Ambiente

lunedì 09 luglio 2007

Autorità per l’ energia elettrica e il gas – RELAZIONE ANNUALE SULLO STATO DEI SERVIZI E SULL’ ATTIVITA’ SVOLTA Presentazione del Presidente Alessandro Ortis – Roma , 5.7.2007

Autorità per l’energia elettrica
e il gas – R E L A Z I O N E A N N U A L E S U L L O S
TATO D E I S E R V I Z I E S U L L’ A T T I V I T À S V O LTA P r e s e n t a z
i o n e d e l P r e s i d e n t e A l e s s a n d r o O r t i s – R o m a ,
5.7.2007

Autorità, Signore e Signori

l’Autorità
per l’energia elettrica ed il gas, chiamata a promuovere la concorrenza ed a
tutelare i consumatori, nacque anche in vista di quell’apertura dei mercati
energetici che dal 1° di questo mese viene avviata a completamento.

Questo incontro si colloca,
quindi, in un momento che avrebbe dovuto rappresentare
la parte conclusiva di un lungo percorso di liberalizzazione in Europa. Da
cinque giorni infatti trova applicazione, a dimensione
UE, il secondo pacchetto di Direttive sull’energia; esso sancisce la piena
libertà di scelta per tutti i consumatori, inclusi quelli domestici, e mira a
promuovere economicità e sicurezza per le forniture di energia elettrica e gas,
attraverso la realizzazione di un mercato unico efficiente e competitivo,
secondo un percorso da sviluppo sostenibile. Un obiettivo ambizioso ma chiaro,
basato sulla scelta di uno strumento, la concorrenza, del tutto innovativo per
molti Paesi europei. In realtà, così come pure denunciato recentemente dalla
Commissione europea, a più di 16 anni dalle prime Direttive transiti sono
ancora evidenti forti criticità nell’implementazione del processo di
liberalizzazione: asimmetrie tra Stati, per tempi e profondità di recepimento
delle Direttive; perduranti frammentazioni del mercato continentale;
congestioni transfrontaliere e scarso coordinamento
tra gestori di rete; concentrazione dell’offerta e persistenti privilegi per ex
monopolisti nazionali. Tali criticità, assieme a significative differenze tra politiche e norme energetico-ambientali dei Paesi
membri, stanno ancora ritardando il cammino verso quel contesto continentale
comune voluto per garantire pari condizioni competitive agli operatori,
favorire gli investimenti e offrire vantaggi a tutti i cittadini dell’Unione, anche
in termini di sicurezza, economicità e qualità dei servizi energetici.

Di fronte a questa situazione,
dovrebbe prodursi un’accelerazione verso l’armonizzazione dei sistemi e
l’apertura dei mercati, piuttosto che un rallentamento, nei fatti, del percorso
di liberalizzazione, o peggio un ripiegamento su anacronistici protezionismi e
barriere nazionali: un’inversione rispetto a decisioni da tempo solennemente
assunte a sostegno di una integrazione, più che mai
necessaria per i sistemi energetici. Un’integrazione ed una cooperazione
urgenti,

visto
che un albero in un bosco svizzero (settembre 2003) o una nave in un fiume
tedesco (novembre 2006) possono far spegnere la luce fino in Puglia; visto che
tensioni politiche lontane (Ucraina – Russia, gennaio 2006) possono mettere
direttamente in crisi le forniture di gas nel nostro Paese.

In alcuni Paesi della UE resta
anche l’idea che, al di là delle enunciazioni di principio a sostegno di una
politica estera dell’energia comune (l’auspicata single
voice), la soluzione ai problemi globali di approvvigionamento sia di affidarsi
solo ad accordi bilaterali nazionali aziendali.

Tale idea, non
coerente con lo stesso piano d’azione sottoscritto solo un anno fa al G8 di S.
Pietroburgo, facilita l’uso strategico e politico delle risorse energetiche;
alimenta una sostanziale sfiducia degli operatori diversi da quelli
privilegiati verso il mercato; induce una conseguente carenza di investimenti;
porta, in definitiva, ad un indebolimento dell’UE rispetto ai Paesi
extraeuropei produttori di materie prime energetiche.

Nel complesso sembra che ci si
attardi in bilico fra un passato, ante liberalizzazione, con mercati
dell’energia nazionali chiusi, affidati a operatori monopolisti pubblici, e una
progressione verso il mercato unico; in questo stallo si sommano tutti i costi
dei due sistemi, senza poter raggiungere rapidamente i vantaggi della piena ed
allargata concorrenza a favore dei consumatori.

A questo punto l’Europa deve
scegliere: far marcia indietro od andare avanti, come auspichiamo, sul sentiero
delle liberalizzazioni ed integrazioni, secondo una progressione che ha già
dato buoni frutti. Una progressione che ha visto proprio l’energia alla base
dei primi passi per l’Unione, con l’Italia sempre in prima fila. Fra le due
guerre 4 mondiali, si erano già costruite linee transfrontaliere alpine
mettendo subito a fattor comune centrali elettriche per più sicurezza e

meno
costi; la Ceca e
l’Euratom concorsero al Trattato di Roma; nei momenti più duri della cortina di
ferro cavi e tubi continuavano ad attraversarla, facendo fluire energia e
mantenendo un legame tra Est ed Ovest.

Con le
preoccupazioni, non mancano tuttavia segnali incoraggianti: le ultime proposte
della Commissione; l’atteggiamento di alcuni Paesi, Italia compresa; il voto
recente della Commissione Itre del Parlamento Europeo a favore di
liberalizzazioni, armonizzazioni, unbundling proprietario, potenziamento, in
tutti gli Stati, del ruolo dei Regolatori e degli strumenti di mercato.

Circa il ruolo della concorrenza,
seppur ancora non sufficientemente dispiegato, possono essere ricordati i
risultati fin qui ottenuti. Nel settore elettrico nazionale, ad esempio, il
mercato ha indotto

un
imponente programma di investimenti nella produzione che sta consentendo di
superare la carenza di offerta del 2003; per i prezzi, nonostante il loro
andamento sia fortemente offuscato dall’impennata di quelli del petrolio e del
metano (idrocarburi dai quali continua a dipendere in modo eccessivo il nostro
Paese), sono stati conseguiti recuperi di efficienza, valutabili in oltre 4
miliardi di euro l’anno, che si sono tradotti non solo in sviluppo delle
imprese, ma anche in

benefici
per i consumatori. Riteniamo questo effetto importante ma ancora parziale,
insufficiente, e perciò non adeguatamente percepito; si può e si deve
migliorare ancora, per compensare il gap tuttora esistente con altri importanti
Paesi europei, in grado di beneficiare di mix di copertura più competitivi del
nostro.

Altrettanto evidenti sono i
risultati negativi persistenti nel settore del gas, dove, per l’assenza di
fatto della concorrenza, gli investimenti risultano tardivi, lasciando il Paese
in una situazione di grave deficit di capacità di offerta, come per le due
crisi invernali dal 2004 al 2006. 5

Lo scorso inverno, grazie alle
eccezionali condizioni climatiche, non si sono avute difficoltà di
approvvigionamento, ma essendo stato fatto poco per le infrastrutture, dobbiamo
ancora sperare in prossime condizioni stagionali favorevoli. Quanto ai prezzi,
nonostante un nostro intenso impegno teso a limitare anomali livelli di
profitto non giustificabili in assenza di competizione (impegno perciò, molto
contrastato in sede giurisdizionale), i consumatori hanno dovuto subire quasi
integralmente l’incremento dei prezzi internazionali; si tratta di un effetto
negativo che, paradossalmente, non è stato del tutto percepito, in quanto
comune ad altri importanti Paesi europei.

