Il CESISP supporta gli operatori nel Clean energy package

Il CESISP supporta gli operatori nel Clean energy package

Il cesisp fornisce consulenza specialistica sul pacchetto clima energia, Clean Energy Package. Abbiamo a tal proposito sviluppato un documento la cui sintesi riportiamo sotto.

In questo documento analizziamo le principali innovazioni agli assetti organizzativi del mercato elettrico derivanti dal nuovo pacchetto contente proposte di direttive e regolamenti noto come Clean Energy Package (CEP) che è l’asse portante della strategia energetica europea. Il CEP ha l’obiettivo di aumentare la sostenibilità, la competitività e la sicurezza del mercato energetico attraverso cinque dimensioni interconnesse: sicurezza energetica, solidarietà e fiducia, integrazione del mercato energetico, efficienza energetica, decarbonizzazione dell’economia, ricerca e innovazione.

Nella prima parte del documento esponiamo le caratteristiche dei tre principali atti normativi che avranno ripercussioni importanti sul mercato italiano: design del nuovo mercato elettrico, proposta di direttiva sulle Rinnovabili e proposta di direttiva elettrica. Dall’analisi di questi tre atti si evincono l’ambito, gli obiettivi, alcuni strumenti e alcune criticità attuali considerate nel CEP. Esso introduce molti elementi di novità guidati soprattutto dai nuovi obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili (FER) che rafforzano l’evoluzione strutturale del mercato verso un modello di generazione distribuita. Infatti, la strategia dell’Unione dell’Energia si articola in cinque dimensioni interconnesse volte a migliorare la sicurezza, la sostenibilità e la competitività dell’approvvigionamento energetico: sicurezza energetica, solidarietà e fiducia, piena integrazione del mercato europeo dell’energia, efficienza energetica per contenere la domanda, decarbonizzazione dell’economia, ricerca, innovazione e competitività. È all’interno di questa strategia che è stato proposto il CEP che si compone di otto provvedimenti normativi rilevanti per il settore energetico dei quali tre particolarmente importanti per la futura organizzazione e struttura del mercato italiano, ovvero: la riforma della Direttiva elettrica COM(2016) 864, la modifica della Direttiva sulle rinnovabili COM(2016) 767 e il Regolamento sul nuovo Market design COM(2016) 861. Molti sono i cambiamenti introdotti nel nuovo pacchetto, ma i driver più rilevanti sono i nuovi obiettivi per la produzione da FER e la concreta evoluzione del mercato elettrico verso un modello di generazione distribuita.

Nella seconda parte trattiamo gli aspetti inerenti alla generazione con particolare riferimento agli obiettivi e agli schemi incentivanti oltre che le principali caratteristiche del nuovo mercato elettrico con riferimento alle caratteristiche e agli attori del nuovo sistema di dispacciamento. Disposizioni rilavanti sono state introdotte per lo sviluppo delle FER secondo logiche di mercato e tali da considerare le tecnologie mature rispetto alle fonti tradizionali Per tale motivo in questa parte sono analizzati anche gli schemi di supporto, i diritti di trasmissione, i meccanismi di remunerazione della capacità e le garanzie d’origine. Per quanto concerne i nuovi target di riferimento previsti come obiettivi per il 2030, nell’art. 3 della Direttiva Rinnovabili COM(2016) 767 vengono delineati i target secondo cui gli Stati UE devono provvedere, collettivamente, a far sì che la quota di FER nel 2030 sia almeno pari al 32%. Per incentivare adeguatamente lo sviluppo di investimenti nella generazione di energia FER la definizione di diritti di trasmissione per la copertura dei rischi finanziari a lungo termine, il miglioramento della stabilità degli schemi di supporto, la semplificazione e riduzione delle procedure amministrative sono elementi essenziali. L’articolo 8 del regolamento COM(2016) 861, dispone che i gestori dei sistemi di trasmissione possano rilasciare diritti di trasmissione a lungo termine o misure equivalenti per permettere ai partecipanti al mercato, in particolare i proprietari di impianti FER di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nelle zone di offerta limitrofe, pertanto l’implementazione delle policy che favoriscano le condizioni per lo sviluppo del mercato e nello specifico la definizione di strumenti normativi e regolamentari atti ad assicurare il coordinamento tra meccanismi contrattuali, sviluppati nella forma dei contratti a lungo termine PPA è un elemento centrale per lo sviluppo delle FER al 2030. Sempre in questa parte, supportati Dalla recente indagine di settore sui meccanismi di capacità pubblicata dalla Commissione europea, sono analizzati la remunerazione della capacità (CRM) e le garanzie d’origine obiettivo principale consiste nel certificare la quota o la quantità di energia FER nel mix energetico di un fornitore. Si noti che dall’indagine di settore sui meccanismi di capacità pubblicata dalla Commissione europea emerge che i fallimenti del mercato e le carenze della regolamentazione inibiscono i segnali di prezzo necessari per mantenere la sicurezza dell’approvvigionamento ad un livello auspicabile, vedasi la COM(2016) 752.

