse le fonti maggiormente volatili, in linea con quanto attuato nell esperienza internazionale. A tal proposito andrebbero tenuti in considerazione i livelli di prevedibilità di alcune fonti rinnovabili, quali, ad esempio, la fonte eolica caratterizzata da scostamenti fra la produzione effettiva e quella prevista di circa il 60%. 2.3 Revisione di MSD: integrazione delle fonti non programmabili e flessibilità Gli impianti di produzione termoelettrici sono chiamati a modulare per bilanciare la volatilità della produzione rinnovabile non programmabile: la flessibilità da essi fornita non trova ad oggi un adeguata remunerazione sul mercato del servizio di dispacciamento. Sarebbe pertanto auspicabile nel breve termine l introduzione di specifici prodotti per la flessibilità (quali, ad esempio, la disponibilità all avviamento in tempi rapidi) da attuare o tramite una revisione di MSD o tramite la compravendita di appositi certificati di modulazione. 6

7 3. MERCATO RETAIL Il quadro tratteggiato dall Autorità nel documento di chiusura dell indagine conoscitiva sulle condizioni di vendita al dettaglio di energia elettrica e gas, pubblicato nell estate scorsa, è ben poco rassicurante: quote importanti di clienti finali ancora serviti nell ambito della maggior tutela (in particolare nel segmento domestico: 83% per il settore elettrico e l 89% per il settore gas); tassi di switching non brillanti (nel 2012 e in termini di clienti nel settore elettrico: 6,4% nel segmento domestico e 12,1% nel non domestico; nel settore gas 4,5% domestico e 8,2% nel non domestico), livelli di concentrazione indicativi, in molti segmenti, di un processo di liberalizzazione ancora non pieno, con pesanti incertezze circa la relativa efficacia in termini di efficienze di prezzo. A prescindere dalla strumentalizzazione giornalistica che ne è seguita, Edison ritiene che i segnali raccolti da AEEG - seppur da considerare con cautela in ragione di alcuni limiti metodologici evidenziati dalla stessa Autorità - non debbano essere trascurati e siano esemplificativi delle difficoltà di maturazione che continuano a caratterizzare questo segmento di mercato con particolare riferimento ai clienti di minori dimensioni. In quest ottica si ritiene che il nostro Paese abbia bisogno di un deciso cambio di passo e che l Italia debba rilanciare in modo coraggioso e convinto il processo di liberalizzazione, tornando ad esserne un importante traino in sede europea. Ciò dovrà avvenire attraverso una rivisitazione complessiva del quadro normativo e regolatorio vigente. 3.1 Revisione del perimetro di tutela e delle tariffe Un primo passo in avanti è stato fatto dalla legge 9 agosto 2013 n. 98 (DL del Fare) che ha ridotto il perimetro della tutela economica ai solo clienti domestici ed ai condomini del settore del gas. Pur comprendendo le differenze implementative che la riduzione del perimetro della tutela comporta nei settori elettrico e gas, alla luce della diversa declinazione di tale regime nei due segmenti, si ritiene imprescindibile ed urgente l adozione di una misura analoga nel settore elettrico. I livelli di maturazione raggiunti nei due mercati non giustificano, infatti, una differenza di approccio. Dovranno poi essere previste per entrambi i segmenti delle sunset clauses che identifichino un percorso certo di rimozione della tutela anche per il settore domestico, fatta salva la necessità di una piena tutela di prezzo per i clienti effettivamente vulnerabili (poveri, malati). Nel frattempo occorre provvedere ad una corretta manutenzione delle tariffe amministrate, il cui livello deve essere determinato in misura tale da non ostacolare lo sviluppo della concorrenza. Una revisione importante è appena stata implementata lato gas, ma occorre con urgenza intervenire lato elettrico, attraverso un aggiornamento della componente PCV a copertura dei costi di commercializzazione al dettaglio: tale componente non copre oggi i costi di acquisizione e di gestione del cliente di un operatore nuovo entrante che non è nelle condizioni di praticare prezzi competitivi rispetto alle tariffe applicate dagli operatori del servizio di tutela. Infatti, per questi ultimi, il cui portafoglio clienti storicamente acquisito è di norma afferente le reti di un unico distributore, i costi di acquisizione sono nulli e gli oneri legati alla mancata standardizzazione dei rapporti con i distributori, di cui si dirà meglio nel seguito, inferiori. 3.2 Regolazione rapporto distributore venditore e gestione rischio credito L attuale disegno di mercato prevede che il venditore rappresenti un interfaccia unica per il cliente finale, che fa riferimento al venditore per qualsiasi problematica inerente la propria fornitura. Ciò ha due conseguenze principali: i) il venditore è tenuto a gestire la relazione del cliente anche in relazione a problematiche di cui non è direttamente responsabile, ma che sono riconducibili all attività di soggetti a monte nella filiera. Il 7