In Europa ed in Italia anche il
piccolo consumatore si affaccia ora, per la prima volta e direttamente, ai
mercati; perciò è doveroso far sì che tale libertà rappresenti una reale
opportunità positiva ed evitare che l’assenza di un adeguato livello di
concorrenza renda inutile e passivo il ruolo stesso dei clienti.
Preoccupazione, questa, condivisa anche dall’Antitrust e dalla Banca d’Italia.

Di questi giorni è l’inizio
dell’iter parlamentare per la conversione del Decreto Legge n. 73 del 18
giugno, per l’avvio della apertura del mercato elettrico. In merito, auspico
che il nostro Parlamento, già dimostratosi tra i più decisi
in Europa a sostegno dell’efficienza dei mercati, possa ora portare a
compimento il processo di liberalizzazione dei settori energetici, con la
conversione di tale Decreto ed una rapida conclusione dell’iter per il ddl
energia di completo recepimento delle Direttive, attualmente all’esame del
Senato. All’esame del Parlamento è stato pure posto il ddl per il riordino
delle Autorità indipendenti, circa il quale abbiamo già espresso un parere
largamente positivo davanti alla Commissione Affari Costituzionali del Senato;
esso propone un rafforzamento ed una integrazione
degli strumenti a nostra disposizione, anch’essi necessari ed urgenti per
perseguire più efficacemente il mandato affidatoci per legge istitutiva.

SCENARIO INTERNAZIONALE E
CONTESTO EUROPEO

Prezzi

Nel 2006, il prezzo del petrolio
ha continuato a essere caratterizzato da forti tensioni, con un aumento del
20%, in media anno (Brent, dai 54,4 del 2005 ai 65,3
dollari al barile del 2006).

All’inizio del 2007, con
temperature invernali insolitamente miti, il prezzo del greggio ha messo a
segno un significativo ribasso senza tuttavia mai scendere al di sotto dei 50
dollari al barile; poi, il forte calo delle scorte di petrolio e benzina
(registrato nei mesi primaverili specie negli USA), una domanda in continua
crescita e il riacutizzarsi di tensioni internazionali, hanno spinto nuovamente
il prezzo su livelli superiori ai 70 dollari al barile.

Sui mercati internazionali, il
prezzo del gas naturale ha mostrato, nel corso del 2006, andamenti divergenti
nelle diverse aree geografiche. Negli USA, dove il mercato del gas è
completamente liberalizzato e i prezzi all’ingrosso si formano nella principale
borsa del Paese (Henry Hub), il prezzo è diminuito del 24,2% in
media anno, rispetto al 2005. Tale andamento ha riflesso sia il
ripristino completo delle forniture, dopo le riduzioni provocate dagli uragani
del 2005, sia il clima mite che ha caratterizzato l’ultima parte del 2006. In Europa invece,
essendo i prezzi dei contratti a lungo termine in larga misura indicizzati a
valori di greggi e prodotti derivati, i prezzi in dollari sono aumentati
mediamente del 34% (2006 su 2005), superando anche la dinamica del prezzo del
petrolio. L’amplificazione degli effetti della crescita dei prezzi è il
risultato di una sorta di circolo vizioso: da un lato un mercato petrolifero di
natura prevalentemente spot, dall’altro un mercato del gas basato su contratti
di lungo termine ma indicizzati a prodotti influenzati dai prezzi spot del
petrolio. A ciò si aggiunge una situazione dipendente da infrastrutture
inadeguate, che condizionano i potenziali di offerta.

Perciò, come già segnalato al
Parlamento, sembra opportuno operare, anche a livello UE, affinché i contratti
di lungo termine siano affiancati da componenti spot, tali da indurre un
qualche disaccoppiamento del prezzo del gas da quello del petrolio. Per
riuscirci è pure necessario, ancorché non sufficiente, potenziare – oltre che
gli stoccaggi – le infrastrutture di adduzione italiane, anche attraverso la
sollecita attivazione di impianti di rigassificazione, che consentano
diversificazione di approvvigionamenti e potenzialità di ricezione superiori a
quelle già precarie per il fabbisogno corrente.

Apertura ed integrazione dei
mercati

Nel corso del 2006 e nei primi
mesi del 2007, tensioni geo-politiche internazionali, un utilizzo strategico
delle fonti energetiche da parte di Paesi produttori e nuove evidenze del
cambiamento climatico hanno ridato priorità, nell’agenda politica
internazionale, ai temi dell’energia. Al centro del dibattito europeo si
colloca ora, con la sostenibilità ambientale delle scelte energetiche, il
riconoscimento di un’inadeguatezza del quadro regolamentare e normativo per il
completamento del mercato interno e l’esigenza di un terzo pacchetto di misure
che sostanzino una politica energetica comune e più incisiva.

In effetti, le Direttive del 2003
risultano ben lungi dall’essere del tutto implementate (nel dicembre 2006 la Commissione ha
inoltrato 26 procedure di infrazione a 16 Stati membri) e, come dimostrato
dalle indagini della stessa Commissione, già appaiono insufficienti per
garantire il funzionamento del mercato interno. I principali ostacoli alla
concorrenza sono: scarsa integrazione dei

mercati
all’ingrosso, caratterizzati da un basso grado di liquidità e dimensioni ancora
nazionali; carenza di interconnessioni e congestione delle infrastrutture;
opacità nei meccanismi di formazione

dei
prezzi; grado insufficiente di concorrenza nel mercato al dettaglio; inadeguato
funzionamento dei mercati di bilanciamento. La Commissione ha quindi
avanzato delle proposte (il recente Energy

Package) per una nuova politica
energetica europea, già oggetto d’esame da parte del Consiglio e del Parlamento
europei. La Commissione
ha proposto, da un lato, un investimento massiccio

in nuove
tecnologie, efficienza energetica ed infrastrutture; dall’altro, un ulteriore
sforzo verso la creazione di un mercato interno per l’energia veramente
concorrenziale, una effettiva separazione

delle
reti, un rafforzamento ed una armonizzazione dei poteri dei regolatori, una
politica energetica estera comune e una economia a basso contenuto di carbonio.
In questo senso sono stati pure delineati quattro obiettivi
quantitativi ambiziosi per il 2020: 20% di riduzione delle emissioni di CO2
rispetto ai livelli del 1990; 20% di quota di copertura dei consumi da fonti
rinnovabili; 20% di risparmio rispetto ai consumi correnti; 10% per la quota di
biocarburanti nei consumi di combustibili per i trasporti.

Collaborazione internazionale dell’Autorità

In tale contesto e per tali
impegni, stiamo assicurando anche il nostro contributo, attraverso il CEER
(Council of European Energy Regulators), l’ERGEG (European Regulators Group for
Electricity and Gas), i Fora di Firenze e di Madrid, le iniziative regionali,
fra le quali ci è stata affidata la responsabilità per la zona del Centro-Sud.
Continuiamo pure a dedicare un parallelo e significativo impegno per le aree
limitrofe all’UE, di particolare interesse per il nostro Paese: l’Est ed il Sud
Est Europa (comprensivo della importante cerniera energetica costituita dalla
Turchia), nonché il Mediterraneo. Abbiamo infatti
contribuito alla costituzione dell’Energy Community Regulatory Board (ECRB),
organismo previsto dall’Energy Community Treaty, afferente l’area balcanica ed
entrato in vigore nel luglio del 2006.

Allo stesso tempo abbiamo
promosso, per il bacino mediterraneo e con base a Roma, l’attivazione del
MEDREG (Mediterranean Working Group on Electricity and Natural Gas Regulation);
si

tratta
di un organismo che riunisce i Regolatori di tutti i Paesi che si affacciano
sul Mediterraneo e che intende: facilitare i rapporti di cooperazione fra i
diversi Regolatori membri; armonizzare

i quadri
regolatori dell’area con quelli della UE; contribuire ad agevolare gli scambi
energetici, lo sviluppo delle infrastrutture, le collaborazioni industriali e
l’integrazione dei mercati nel bacino.