Nella terza parte illustriamo gli aspetti legati al servizio di dispacciamento evidenziando pertanto i ruoli dei gestori della rete di trasmissione e distribuzione. Il coordinamento della generazione distribuita con la partecipazione attiva della domanda richiede una profonda evoluzione della rete elettrica. In particolare, i gestori della distruzione (DSO), sono destinati ad assumente un nuovo ruolo attivo nel dispacciamento e dovranno integrarsi operativamente con i gestori della trasmissione (TSO). Questo implica un forte sviluppo degli investimenti in nuove reti e sistemi di ICT per garantire delle reti smart in grado di gestire la sicurezza del nuovo e sempre più complesso sistema elettrico, ivi compresi sistemi di accumulo, infrastrutture per l’elettromobilità, in tempo reale supportati da tecnologie di metering avanzate. Nello specifico il CEP rafforza il quadro legislativo per permettere la cooperazione nella gestione delle reti di distribuzione e trasmissione per garantire che le informazioni e i dati necessari siano condivisi e che l’uso delle risorse distribuite sia coordinato e creando un quadro regolatorio coerente allo sviluppo del ruolo e organizzazione dei DSO con l’obiettivo di garantire l’efficienza in termini di costi e il funzionamento sicuro e affidabile delle reti. Il principale elemento di novità è il ruolo dei DSO riguardo la flessibilità. A questo scopo Stati UE sono tenuti a sviluppare il quadro normativo necessario per far sì che i DSO possano acquisire servizi al fine di gestire e sviluppare in modo più efficiente il sistema di distribuzione, compresa la gestione della congestione a livello locale. Quanto sopra introdotto trova riscontro negli articoli 31 e 32 del Regolamento del Market Design COM(2016) 861. Importanti sono anche le novità in materia di priorità di dispacciamento ed esenzioni sulla base del capo II del regolamento sul market design COM(2016) 861 che contiene il quadro per la definizione di norme più compatibili con il mercato in materia di dispacciamento e curtailment alla produzione e in materia di implicit and explicit demand response; a questo proposito è evidente che la digitalizzazione e il rapido sviluppo di soluzioni di negoziazione e di misurazione via internet favorisca la partecipazione ai mercati dell’energia elettrica tramite servizi di gestione attiva della domanda. Servizi di demand response possono essere attuati sulla base della reazione diretta dei consumatori ai prezzi dell’energia elettrica variabili nel tempo cui sono esposti i consumatori nel mercato al dettaglio, e sulla base della domanda, individuale o aggregata, flessibile nei mercati dell’energia elettrica. Le proposte contenute nel CEP enfatizzano l’uso di meccanismi basati sul mercato, sull’efficienza dei prezzi e sulla creazione di un level playing field tra i vari attori del settore dell’elettricità. A questo proposito l’art. 11 della Direttiva elettrica COM(2016) 864 prevede il diritto di ciascun cliente finale di poter sottoscrivere con il suo fornitore su richiesta, un contratto con prezzo dinamico dell’energia elettrica. Questa parte del documento si conclude con approfondimenti inerenti i sistemi di accumulo e sui sistemi di misurazione intelligenti ovvero metering. Nel primo caso un ulteriore elemento di novità presente nel capo IV della direttiva elettrica COM(2016) 864 è l’ art. 36 sulla proprietà degli impianti di stoccaggio secondo cui per gli investimenti in stoccaggi priorità viene data ai soggetti non regolati; l’ integrazione dell’elettromobilità nella rete elettrica è disciplinata principalmente nell’ art. 33 della direttiva elettrica COM(2016) 864 e precisamente l’art. 33 punto 1 definisce in primo la necessità di un quadro normativo necessario per agevolare la connessione dei punti di ricarica, sia pubblicamente accessibili sia privati, alle reti di distribuzione. Nel secondo caso, invece, il principio cardine alla base degli articoli 19 (concetto di smart meter), 20 (funzioni), 21 (diritto), 22 (contatori convenzionali) ai quali si aggiunge l’allegato III della direttiva elettrica COM(2016) 864 sono i sistemi di misurazione intelligenti che favoriscano la partecipazione attiva dei clienti al mercato dell’energia elettrica.