8 ii) riferimento è tipicamente al servizio di trasporto di energia o gas e alle prestazioni ad esso connesse (attivazioni e disattivazioni di fornitura, interventi sul misuratore, etc.); il venditore si pone come tramite per il versamento di tutti i corrispettivi dovuti a monte dal consumatore: corrispettivi di trasporto/distribuzione/misura dovuti ai distributori; oneri generali di sistema per Cassa Conguaglio, le imposte dovute all erario. Lo schema adottato - condivisibile nel voler garantire al cliente la certezza e la semplicità di un interlocuzione unica - richiede di essere finalizzato sotto due profili: 1. In primo luogo, il modello comporta un intensissimo scambio informativo tra venditori e distributori che devono rendere disponibili ai venditori i dati necessari all acquisizione (dati e misure di switch) e alla gestione in toto del cliente (misure funzionali alla fatturazione periodica, ma anche relative all applicazione di eventuali bonus sociali, etc). Tale rapporto è caratterizzato oggi da un insufficiente standardizzazione e da un livello di regolazione per certi aspetti ancora parziale e non sufficientemente stringente. Ciò comporta per i venditori costi incrementali riconducibili sia alla pluralità di distributori (e quindi di formati ) con cui il fornitore deve interfacciarsi, sia alla necessità di gestire i reclami dovuti alla scarsa qualità percepita del servizio di vendita dal consumatore finale. In quest ottica è fondamentale che il rapporto tra distributori e venditori sia regolato con efficacia: - definendo puntualmente contenuti e modalità standardizzate di scambio dei flussi informativi. Negli ultimi anni la regolazione si è effettivamente mossa in questa direzione (si veda l attività ed i gruppi di lavoro connessi con la creazione e l implementazione del Sistema Informativo Integrato, SII), ma il percorso intrapreso dal regolatore non è ancora stato portato a compimento. Ancora sussistono processi non normati (ad esempio le volture di energia elettrica e gas) o processi chiave (es. switching, sospensioni e riallacci per morosità per energia elettrica e gas, fatture di trasporto/distribuzione) già normati ma che comunque mancano di standard adeguati in termini di formato e di mezzo di comunicazione da adottare; - praticando un monitoraggio rigoroso della prestazione dei distributori nei processi chiave (ad es. comunicazione anagrafiche, dati di misura, dati di switch) attraverso l adozione di opportuni KPI (Key Performance Indicators) che misurino qualità, completezza e tempestività dei dati forniti; - introducendo meccanismi economici di incentivazione alla performance. 2. In secondo luogo, il modello attuale comporta un allocazione del rischio credito totalmente in capo al venditore, che anche in caso di insolvenza del cliente finale riconosce comunque ai soggetti a monte nella catena del valore (distributori, cassa conguaglio, erario) i corrispettivi dovuti. Alla luce dei preoccupanti livelli di morosità raggiunti negli ultimi anni si tratta di uno schema non più sostenibile, e occorre, invece, che il rischio credito sia sostenuto da ciascuno soggetto per la propria parte. Si ritiene in particolare opportuno che: - pro futuro, sia stabilito il principio in base al quale il venditore riconosce al distributore e, indirettamente, a Cassa Conguaglio solo gli importi a copertura dei servizi di trasporto/distribuzione/misura e degli oneri di sistema effettivamente raccolti dai propri clienti; - i crediti insoluti pregressi siano posti in capo a ciascun soggetto della filiera, ognuno per propria quota di competenza. Il fenomeno della morosità andrebbe considerato anche sotto l aspetto del turismo energetico: per impedire lo switching del cliente moroso, occorre consentire al fornitore in essere in grado di esercitare tutte le leve che ha a propria disposizione (prima tra tutte la sospensione della fornitura) per recuperare il 8