Inoltre, sempre per contribuire
alla promozione di cooperazioni ed investimenti, abbiamo firmato un accordo con
il Regolatore albanese e stiamo sviluppando un gemellaggio, finanziato dalla
UE, con

l’Autorità
di regolazione dell’Ucraina NERC (National Electricity Regulatory Commission).

Fanno parte del nostro impegno
internazionale anche la partecipazione all’attività della Florence School of
Regulation ed allo sviluppo dello IERN, una piattaforma informatica mondiale
dei Regolatori, da noi progettata per facilitare lo scambio di esperienze,
dati, studi e condividere processi di informazione o formazione, allargati
anche ad operatori e consumatori.

LIBERALIZZAZIONI, MERCATO E
CONCORRENZA IN ITALIA

Sviluppo delle infrastrutture

Nel settore elettrico continua il
processo di sviluppo delle infrastrutture di produzione e di trasporto.

La capacità produttiva ha ormai
raggiunto un discreto margine di riserva, che tuttavia è ancora insufficiente a
garantire piena sicurezza e competizione anche a causa della disomogeneità
territoriale delle localizzazioni di alcune centrali e di carenze nei
collegamenti a rete. Terna, ormai indipendente e proprietaria della quasi
totalità della rete di trasmissione, ha in corso un significativo programma di
sviluppo, da noi promosso con opportuni incentivi tariffari; esso ha già
consentito alcuni risultati (cito ad esempio il completamento della linea Matera
- Santa Sofia, storico problema della rete meridionale) e dovrebbe ridurre
progressivamente le congestioni e le criticità di sistema, che concorrono a
causare disservizi quali quelli recentemente sofferti in Sicilia e per i quali
abbiamo già avviato un’indagine conoscitiva. Nel frattempo, su indicazione del
Ministero dello sviluppo economico, abbiamo regolato un potenziamento del
servizio di interrompibilità, che, sebbene oneroso, potrà
contribuire a meglio fronteggiare le criticità.

Nel settore del gas rimane molto
problematica la situazione degli investimenti per approvvigionamenti e
stoccaggi: l’offerta di capacità infrastrutturale è largamente al di sotto di
quella necessaria a creare un mercato competitivo; essa è persino al di sotto
di quella necessaria a garantire un accettabile livello di sicurezza. I pochi
investimenti avviati (quali il rigassificatore di Rovigo, il potenziamento del
metanodotto dall’Austria e alcuni stoccaggi della STOGIT) presentano tutti
ritardi variamente motivati; altri, come il rigassificatore di Brindisi,
appaiono rimessi in discussione. Vari progetti, tra cui alcuni rigassificatori
e due nuovi importanti

metanodotti,
dall’Algeria via Sardegna (GALSI) e dalla Turchia via Grecia (IGI), sono ancora
lontani dalla fase operativa, nonostante alcuni passi avanti di tipo
procedurale o amministrativo.

Il recente accordo tra Eni e
Gazprom, con cui è stato avviato lo studio di fattibilità tecnico-economica di
un nuovo gasdotto di collegamento tra Russia ed Europa (South Stream), può
essere un apprezzabile contributo alla sicurezza, anche in relazione alla
prevista crescita elevata dei consumi UE, a condizione che non sia motivo di ostacolo per i progetti degli altri operatori,
la diversificazione degli approvvigionamenti e la concorrenza.

Per quanto riguarda la gestione
delle infrastrutture nazionali, ritenendo comunque indispensabile ed urgente la
separazione proprietaria almeno per alcune attività (trasporto e stoccaggio
gas), abbiamo recentemente approvato un Testo integrato, conforme alle
Direttive UE, in materia di separazione (unbundling) funzionale e contabile,
per le imprese che operano nei settori dell’energia elettrica

e del
gas. Il provvedimento, contiene disposizioni:

i) per rafforzare

la
neutralità della gestione delle infrastrutture, essenziali per una compiuta
liberalizzazione dei mercati (trasmissione, distribuzione e misura nel settore
dell’energia elettrica; trasporto, distribuzione, misura, stoccaggio e
rigassificazione, nel settore del gas);

ii) per
aumentare la trasparenza dei costi;

iii) per
migliorare le basi informative delle attività di regolazione, a tutela dei
clienti finali.

Mercati all’ingrosso

Nel mercato elettrico
all’ingrosso italiano sono in corso due processi rilevanti. Il primo, è una
riduzione dall’indispensabilità di alcuni operatori, sia per la nuova capacità
produttiva entrata in esercizio, sia a seguito dell’azione regolatoria;
quest’anno per la prima volta, grazie ad un’azione congiunta dell’Autorità e dell’Antitrust,
l’ENEL ha venduto quote di produzione secondo modalità
(Virtual Power Plants) che, senza penalizzare il venditore, contribuiscono a
rendere il mercato più competitivo. Gli effetti in termini di prezzi appaiono
già visibili. Il secondo, è una riorganizzazione degli assetti proprietari dei
poli di produzione; ciò a seguito di aggregazioni nazionali ma anche in

virtù di
operazioni di acquisto o fusione di gruppi societari all’estero, che hanno un
impatto anche nel nostro Paese (ad esempio, la recente acquisizione di Endesa
da parte di Enel, destinata a mutare

gli
assetti proprietari di operatori energetici anche in Italia). Se da un lato,
vediamo con molto favore l’internazionalizzazione e l’europeizzazione di
operatori nazionali, che così contribuiscono ad allargare il contesto di
mercato ed a diminuire la concentrazione e la pressione sui consumatori
italiani, dall’altro si rende necessario rivedere gli assetti di funzionamento
del mercato italiano alla luce di tali dinamiche.

Anche il modo con cui il
Regolatore guarda ai mercati all’ingrosso deve essere costantemente aggiornato,
per tener conto dei nuovi equilibri ed incroci proprietari emergenti. Nel corso
degli ultimi mesi abbiamo segnalato all’Antitrust alcuni comportamenti critici
nel mercato all’ingrosso che fanno presagire un diverso funzionamento dei
mercati: si sta passando da una situazione in cui era possibile l’esercizio di
potere di mercato unilaterale in tutte le zone del Paese (da parte di ENEL), ad
un modello in cui forme di collaborazione, anche tacite, di alcuni operatori
potrebbero condizionare gli esiti di mercato. Alcune pratiche, quali ad esempio
il trattenimento di capacità produttiva a fini speculativi, ovvero di aumento
dei prezzi dell’energia elettrica a beneficio dei profitti di tutti i
produttori, vanno decisamente prevenute. In questo senso sarebbe molto utile
imporre agli operatori alcuni standard di produttività nel mercato, proprio al
fine di evitare che eventuali comportamenti speculativi siano facilmente
mascherati come scarsa affidabilità o indisponibilità tecnica degli impianti.
Ricordo che in taluni mercati europei maturi è già fatto

obbligo
agli operatori di offrire sempre e comunque la loro produzione, valorizzata
liberamente dal singolo produttore (nei mercati elettrici), al netto dei
periodi reali di fuori servizio degli impianti o

delle
manutenzioni; un simile provvedimento è nella disponibilità del Governo e
auspichiamo che sia varato al più presto. Nel settore del gas, pur in un
contesto di estrema difficoltà per lo sviluppo di un mercato all’ingrosso
concorrenziale, abbiamo già reso operativa una serie di codici essenziali per
promuovere un funzionamento efficiente delle infrastrutture regolate: i Codici
per lo stoccaggio,

il
trasporto, la distribuzione e la rigassificazione. L’obiettivo perseguito è
quello di tutelare al meglio i nuovi entranti nel mercato e promuovere l’uso
efficiente delle infrastrutture, massimizzandone la disponibilità e
ottimizzandone l’impiego.

Va tuttavia sottolineato, ancora
una volta, che l’Eni mantiene un ruolo dominante in ogni fase della intera
filiera gas, comprese le infrastrutture di approvvigionamento internazionale e
transfrontaliere.