 

Nella quarta parte approfondiamo le misure per rafforzare la concorrenza nel mercato retail in quanto il CEP contiene una serie di proposte inerenti i diritti di base dei consumatori di energia trattando elementi quali lo switching, i prezzi regolati e la figura del prosumer. Che il prosumer sia uno dei temi principali del CEP lo si evince dalla sua trattazione sia nella Direttiva elettrica sia nella Direttiva sulle rinnovabili. Gli articoli 10, 12 e 14 della Direttiva elettrica COM(2016) 864 stabiliscono che tutti i clienti debbano avere il diritto di essere riforniti di energia elettrica da un fornitore a prescindere dallo Stato UE in cui il fornitore sia registrato, a condizione che esso rispetti le norme applicabili in materia di scambi e bilanciamento e allo stesso modo, numerosi articoli trattano i prezzi regolati e le misure transitorie, tra cui gli articoli 4, 5, 9, 27, 28, 29 della Direttiva elettrica COM(2016) 864. Ciò premesso un ruolo chiave è ricoperto sia dai Sistemi di distribuzione chiusi sia dalla figura del prosumer e modelli di self-consumption. Le Local Energy Communities (LEC) sono descritte nell’ articolo 16 della Direttiva sulle rinnovabili con le seguenti caratteristiche: in primo luogo hanno il diritto di possedere, istituire o locare reti collettive e di gestirle autonomamente. In secondo luogo, possono accedere a tutti i mercati organizzati direttamente o attraverso aggregatori o fornitori in modo non discriminatorio. In terzo luogo, godono di un trattamento non discriminatorio riguardo alle loro attività e ai loro diritti e obblighi in qualità di clienti finali, produttori, gestori dei sistemi di distribuzione o aggregatori. In quarto luogo sono soggetti a procedure eque, proporzionate e trasparenti e a oneri correlati ai costi, affinché, gli azionisti o i soci di una collettività dell’energia locale non perdano i loro diritti di utenti civili o clienti attivi. In fine, ove pertinente, le collettività dell’energia locali siano soggette ad adeguati oneri di rete nei punti di collegamento tra la rete collettiva e la rete di distribuzione al di fuori della collettività dell’energia stessa. La Direttiva sulle rinnovabili, art. 22 descrive il concetto di Comunità produttrici/consumatrici di energia rinnovabili note come Renewble Energy community (REC). L’art. 22 stabilisce gli Stati UE debbano garantire che i clienti finali (soprattutto residenziali) abbiano il diritto di aderire ad una REC senza perdere i loro diritti o obblighi in quanto clienti finali e senza essere soggetti a condizioni o procedure ingiustificate o discriminatorie che impedirebbero la loro partecipazione. Le REC hanno il diritto di produrre, consumare, immagazzinare e vendere l’energia rinnovabile, anche tramite accordi per l’acquisto di energia elettrica, hanno il diritto di organizzare la distribuzione (sharing) di energia elettrica generata dall’impianto posseduto e possono accedere al mercato sia direttamente che tramite aggregazione. Passando al prosumer, che esso sia uno dei temi principali del CEP lo si evince dalla sua trattazione sia nella Direttiva elettrica COM(2016) 864 sia nella Direttiva sulle rinnovabili COM(2016) 767. Iniziando dalla Direttiva elettrica in particolare il capo III tratta la responsabilizzazione e la tutela del consumatore finale e nello specifico ai fini del presente paragrafo risultano di particolare importanza gli articoli 15 e 16 della Direttiva elettrica COM(2016) 864. Il consumatore attivo, noto come prosumer, è per definizione un nuovo stakeholder del mercato elettrico, di piccola o media di dimensione, che si caratterizza per svolgere un ruolo attivo rispetto ad un normale consumatore passivo. Infatti, esso oltre ad essere consumatore si pone anche come produttore di energia elettrica tramite pannelli fotovoltaici o altre fonti di generazione rinnovabile. Questa nuova figura si caratterizza per le sue azioni che lo pongono come soggetto che integra il ruolo di produttore, consumatore, venditore (quando cede energia alla rete. L’integrazione del prosumer nel sistema però presenta alcune difficoltà, infatti esso non può provvedere a servizi di bilanciamento e inoltre la gestione amministrativa risulterebbe particolarmente onerosa. Anche l’art. 21 della Direttiva sulle rinnovabili COM(2016) 767 definisce le caratteristiche e i diritti prosumer di FER prevedendo che questi possano produrre, auto-consumare e vendere le eccedenze di produzione di energia FER. Nell’ultima parte dell’elaborato esponiamo i temi emergenti della nuova dimensione competitiva del nuovo mercato elettrico. L’evoluzione della dimensione merceologica del mercato non più misurabile sulla sola commodity ma anche su un nuovo prodotto complesso e articolato fatto anche di servizi e prodotti durevoli post-contatore richiede una nuova visione strategica che dovrà essere sviluppata contestualmente alle nuove misure di politica energetica per il mercato.