9 credito del proprio cliente. In caso di morosità «ex ante» 2 si propone, in via primaria, un perfezionamento dello switching con riserva in modo da rendere questo strumento - oggi scarsamente utilizzato per le sue tempistiche (presentazione della richiesta di switch entro il 20 del mese N-2) - effettivamente utilizzabili dai venditori entranti. Nel caso di morosità «ex post» 3 si propone lo switching back del cliente sulla falsariga di quanto già previsto dalla delibera 153/12/R/com in tema dei contratti non richiesti Auspichiamo che queste proposte possano essere da noi illustrate nelle opportuni sedi. 3.3 Semplificazione del rapporto venditore- cliente Se per quanto riguarda l attività di distribuzione e misura, operata in regime regolato, la necessità è in ultima analisi quella di una regolazione più stringente, la vendita di energia elettrica e gas - ormai da tempo aperta alla libera concorrenza - dovrebbe essere il più possibile priva di vincoli regolatori in fase sia pre che post contrattuale, lasciando che qualità commerciale e un efficace gestione del rapporto con il cliente costituiscano una leva competitiva di differenziazione tra venditori. Questo ad oggi non avviene ed il rapporto tra venditore e consumatore è appesantito da un complesso set di obblighi e regole, in qualche caso oggettivamente superflue, che comportano un incremento degli oneri gestionali per gli operatori e, quel che è peggio, un aumento della complessità del rapporto tra venditore e cliente, riducendone il livello di capacitazione. Tutto ciò richiede un urgente e drastico processo di semplificazione e di snellimento dell intero impianto di regolazione del mercato retail (Codice di Condotta Commerciale, Testo Integrato della Qualità della Vendita, etc.), di cui un primo importante segnale è quello relativo alla facoltà di autoregolamentazione attraverso appositi protocolli introdotta con riferimento alle pratiche commerciali scorrette. La via da seguire è tuttavia ancora lunga, a partire dal principale strumento di comunicazione tra venditore e cliente, il documento di fatturazione. La Delibera 202/09 disciplina oggi il layout e i contenuti della bolletta con estremo dettaglio e senza lasciare al venditore alcuna flessibilità. Gli operatori dovrebbero invece essere liberi nelle proprie scelte commerciali e avere facoltà di proporre e individuare insieme al cliente - ad esempio al momento della definizione del contratto - il formato, il livello di dettaglio e le modalità di comunicazione della bolletta più consoni. Per questo motivo si ritiene opportuno che la disciplina di cui alla Delibera 202/09 sia fortemente snellita, prevedendo che: - sia definito un set di informazioni minime obbligatorie (es. quelle dell attuale quadro sintetico) necessariamente contenute in bolletta ed un set di informazioni aggiuntive facoltative (es. quelle dell attuale quadro di dettaglio) da inviare al cliente solo su esplicita richiesta; - sia lasciata in capo al venditore la scelta del layout e più in generale della presentazione delle informazioni (terminologia/glossario); - sia lasciata in capo al venditore la scelta del circa il mezzo di comunicazione da adottare (PEC, , sms, bolletta, ecc.); - sia comunque evitata l imposizione di obblighi informativi non strettamente necessari ed ingiustificatamente onerosi (es. note informative, tabelle di confrontabilità). In quest ottica Edison vede con favore l iniziativa annunciata da AEEG nel corso della Relazione 2013 (Bolletta 2.0) di cui si attende l avvio dei lavori. 3.4 Servizi post contatore L offerta di servizi innovativi post metering è il nuovo fronte di sviluppo del mercato retail (elettrico ed, in futuro, gas) in quanto consente al cliente finale di acquisire una maggiore consapevolezza dei propri 2 Morosità «ex ante», vale a dire nota prima dello switching del cliente (es. cliente cessato per morosità; cliente sospeso per morosità; richiesta da parte del venditore uscente di distacco per morosità non eseguita; cliente messo in mora ma non ancora distaccabile; cliente in ritardo con i pagamenti di almeno una bolletta). 3 Morosità «ex post», vale a dire nota a switching avvenuto (es. mancato pagamento bolletta chiusura rapporto). 9