Mantiene quindi il potere di
influenzare in modo significativo i prezzi, la propensione all’ingresso sul
mercato di nuovi operatori e lo svilupparsi di iniziative concorrenziali. Su
queste criticità e sulle

soluzioni
auspicate per il loro superamento, abbiamo già indirizzato segnalazioni e
proposte al Parlamento ed al Governo. Riconsiderando, in generale, i mercati
all’ingrosso dell’energia elettrica

e del
gas, l’adozione di strumenti finanziari derivati potrà contribuire ad una loro
miglior efficienza. Con il recepimento delle Direttive riguardanti i mercati
degli strumenti finanziari (MIFID) da

effettuarsi
entro l’anno, possono nascere e svilupparsi anche in l’Italia prodotti utili
per una gestione intelligente del rischio e quindi, benefici per i consumatori
finali, garantendo un completo raccordo

tra
borsa elettrica e borsa dei suoi derivati. Auspichiamo che si possa promuovere
in futuro una evoluzione di questo tipo anche per il
gas, non perseguibile, in assenza di una piattaforma e di un

dispacciamento
neutrali.

Mercati al dettaglio

Nei mercati al dettaglio è
essenziale sostenere la possibilità per il cliente finale di esercitare scelte
libere, consapevoli e convenienti. A ciò contribuiscono: una
corretta e completa informazione; la possibilità del cliente di comparare le
offerte, di conoscere i propri diritti e le opportunità rivenienti dal mercato;
l’affidabilità dei venditori; la semplicità e la sicurezza degli eventuali
passaggi (switching) da un fornitore all’altro. Si tratta in buona
sostanza di regolare per aumentare il potere contrattuale dei clienti finali e,
quindi, di ridurre il divario ancor oggi esistente tra la capacità negoziale di
questi e quella dei venditori. Diversamente, alcune fasce di consumatori non
sarebbero in grado di trarre il massimo beneficio possibile dalla
liberalizzazione. La riduzione del gap, in termini di potere negoziale, è un
fenomeno dalle dinamiche lente e, oggi in Italia, siamo appena agli inizi.
Abbiamo svolto diverse ricognizioni nel mercato al dettaglio per l’energia
elettrica ed il gas naturale, traendone la convinzione che, allo stato attuale,
alcune fasce di consumatori/clienti non sono ancora in grado – mediamente – di
usufruirne adeguatamente. Si tratta evidentemente dei consumatori più piccoli,
comprese le famiglie: è perciò ancora necessario mantenere per loro un sistema,
ancorché transitorio, di tutele. Le Direttive UE riconoscono la possibilità,
per gli Stati membri, di adottare schemi protettivi non obbligatori (con
entrata e uscita nella discrezione dei singoli), all’interno dei quali le
forniture di energia elettrica e di gas possano prodursi sulla base di
condizioni di prezzo e di qualità standardizzate e predefinite. In proposito e
nelle more di un compiuto recepimento delle Direttive (previsto dal ddl
energia), merita essere menzionato di nuovo il recente DL, con cui si
stabiliscono misure minime d’accompagnamento transitorie verso un migliore
assetto dei mercati energetici nazionali, coerente con le
disposizioni UE e competitivo.

Il DL certamente attenua, anche
se non elimina completamente, le preoccupazioni che abbiamo già espresso con
una segnalazione inviata il 15 maggio u.s. al Parlamento e al Governo; esso
opportunamente conferma la possibilità di definire condizioni per le forniture,
nel rispetto dei meccanismi di mercato e senza interferire con altri segmenti
liberalizzati. In questo senso, per l’energia elettrica ad esempio, è stato
introdotto il cd servizio di maggior tutela per i soli clienti domestici e le
piccole imprese, che hanno diritto, se lo ritengono, a forniture standard
garantite da società di vendita approvvigionate dall’Acquirente unico;
quest’ultimo si conferma, all’estinzione del mercato vincolato e per un periodo
transitorio, come uno degli strumenti di tutela per i consumatori minori e le
famiglie. Inoltre, per tutti i clienti, viene attivato
il cosiddetto servizio di salvaguardia che, invece, prevede il fornitore di
ultima istanza per tutti i clienti che, per diverse ragioni, fossero
abbandonati dal fornitore corrente. Tale servizio sarà aggiudicato attraverso
uno strumento di mercato, con procedure concorsuali articolate su aree
territoriali; nel frattempo,

onde
evitare discontinuità e pur se per un brevissimo periodo di tempo, il servizio
di salvaguardia dovrà essere assicurato dalle società di vendita collegate a
quelle di distribuzione.

PREZZI E TARIFFE

Elettricità

I prezzi dell’energia elettrica
per i consumatori finali comprendono, oltre alle imposte, tre componenti
fondamentali: i prezzi all’ingrosso, i servizi tariffati e gli oneri di
sistema. Sulla prima componente, i prezzi all’ingrosso,
incidono, oltre all’efficienza dei mercati, i costi legati al mix produttivo
utilizzato; in Italia, in assenza di produzione nucleare e con un modesto
utilizzo del carbone, i prezzi sono molto condizionati da quelli del gas; il
peso di quest’ultimo nella produzione totale di energia elettrica è fortemente
aumentato nel corso di questi ultimi anni (dal 35% del 2002 al 50% del 2006),
anni caratterizzati da prezzi elevati e crescenti. Tutto ciò ha
sicuramente

contribuito
ad innalzare i costi per i produttori e la bolletta per l’utente finale.
Tuttavia un’analisi dell’andamento dei prezzi registrato
in questi ultimi anni nella borsa elettrica nazionale (IPEX) conferma che
quella italiana è stata una dinamica non strettamente vincolata a quella del
petrolio. Ciò dipende, in parte, dalla strategia di copertura dell’Acquirente
unico, in linea peraltro con alcune nostre posizioni e che ha contribuito a
ridurre la volatilità del prezzo all’ingrosso (impedendo un immediato ed intero
riversamento del costo del combustibile sul prezzo), ed, in parte,
dall’incremento del livello di competitività del mercato che ha cominciato in
qualche modo ad

incidere
sugli ancora alti margini di profitto dei produttori.

Nel primo semestre 2007, i prezzi
sono diminuiti, rispetto al corrispondente periodo del 2006, che era stato caratterizzato da un prezzo del petrolio
sostanzialmente analogo ma anche da significativi

picchi
innescati dall’emergenza gas. Rimangono tuttavia forti le differenze con i
principali Paesi europei; va notato, al riguardo, che a tali differenze
concorrono in misura crescente, anche se ancora

marginale,
gli obblighi imposti ai produttori in materia di fonti rinnovabili (certificati
verdi) ed emission trading: è stimabile che essi pesino complessivamente sui
prezzi per circa 1 e/MWh e sono

destinati
a crescere, fino a oltre 5 e/MWh, vale a dire il 7% circa del prezzo medio
all’ingrosso.

Per quanto riguarda la seconda
componente, i servizi tariffati (trasporto, distribuzione e misura) vengono svolti in condizione di monopolio naturale secondo
compensi fissati dalla Autorità, prevedendo specifici recuperi di produttività
e precisi obblighi di qualità. Le relative tariffe, in dieci anni di
regolazione, si sono ridotte del 15% in termini nominali e del 31% in termini
reali.