Fino ad oggi la tutela della concorrenza nel mercato elettrico europeo è stata adottata dal combinato disposto di un insieme di interventi sector-specific proposti dalla Commissione Europea e dal quadro generale di Competition Law e relativi strumenti di intervento. Tuttavia, risulta evidente che lo sviluppo strutturale del nuovo mercato elettrico sarà sempre più influenzato dalle obiettivi che si andranno ad adottare nell’ambito delle politiche di decarbonizzazione o di riduzione dei gas climalteranti già citati. Pertanto nella quinta parte del documento sottolineiamo che con il forte impulso allo sviluppo delle FER dovranno essere attentamente valutate le problematiche connesse alla gestione delle infrastrutture di rete e dovranno essere riconfigurati in modo sempre più efficiente i servizi ancillari del sistema con particolare riferimento anche agli strumenti per la sicurezza del sistema. Inoltre, con le nuove politiche per l’efficienza energetica congiuntamente alla metamorfosi del consumatore in prosumer, e quindi con un rafforzamento degli investimenti nel settore elettrico post-consumatore le opportunità che si creano per il tradizionale servizio di vendita porteranno ad una profonda modifica dei modelli di business retail. All’interno di questo quadro evolutivo sarà necessario monitorare alcuni temi che potrebbero diventare rilevanti per garantire una corretta dimensione competitiva del nuovo mercato elettrico. Le aree di maggiore rilevanza sono le seguenti: lo sviluppo della nuova generazione di impianti rinnovabili e la tutela della sicurezza attraverso gli impianti termini tradizionali, le problematiche di congestione della rete di trasmissione e distribuzione, a seguito della diffusione capillare della generazione che potrebbero comportare problematiche di accesso riducendo la dinamica competitiva, l’introduzione di meccanismi di remunerazione della capacità per garantire la sicurezza a lungo termine, la una maggiore integrazione dei mercati dei servizi di bilanciamento con particolare riferimento alle esigenze di armonizzazione tra gli stati membri, i criteri per promuovere una concorrenza effettiva tra fornitori. È necessario valutare attentamente il grado di concentrazione attuale dei mercati ed i collegamenti tra soggetti verticalmente integrati che potrebbero creare delle barriere all’ingresso ai soggetti che intendono sviluppare impianti di generazione diffusi. Nel documento consideriamo alcuni aspetti rilevanti evidenziando in termini generali delle possibili linee di intervento. In particolare vengono presi in considerazione la relazione tra lo sviluppo della nuova generazione elettrica, la concorrenza e la disciplina degli aiuti di stato, la dimensione competitiva europea in ottica di integrazione tra mercati e congestione di rete, la tutela della concorrenza in ottica di sviluppo dei meccanismi di remunerazione della capacità, di integrazione dei mercati di bilanciamento e di definizione di strumenti per promuove una concorrenza effettiva tra fornitori. Il documento si conclude con delle considerazioni sulla tutela della concorrenza. Le modifiche strutturali dell’assetto di generazione del nuovo mercato elettrico e lo sviluppo di una nuova dimensione merceologica dei prodotti finali ed una più ampia dimensione geografica di riferimento richiedono un profondo adeguamento anche degli strumenti di misurazione e di intervento per promuovere il nuovo assetto di competitivo. Sul piano merceologico tutti gli strumenti di monitoraggio di mercato dovranno essere adeguati all’interno di un contesto in cui il grado di differenziazione del prodotto finale risulta ampiamente aumentato. Questo comporta l’esigenza di nuovi indicatori di misurazione del grado di concentrazione dei mercati, in grado di considerare sia la commodity sia i servizi che i beni durevoli che saranno oggetto delle future offerte di mercato. La necessità di disporre di questi nuovi indici è fondamentale per inferire in merito al rischio di condotte abusive a valle di posizioni dominanti di mercato e/o in merito alla creazione di barriere all’entrate sull’insieme o su parti specifiche della nuova commodity composita. Su questo fronte dovranno essere rafforzati anche gli strumenti per verificare l’esistenza di restrizioni verticali attraverso le strategie di tying o di vendite abbinate. Per rafforzare la dinamica competitiva del mercato è necessario rafforza l’integrazione della regolamentazione sector-specific del mercato elettrico con le fattispecie generali della Competition Law. La disciplina generale non dispone degli strumenti tipici interpretativi della regolazione del mercato elettrico. Dovrà essere quindi supportata con adeguati strumenti di misurazione delle fattispecie di condotte abusive secondo criteri resi disponibili ex ante a tutti gli operatori del mercato.