10 consumi, favorisce lo sviluppo di una domanda di servizi per un uso più efficiente delle risorse e permette a venditori di differenziarsi tramite la fornitura di servizi a valore aggiunto. I servizi post contatore includono potenzialmente una vasta gamma di prestazioni, da servizi semplicemente tesi ad aumentare la consapevolezza dei consumi del cliente (es. visualizzazione dei dati di consumo di base tramite display) a veri e propri servizi di Demand Response, tramite i quali il Prosumer, che è produttore e consumatore insieme, può in prospettiva partecipare attivamente al mercato dell energia vedendo valorizzata la propria flessibilità. Si tratta naturalmente di servizi il cui sviluppo è oggi in molti casi ancora in fase pilota e il cui punto di snodo è la presenza di un dispositivo che abiliti la comunicazione con il contatore elettrico, consentendo il trasferimento ai clienti finali o a soggetti da questi ultimi indicati le informazioni necessarie. Tali dispositivi, di norma sviluppati dal distributore, non sono oggi ancora disponibili su larga scala e la relativa messa a disposizione non è ancora stata regolata. Edison ritiene sia opportuno provvedere in tal senso al più presto, in coerenza con gli orientamenti provenienti dalle Direttive 2006/32/CE prima e 2012/27/UE più di recente, che hanno chiarito in modo inequivoco la necessità che siano forniti ai consumatori in modo tempestivo i dati informativi inerenti i propri consumi energetici ed il DL 115/2008 ha affidato a AEEG il compito di definire la cornice regolatoria entro cui il processo deve avvenire. In primo luogo, dovrebbe essere garantita a tutti gli attori interessati all utilizzo prospettico di Servizi Post Contatore (retailer, ma anche operatori TLC, fornitori di elettrodomestici intelligenti, ) la possibilità di partecipare alla fase di progettazione e di test del prodotto. Questo sia per contribuire alla definizione delle specifiche del dispositivo, sia per disporre di informazioni importanti per poter sviluppare, contestualmente, servizi a valore aggiunto nel proprio campo (in termini concorrenziali, la possibilità di ritrovarsi tutti pronti a parità di condizioni al momento di messa a disposizione del dispositivo su larga scala è cruciale). A regime il distributore dovrebbe avere l obbligo di rendere disponibili al cliente finale e ai venditori le informazioni relative ai dati di consumo, a condizioni economiche cost reflective e sotto forma di «prestazioni accessorie», il cui costo è sostenuto solo dai soggetti che lo richiedono e non dalla generalità dei consumatori. La comunicazione dovrebbe avvenire attraverso protocolli standard aperti ed accessibili, con specifiche indipendenti dalla tipologia del contatore e dal distributore; inoltre, il dispositivo abilitante fornito dal distributore dovrebbe essere privo di brand. L offerta di servizi post contatore dovrebbe essere riservata al venditore, ed in particolare al venditore operante sul mercato libero, cui spetterebbe l implementazione delle interfacce e degli accessori necessari, a cui dovrebbe essere consentita la personalizzazione del dispositivo abilitante con un proprio brand e che dovrebbe mantenere il ruolo di «interlocutore unico» con il cliente finale. 4. REGOLAZIONE INTERNAZIONALE 4.1 Disciplina di recepimento del Terzo Pacchetto Energia: Codici di Rete Nel corso degli ultimi anni il rilievo assunto dai processi di definizione della regolazione energetica europea è emerso in maniera crescente: di fatto, l evoluzione del quadro normativo e regolatorio comunitario influenza ormai in modo determinante le scelte energetiche del nostro Paese. Inoltre, in ragione della progressiva integrazione tra mercati energetici nazionali assumono sempre maggiore importanza anche le decisioni regolatorie adottate dai regolatori nazionali dei Paesi oltre-confine, foriere di impatti per il nostro sistema. 10

11 In questo contesto è fondamentale per gli operatori di settore avere la possibilità di supportare concretamente l Autorità Italiana, attraverso un dialogo costante, nelle attività relative: ai processi europei di definizione del quadro regolatorio di dettaglio derivante dall implementazione del Terzo Pacchetto Energia. Questi processi, che hanno portato e ulteriormente porteranno all approvazione di un set di previsioni dal valore vincolante (i Codici di Rete Europei), sono infatti destinati a rimodellare in maniera sostanziale il funzionamento del mercato energetico italiano. Si pensi ad esempio al Codice di Rete sul Bilanciamento Gas ( Codice Balancing ), che dovrà necessariamente rappresentare per l Autorità il