Gli oneri di sistema, terza
componente dei prezzi finali, rappresentano una quota per nulla trascurabile e
crescente: un onere totale pari a circa 5 miliardi di euro all’anno,
il 13% del prezzo medio finale per le famiglie. Essi comprendono oneri di varia
natura, in alcuni casi non attinenti il sistema elettrico, che nel tempo sono
stati e continuano ad essere sommati, da norme primarie o da interventi
governativi, sul già elevato prezzo dell’energia elettrica; essi incidono
significativamente sulla confrontabilità dei prezzi italiani nel contesto
europeo e purtroppo le prospettive non appaiono incoraggianti. Il principale
onere di sistema posto a carico dei clienti finali è quello per sostenere le
fonti rinnovabili e assimilate (A3), ai sensi del provvedimento c.d. Cip n.
6/92, che nel 2006 è stato di circa 3,5 miliardi di euro. Come è noto, uno
degli elementi di riferimento per la definizione del prezzo dell’energia Cip 6,
il c.d. costo evitato di combustibile (CEC), era indicizzato, fino al 2006, ad
un accordo Snam/Unapace del 1998.
A seguito della scadenza di tale contratto abbiamo
definito un nuovo criterio (delibera n. 249/06) di aggiornamento della
componente CEC del 2007. Il nuovo criterio comporterebbe, già per il 2007, una
riduzione a favore dei consumatori di

circa
600 milioni di euro. Recentemente la nostra delibera è stata annullata dal TAR
Lombardia;

siamo in
attesa di conoscere le motivazioni del provvedimento, anche al fine di poter
definire il ricorso al Consiglio di Stato. D’altra parte, la nostra iniziativa
a sostegno di una più equa determinazione dei costi, con vantaggi non
trascurabili per i consumatori, ha avuto il conforto di due mozioni
parlamentari: la prima, presentata al Senato il 15 marzo e già votata
all’unanimità; la seconda, presentata alla Camera il 21 marzo e non ancora
discussa. Entrambe impegnano il Governo a sostenere la nostra delibera in tutte
le sedi, eventualmente anche con interventi ad
adiuvandum. L’onere complessivo previsto per il CIP 6, fino al 2020, è di circa
25 miliardi di euro; scenderebbe a 20 miliardi, nel caso il nostro
provvedimento fosse confermato. Sulla stessa componente A3 si somma già oggi, e
in prospettiva in misura crescente, l’incentivazione dell’energia fotovoltaica.
I provvedimenti assunti al riguardo comporteranno complessivamente fino al
2020, un onere valutabile fino a 10 miliardi di euro. Tra gli altri oneri di
sistema è di particolare rilevanza la componente per il decommissioning
nucleare, finanziata con la componente A2 degli stessi oneri di sistema.
Sebbene la gestione delle attività caratteristiche della SOGIN sembri avviata
ad una maggiore coerenza con gli obiettivi assegnati dalle norme, non si può
nascondere una certa preoccupazione per la perdurante incertezza sui tempi del
decomissioning, in gran parte legati all’irrisolta questione
dell’individuazione del sito nazionale di stoccaggio del materiale radioattivo.

Ciò comporta
infatti il mantenimento di rilevanti costi a carico dei soli utenti
elettrici, cui sono stati pure sommati trasferimenti a favore dei Comuni, sede
degli impianti nucleari disattivati, e persino

a favore
del bilancio dello Stato. Con riferimento a questi ultimi abbiamo inviato una
segnalazione al Parlamento e al Governo per proporre l’abrogazione di tali
oneri parafiscali, introdotti dalle

Finanziarie 2005 e 2006.

Nella stessa segnalazione al
Parlamento e al Governo, sempre in tema di oneri di sistema, abbiamo proposto
anche l’abrogazione dell’Iva applicata impropriamente sugli stessi oneri
fiscali o parafiscali. Circa altri oneri di sistema, quali quelli per le
agevolazioni ad alcune grandi imprese (ad esempio, Ferrovie dello Stato),
appare urgente una riflessione sulla loro allocazione al sistema elettrico
piuttosto che sulla fiscalità generale.

Per quanto riguarda il confronto
fra i prezzi dell’energia elettrica nei vari Paesi europei, la situazione si
mostra ancora estremamente variegata, sia per livelli di valori che per peso
della componente fiscale. Mentre i primi, al netto delle imposte, con
riferimento ad un consumatore domestico che utilizza 3500 kWh
all’anno, presentano scostamenti positivi o negativi rispetto alla media
europea di oltre 40 punti percentuali, l’incidenza del secondo oscilla tra il
5% (Regno

Unito, Portogallo) e il 55%
(Danimarca) del prezzo complessivo. I prezzi dell’energia elettrica per i
consumatori industriali presentano una dispersione leggermente più contenuta rispetto
alle medie

europee. In termini di carico
fiscale il confronto europeo, per consumi annui pari a 2000 MWh,
mostra un range di variabilità compreso tra l’1% della Svezia e il 41% della
Danimarca. I dati di gennaio 2007 confermano l’anomalia italiana, determinata
da una struttura tariffaria progressiva per la clientela domestica: gli utenti
italiani con i livelli di consumo più basso sostengono prezzi, al

netto
delle imposte, inferiori a quelli prevalenti in Europa mentre, con riferimento
alle classi di consumo più elevate, i prezzi applicati in Italia si collocano
al di sopra dei valori registrati nei principali Paesi europei.

Le imprese italiane pagano
prezzi, al netto delle imposte, inferiori rispetto alle imprese tedesche per le
tipologie con consumi più bassi e in linea o leggermente più alti per i consumi
più elevati (maggiori di 2 GWh annui). Rispetto ai
prezzi pagati dai consumatori industriali francesi, spagnoli e inglesi, le
imprese italiane risultano invece penalizzate rispetto a tutte le tipologie di
consumo. A questo proposito ed in particolare per le industrie energivore si
auspica una sollecita armonizzazione,

a
livello comunitario, di ogni tipo di facilitazione o sussidio, attualmente
previsti con forti asimmetrie tra Stati della stessa UE. In vista dell’appuntamento
del 1° luglio, abbiamo messo a punto una riforma tariffaria temporanea da
applicarsi al settore domestico, in modo che le famiglie possano meglio
beneficiare da subito della completa apertura del mercato. L’attuale riforma
transitoria mantiene i livelli complessivi precedenti ma
elimina le sovvenzioni incrociate presenti sulla componente energia; in questo
modo sarà possibile eliminare da subito ogni discriminazione tra le tipologie
di utenti domestici di fronte al libero mercato. Il superamento di questa
riforma transitoria verso un sistema più aderente ai costi reali, sarà
possibile con la definizione da parte

del
Governo di norme per un nuovo regime agevolato da dedicare ai clienti bisognosi
di particolari tutele (ad esempio famiglie in condizioni di disagio economico o
consumatori obbligati a terapie

sanitarie
molto energivore). Con due documenti di consultazione, abbiamo già proposto
alcune soluzioni che potrebbero essere alla base del nuovo regime e stiamo
attivamente collaborando con i

ministeri
competenti per giungere rapidamente alla soluzione.

Gas naturale

Il confronto fra i prezzi
europei, presenta ancora significative asimmetrie. Per un consumatore domestico
che utilizza circa 2200
metri cubi di gas all’anno, i
prezzi finali, al netto delle imposte, presentano scostamenti positivi e
negativi di oltre il 25% rispetto alla media europea. Il peso delle imposte sul
prezzo lordo complessivo, per tale tipologia di consumi, è compreso tra il 5%
di Regno Unito e Portogallo e il 56% della Danimarca (in Italia 36%).
L’eterogeneità è altrettanto marcata per i prezzi dei consumatori industriali.
Per questi ultimi, con riferimento ad un consumo annuo di poco superiore al
milione di metri cubi, il peso delle imposte va da un minimo del 5% per il Portogallo
a oltre il 30% per l’Austria (in Italia 14%). Nel confronto con i principali
Paesi europei, i prezzi italiani per i consumatori domestici, al 1° gennaio
2007 e netti da imposte, risultano inferiori a quelli tedeschi e superiori a
quelli inglesi per tutte le classi di consumo; rispetto ai prezzi francesi e
spagnoli si collocano, invece, su valori più bassi in corrispondenza dei
piccoli consumatori, in linea per le classi centrali di consumo, leggermente
più alti per le classi più elevate di consumo. Con l’eccezione della prima
classe di consumo (11.000 mc/anno), i prezzi italiani, netti da imposte, per
gli utenti industriali si collocano sempre al di sopra dei prezzi francesi e
spagnoli, mentre risultano

quasi
sempre inferiori ai prezzi tedeschi e inglesi.

QUALITÀ DEI SERVIZI

Anche nel 2006 è proseguito
l’impegno per migliorare la qualità dei servizi.

Nel settore dell’energia
elettrica l’Italia ormai si colloca nel gruppo dei Paesi UE caratterizzati
dalle migliori prestazioni in termini di continuità del servizio. Per il
settore del gas naturale, l’attività di regolazione si è focalizzata su temi
quali il potere calorifico e la sicurezza, con un meccanismo di
incentivi e penalità teso a favorire recuperi di sicurezza nella
distribuzione cittadina, con una riduzione delle dispersioni ed un più puntuale
controllo dell’odorizzazione del gas fornito.

Qualità tecnica

La regolazione (con incentivi e
penalità), introdotta dall’Autorità ed alla quale ha fatto riscontro una
positiva risposta dagli operatori, ha portato a ridurre ulteriormente le
interruzioni elettriche senza

preavviso
(superiori a 3 minuti), sia per numero medio (sceso a 2,39 interruzioni
all’anno per cliente, con un miglioramento del 37% sul 1999), che per durata
complessiva (scesa a 64 minuti di interruzione all’anno per cliente, con un
miglioramento del 20% sul 2005 e del 67% sul 1999). Anche la progressiva
riduzione del divario inizialmente esistente tra regioni del Nord e regioni del
Centro-Sud (al netto delle conseguenze dovute a eventi climatici eccezionali)
conferma la validità del sistema adottato. Nel 2006 sono entrati in vigore
nuovi standard per il numero massimo di interruzioni per cliente di media
tensione, che risultano essere tra i più stringenti d’Europa.

Inoltre è già stata avviata una
consultazione per introdurre nuove regole che incentivino
il miglioramento della qualità nel servizio di trasmissione ad alta tensione e
sono allo studio proposte per definire una regolazione della qualità della
tensione. Per quanto riguarda la sicurezza del servizio di distribuzione del
gas, le disposizioni che abbiamo introdotto hanno portato ad una
forte

crescita
della porzione di rete ispezionata annualmente, utile per individuare eventuali
fughe: tale percentuale presenta valori medi annuali superiori al 45%. Mentre
si conferma la tempestività nel servizio di pronto intervento su chiamata
telefonica (nel 2006 gli interventi sono stati effettuati

mediamente
in poco più di 35 minuti), sono aumentati in modo significativo, anche per
effetto del sistema di incentivi introdotto dall’Autorità, i controlli effettuati
dai distributori sulla corretta

odorizzazione,
già citata e caratteristica fondamentale del gas per l’individuazione di
eventuali fughe (nel 2006 i controlli sono stati oltre 34.000, superando così i
25.000 dell’anno precedente).

Nel 2006, oltre 20 aziende di
distribuzione del gas, per la maggior parte di grandi dimensioni, hanno
dichiarato di avere conseguito recuperi di sicurezza tali da poter accedere
agli incentivi previsti; questi verranno riconosciuti
solo al termine di verifiche dei dati comunicati e sulla base di controlli
effettuati a campione presso gli esercenti.

Qualità commerciale

Il meccanismo degli standard di qualità unici nazionali (tempi massimi per attivazioni o
disattivazioni, preventivazioni, esecuzione lavori, ecc.) con indennizzi
automatici a favore dei clienti finali, ha confermato la sua validità: nel 2006
sono stati riconosciuti più di 100.000 indennizzi per mancato rispetto degli
standard, con un totale di oltre 4 milioni di euro per clienti del servizio
elettrico e 3 milioni di euro per clienti del servizio gas. Benché i tempi medi
di effettuazione delle prestazioni si siano comunque mantenuti, anche nel 2006,
ben al di sotto dei tempi massimi stabiliti, per il settore elettrico è stata
avviata una revisione della disciplina della qualità commerciale, mediante
consultazione di tutti i soggetti interessati ed una indagine
demoscopica, volta a verificare il grado di soddisfazione dei consumatori e ad
individuare

quali
siano le aspettative per un ulteriore miglioramento del servizio stesso.

Strumenti di tutela

In vista della completa apertura
del mercato elettrico, abbiamo introdotto nuovi strumenti di tutela per i
consumatori, finalizzati a rendere le loro libere scelte sempre più consapevoli
e convenienti.

Trasparenza delle bollette
elettriche. E’ stata prevista una riformulazione delle bollette elettriche per
renderle sempre più leggibili, comprensibili e complete; il nuovo modello, già
in diffusione, costituisce infatti il principale
canale di comunicazione per i consumatori, contiene i dati di consumo e di
spesa in corso, rappresenta una base informativa essenziale per confrontare le
offerte proposte dai vari fornitori.

Codici di condotta commerciale e
schede di confronto.

Già emanati nel 2006, i Codici di condotta commerciale, per i settori elettrico e gas,
fissano le regole di correttezza e trasparenza che i venditori sono tenuti ad
osservare nelle fasi di promozione delle offerte, di conclusione dei contratti
o di loro modifica. Stiamo vigilando sul rispetto dei Codici, con la
collaborazione delle Associazioni dei Consumatori, anche in relazione alle
proposte commerciali, ora formulabili, di dual fuel (energia elettrica e gas
combinati). A completamento

del
Codice di condotta commerciale per il settore elettrico, abbiamo definito una
scheda tipo di riepilogo dei corrispettivi previsti dall’offerta, che dovrà
essere consegnata ai clienti prima della conclusione dei contratti. La scheda
riassume schematicamente il prezzo del servizio, tutte le possibili voci di
spesa, gli eventuali sconti o bonus previsti; in particolare, per i clienti
finali domestici, la scheda consente il calcolo del risparmio annuo che un
cliente tipo, con determinati consumi, otterrebbe aderendo all’offerta (ciò
rispetto al prezzo di riferimento dell’Autorità in vigore al momento
dell’offerta).

Disciplina del diritto di
recesso.

Sono state definite
tempestivamente le nuove regole per l’esercizio del diritto di recesso dai
contratti di fornitura, per i clienti domestici e quelli minori alimentati in
bassa tensione; tale intervento mira anche a rendere più semplici e sicure le
procedure per il cambio di fornitore (switching).

Procedure di conciliazione.

Per facilitare la composizione di
conflittualità che potrebbero svilupparsi sul nuovo libero mercato,

stiamo
sostenendo un programma di formazione per alcune figure professionali
necessarie alle procedure di conciliazione, nell’ambito di protocolli di intesa
tra operatori del settore e associazioni dei consumatori.

Call center.

A completamento di un’ampia
consultazione, e a seguito di intese stabilite con il Garante per la protezione
dei dati personali, abbiamo introdotto nuove disposizioni per la qualità dei
call center

commerciali
dei venditori. La regolazione prevede obblighi di servizio
(quali l’orario minimo di apertura o la semplicità dell’albero fonico);
standard obbligatori per l’accessibilità e i livelli prestazionali del
servizio; la pubblicazione comparativa dei punteggi complessivi attribuiti alla
qualità dei call center dei diversi venditori, sulla base di strumenti di
valutazione della soddisfazione dei clienti (indagini di customer
satisfaction). Inoltre, per contribuire al processo di informazione
generalizzato circa il nuovo assetto e il funzionamento del mercato
liberalizzato,

abbiamo
promosso l’attivazione, a cura dell’Acquirente Unico, di un call center
destinato a tutti i cittadini interessati.