riferimento da adottare nel disegnare l evoluzione del meccanismo di bilanciamento verso un sistema puramente di mercato. Lato elettrico, invece, i Codici di rete relativi all allocazione della capacità transfrontaliera ed al bilanciamento, dovranno essere tenuti in dovuta considerazione in vista della revisione del disegno del mercato elettrico nazionale e del mercato dei servizi di dispacciamento. E pertanto auspicabile che l Autorità instauri su queste tematiche un dialogo costruttivo con gli attori del mercato e ricopra un ruolo di portavoce delle esigenze del sistema energetico nazionale, perché queste possano essere tenute in dovuta considerazione nel dibattito europeo; di cooperazione con i regolatori nazionali di paesi limitrofi, sia mediante l interlocuzione diretta che nell ambito delle Associazioni dedicate (ad esempio CEER, Energy Community e Medreg). Ciò al fine di: - evitare che previsioni applicate oltre-confine abbiano impatti potenzialmente negativi per il mercato italiano e per il processo di valorizzazione del nostro Paese nel contesto europeo e mediterraneo, - garantire un implementazione coerente e coordinata della normativa europea, che permetta di raggiungere appieno l obiettivo dell armonizzazione della regolazione e i conseguenti benefici. 4.2 Il Regolamento REMIT Il Regolamento 1227/2011 concernente la trasparenza e l integrità del mercato energetico all ingrosso (REMIT) ha introdotto importanti novità nei mercati all ingrosso dell energia elettrica e del gas naturale, estendendo a questi ultimi la disciplina relativa all abuso di mercato fino a quel momento in vigore in ambito finanziario. La disciplina introdotta dal Regolamento ha finora richiesto ai partecipanti al mercato alcuni sforzi implementativi concernenti l obbligo di pubblicazione delle informazioni privilegiate ed i divieti di insider trading e manipolazione di mercato, tenendo anche conto delle indicazioni contenute nelle linee guida pubblicate da ACER. A seguito dell adozione degli atti implementativi della Commissione europea diventeranno poi operativi anche gli obblighi di registrazione e di reportistica delle transazioni in capo agli operatori di mercato con conseguenti costi di implementazione (sviluppo sistemi IT etc.) a carico di questi ultimi. Sotto il profilo operativo la nuova disciplina, se non adeguatamente implementata (e.g. interpretazione estensiva del concetto di informazione privilegiata etc.), rischia di limitare in maniera ingiustificata l attività degli operatori e di generare una duplicazione degli obblighi di reportistica in capo ad essi, sovrapponendosi alla normativa nazionale esistente ed alla nuova disciplina europea relativa ai mercati finanziari (EMIR, MIFID etc.). L Autorità Italiana, responsabile insieme ad ACER dell implementazione del Regolamento e del monitoraggio del mercato a livello nazionale, può giocare un ruolo fondamentale nel garantire una corretta applicazione del Regolamento che salvaguardi l attività degli operatori. I punti di attenzione riguardano in particolare le seguenti aree: 11

12 - partecipazione attiva al dibattito interno ad ACER, al fine di garantire che le future edizioni delle linee guida ACER propongano un interpretazione del Regolamento che eviti l imposizione di oneri ingiustificati ai partecipanti al mercato; - valutazione dell opportunità di centralizzare la pubblicazione delle informazioni privilegiate su un unica piattaforma nazionale (e.g. gestita da GME), garantendo agli operatori la piena ottemperanza al Regolamento una volta che le informazioni sono inviate al gestore della piattaforma; - identificazione di prassi che consentano di minimizzare gli obblighi di reportistica delle transazioni e dei dati fondamentali in capo agli operatori, tenendo conto degli obblighi al momento in vigore a livello nazionale; - valutazione dell opportunità di definire specifiche prassi implementative a livello nazionale laddove le peculiarità del mercato italiano richiedano misure parzialmente differenti rispetto ad altri contesti europei. A tal proposito accogliamo con favore l istituzione da parte dell Autorità di un Gruppo di Lavoro interdirezionale per l implementazione del REMIT, con l auspicio che la nuova struttura organizzativa possa aprire un confronto costruttivo con gli operatori nazionali a supporto della propria attività di interlocuzione europea e dell implementazione del Regolamento nel mercato italiano. 12