SFIDE AMBIENTALI

Le preoccupazioni circa l’impatto
delle attività umane sul clima sono oggi largamente condivise
e anche noi riteniamo prioritario un atteggiamento responsabile e proattivo per
la salvaguardia ambientale ed a favore dello sviluppo sostenibile. La vera
sfida, come abbiamo avuto modo di rappresentare alla Commissione Ambiente della
Camera durante una recentissima audizione, è incidere alla radice del problema,
mettendo in atto misure che non guardino alla
questione climatica in maniera parziale e i cui effetti indotti non finiscano
per risolversi in risposte non adeguate alla dimensione dei problemi: una
dimensione globale che chiama soluzioni globali, coinvolgenti tutti i settori
produttivi (oltre all’energia), tutte le tecnologie, tutti di meccanismi di
mercato e

comportamenti,
nonché tutti i continenti. Il rischio è che i percorsi di sviluppo dei Paesi
emergenti e meno sviluppati spiazzino le scelte di efficienza e di risparmio
energetico adottate dai Paesi industrializzati. Appare evidente l’esistenza di
un rischio di delocalizzazione dei comparti produttivi a più elevato tasso di
emissioni climalteranti dai Paesi più virtuosi, in tema di tecnologie e
regolamentazione ambientale, verso i Paesi più tolleranti. Tale rischio, che
potrebbe poi tradursi in una forma di dumping ambientale a livello degli scambi
commerciali, avrebbe come conseguenza un esito
ambientale opposto a quello perseguito. Su questo rischio va tenuta viva l’attenzione, sia per un maggiore coordinamento delle
politiche ambientali a livello internazionale, sia per evitare che i Paesi in
via di sviluppo possano ricorrere a legislazioni ambientali lassiste per
attrarre imprese e sostenere in tal modo la propria crescita economica. La
stessa Commissione europea, che ha

avviato
recentemente una consultazione sull’utilizzo degli strumenti economici (tasse,
sussidi, permessi negoziabili) a fini di tutela ambientale, ha proposto di
approfondire il dibattito sull’introduzione di meccanismi di border tax
adjustment, volti ad incentivare i partner commerciali dell’UE a metter in atto
misure di controllo delle loro emissioni di gas ad effetto serra.

Sistema europeo di scambio dei
permessi di emissione

L’esperienza dei primi due anni
di applicazione della Direttiva che disciplina il
sistema di scambio dei permessi di emissione, non ha prodotto risultati
soddisfacenti: la sovrallocazione delle quote a livello europeo nel biennio
2005-2006 ha
determinato un crollo del prezzo della CO2 da circa 30 e/tCO2 (aprile 2006)
agli attuali 50 centesimi di euro, con potenziali risvolti negativi in termini
di segnali di prezzo per i nuovi investimenti in tecnologie a minore impatto
ambientale. Inoltre sono emerse alcune criticità con riferimento alla posizione
competitiva delle imprese e dei singoli Stati. Le distorsioni
riguardano in particolare i rapporti tra: impianti esistenti e nuovi entranti
nell’ambito di uno Stato membro; impianti appartenenti a settori diversi nell’ambito
dello stesso Stato membro (in particolare tra impianti termoelettrici e altri
impianti soggetti alla Direttiva o non); impianti appartenenti allo stesso
settore ma ubicati in Stati membri diversi. Per superare queste
difficoltà, nel 2006 la
Commissione ha attivato un processo di revisione per
modifiche che entreranno in vigore nel 2013. Riteniamo debba ricevere
particolare attenzione la necessità di armonizzare, meglio superare, i piani di
assegnazione nazionali, eventualmente con un tetto unico a livello europeo.

Gli impegni ambientali già
assunti nel settore elettrico dal nostro Paese destano preoccupazione, perché
emerge sempre più chiaramente il gap tra i tempi necessari per l’evoluzione
delle tecnologie

di
produzione ed i tempi che la
Direttiva impone per il raggiungimento degli obiettivi di
contenimento delle emissioni. Sempre con riferimento al settore elettrico, è
possibile valutare in

circa
0,53 e/MWh il costo medio unitario, nel triennio 2005-2007, per l’acquisto di
permessi di emissioni finalizzati a coprire la differenza (pari a circa 44
milioni di tonnellate di anidride carbonica nel triennio) tra emissioni
effettive e quote assegnate dal Piano di allocazione nazionale.

Nel successivo quinquennio
2008-2012, corrispondente al periodo di applicazione del Protocollo di Kyoto,
aumenteranno sensibilmente sia il disavanzo medio annuo di quote a carico del
settore termoelettrico, sia i prezzi dei permessi di emissione, con un
prevedibile aggravio del costo dell’energia elettrica nel nostro Paese. La
ripercussione sui prezzi dell’energia elettrica sarà tanto più onerosa, quanto
meno efficiente sarà il quadro competitivo del mercato elettrico. In assenza di
una piena concorrenza, l’effetto sui prezzi medi potrebbe superare i 5e/MWh nel mercato all’ingrosso.

Utilizzo razionale dell’energia

Il 2006 è stato il secondo anno
di attuazione del meccanismo dei certificati bianchi, introdotto con Decreti
ministeriali del luglio 2004 e disciplinato da regole tecniche ed economiche
definite dall’Autorità, quale responsabile della attuazione e del monitoraggio
dei risultati; questi ultimi vengono valutati con la
fattiva collaborazione dell’ENEA, secondo un’apposita Convenzione.

Dall’avvio del meccanismo,
abbiamo verificato circa 2.000 interventi (di distributori e società di servizi
energetici) certificando circa 900.000 tonnellate equivalenti di petrolio (tep)
di risparmio;

è stato
così ampiamente superato l’obiettivo fissato per il biennio 2005-2006 (468.000
tep). I risparmi totali realizzati fino ad oggi, che equivalgono al consumo
domestico annuo di una città di oltre un milione e 200mila abitanti o alla
produzione elettrica annua di una centrale da circa 510 MW, hanno permesso di
evitare emissioni per circa 2,4 milioni di tonnellate di anidride carbonica.

La spesa energetica evitata dai
consumatori, presso i quali sono stati realizzati gli interventi certificati, è
risultata di molto superiore (dalle sei alle dieci
volte) sia al prezzo medio dei certificati bianchi scambiati sul mercato, sia
al valore del contributo tariffario erogato dall’Autorità per ogni tep
risparmiata. In considerazione di questi risultati, e dei benefici effetti
economico-ambientali che il meccanismo potrà produrre anche in futuro,
riteniamo che esso vada potenziato attraverso l’estensione degli obblighi ai
distributori di minori dimensioni e la fissazione di obiettivi più sfidanti per
i prossimi anni; ciò anche al fine di dare maggiore
certezza agli investitori e promuovere investimenti in interventi di carattere
strutturale. E’ inoltre essenziale salvaguardare la capacità del meccanismo di
promuovere il conseguimento degli obiettivi individuati dal Governo,

selezionando,
attraverso il funzionamento del mercato, gli interventi che presentano il
miglior rapporto costo-efficacia e che generano risparmi energetici realmente
addizionali a quelli che si verificherebbero comunque, per effetto di altri
obblighi normativi, dello sviluppo tecnologico e di mercato. Da questo punto di
vista risulta importante un forte coordinamento tra i diversi strumenti
introdotti per promuovere il risparmio energetico negli usi finali, al fine di
evitare sovra-incentivazioni o distorsioni che possano impedire la diffusione
degli interventi tesi ad assicurare risparmi consistenti a costi relativamente
più contenuti. Tutto ciò sarà essenziale anche per garantire un adeguato
contributo del meccanismo certificati bianchi al conseguimento degli obiettivi

europei
di risparmio energetico.

Fonti rinnovabili

Non può certo essere messa in
discussione la necessità di sviluppare decisamente anche le fonti rinnovabili,
rilevanti per motivi di sicurezza, diversificazione energetica e tutela
ambientale. Tale sviluppo va comunque perseguito avendo chiara consapevolezza
anche degli oneri, immediati e futuri, conseguenti alle singole scelte. Le
fonti rinnovabili non sono tutte uguali né per costo addizionale né per
ricadute sul sistema industriale italiano; quindi anche l’impatto sui prezzi
energetici e sull’economia del Paese è molto differenziato. Il sistema dei certificati
verdi, inizialmente ed opportunamente basato su criteri di mercato, è stato
successivamente e ripetutamente distorto e forzato; ora, perché possa
assicurare più efficienza e affidabilità, richiede un intervento che ripristini
l’originario meccanismo competitivo. E’ indispensabile quindi che siano
adottate presto scelte chiare e coordinate circa gli obiettivi, le fonti e i
sistemi di incentivazione da

utilizzare;
questi dovrebbero essere comunque basati su strumenti di mercato, per
minimizzare gli oneri a parità di obiettivi. Particolarmente apprezzabile, in
questa logica, è il comma 5 del recente Decreto Legge n. 73 del 18 giugno, che,
nel rispetto di alcune misure comunitarie, dispone che le imprese di vendita
forniscano, nelle fatture e nel materiale promozionale per i clienti, informazioni

sulla
composizione del mix energetico utilizzato nella produzione di energia
elettrica. Tale norma potrà facilitare lo sviluppo della domanda di energia
rinnovabile e una più corretta allocazione degli oneri.

CONTROLLI, ISPEZIONI E SANZIONI

Le attività di controllo e
ispezione presso operatori, impianti, processi e servizi (in materia di qualità
del servizio, sicurezza, accesso alle reti, tariffe, integrazioni tariffarie e
incentivi alla produzione) si stanno intensificando. Nel periodo 1 aprile 2006
- 31 marzo 2007 sono state effettuate 123 verifiche ispettive, 35 di queste in
collaborazione con la Cassa
conguaglio per il settore elettrico (CCSE) e 88 con la Guardia di Finanza. Per 52
di queste, svolte con i militari del Nucleo Speciale Tutela Mercati, si è
potuto contare anche sulla partecipazione della Stazione sperimentale per i
combustibili. Le verifiche ispettive sviluppate con la Guardia di Finanza hanno

registrato
un significativo incremento (dalle 58 del 2004 alle 88 del 2006). Alla Guardia
di Finanza va dunque il nostro sincero ringraziamento per il crescente impegno
e per le apprezzatissime professionalità che ci sta dedicando. Le verifiche
effettuate con la CCSE,
per gli impianti di produzione incentivati (alimentati da fonti rinnovabili,
assimilate e cogenerativi), hanno riguardato un complesso di 4.600 MW ed hanno
reso possibili richieste di recuperi amministrativi per circa 77 milioni di
euro.

Oltre a tali recuperi, la
campagna di verifiche ha consentito: di riscontrare un rilevante effetto moral
suasion (l’effettuazione dei controlli sta inducendo una maggior propensione
alle autoverifiche

ed al
rispetto delle norme); di migliorare la definizione del quadro normativo,
soprattutto con riferimento agli aspetti applicativi ed ai casi particolarmente
complessi; di portare a regime una formula di collaborazione con la CCSE che, attraverso la
costituzione di un Comitato esperti e di nuclei ispettivi selezionati, ha pure
coinvolto Università ed esperti di settore; di conseguire una riduzione, anche
per gli anni a venire, degli oneri di sistema. Anche l’esercizio della funzione
sanzionatoria si è consolidato: una regolazione matura porta con sé la
necessità di interventi a garanzia dell’effettivo rispetto delle norme da parte
degli operatori ad esse soggetti. Il carico dei
procedimenti gestiti nel 2006 (tra avviati e conclusi) è salito al numero di 96
(89 nel 2005) e lo sviluppo della funzione sanzionatoria è evidenziato dal
numero dei procedimenti conclusi (56 contro i 30 del 2005). Di questi 56
procedimenti, 24 hanno portato all’accertamento delle

responsabilità
dei soggetti intimati, mentre per gli altri 32 gli elementi emersi durante il
contraddittorio di garanzia hanno portato all’estinzione del procedimento.
Elevato risulta il valore delle sanzioni che abbiamo dovuto complessivamente
irrogare: 152 milioni di euro, ciò anche in ragione del fatto che la maggior
parte dei procedimenti conclusi aveva ad oggetto violazioni
di disposizioni poste a presidio di valori fondamentali, quali la sicurezza del
sistema e le esigenze conoscitive dell’Autorità. Sotto un profilo qualitativo,
invece, i procedimenti svolti o avviati

sono
riferiti alle violazioni di: norme poste a presidio della sicurezza del
sistema; disposizioni in materia di accesso ed erogazione dei servizi di rete;
esigenze conoscitive dell’Autorità; disciplina tariffaria; garanzie di tutela
commerciale dei consumatori finali.

CONTENZIOSO

Durante lo scorso anno, le
delibere oggetto di impugnazioni, avanzate essenzialmente da operatori, hanno
rappresentato il 14,2% del totale; i provvedimenti annullati, in tutto o in
parte e con sentenze

non
ancora definitive, rappresentano l’1,8% del totale. Quanto agli orientamenti
giurisdizionali emersi nel 2006, desidero ricordare due importanti sentenze del
Consiglio di Stato che sottolineano

il ruolo
nevralgico che la legge affida all’Autorità, stante il suo "potere –
dovere di disporre tutte le misure volte a favorire l’affermarsi di un mercato
caratterizzato da una effettiva concorrenza,

anche
nell’interesse dell’utenza, non solo con azioni repressive ex post, ma anche
imponendo comportamenti che ex ante possano rimuovere o prevenire effetti
distorsivi". (Cons. Stato, VI sez., 5 giugno
2006, n. 3352 e 14 giugno 2006, n. 3503). Il Giudice amministrativo ha quindi
messo in evidenza la piena compatibilità tra liberalizzazione e regolazione dei
mercati energetici,

sottolineando
che l’Autorità "tra i propri scopi annovera la promozione della
concorrenza (art. 1, L.
n. 481/05) ed è quindi logico che debba vigilare sul corretto funzionamento del
mercato […] per valutare la presenza di anomalie e distorsioni". Questo
potere di regolazione proconcorrenziale non è ovviamente illimitato, in quanto
trova i suoi confini fisiologici nel necessario rispetto dei principi di
proporzionalità e di ragionevolezza. Per stabilire se tali confini siano rispettati diventa allora fondamentale la completa
indicazione dei presupposti di fatto e delle ragioni di diritto in base ai
quali l’Autorità esercita il suo potere; per questo il Consiglio di Stato ha
posto opportunamente a carico dell’Autorità un onere di motivazione
particolarmente puntuale in merito alle osservazioni formulate dalle imprese in
sede di consultazione (VI Sez. 27 dicembre 2006, n. 7972).

ORGANIZZAZIONE ED OPERATIVITÀ

La necessità di rispondere con
efficacia ed immediatezza alle mutate dinamiche del mercato, alla sua nuova
configurazione e alle sfide che questo comporta anche per il Regolatore, ci ha
portati ad

aggiornare
e potenziare l’assetto organizzativo interno in un’ottica di convergenza e di
armonizzazione regolatoria tra i settori dell’elettricità e del gas. Per quanto
riguarda il personale dipendente, da inizio a fine 2006
si registra un aumento numerico del 14% (raggiungendo un organico da 134 unità,
inferiore ai limiti di legge) ed un ulteriore sviluppo delle attività di
formazione ed aggiornamento professionale, fino a coinvolgere oltre il 60% del
Personale. Al nostro Personale, a tutti i collaboratori, per l’impegno
costantemente assicurato con apprezzata professionalità e dedizione, desidero
esprimere un sincero e sentito ringraziamento, mio personale

e del
collega Fanelli. Circa l’andamento economico-finanziario, affidato anche al
controllo del Collegio dei Revisori, a cui rivolgo un
grato saluto, abbiamo operato in modo da contenere costi ed investimenti entro
livelli tali da continuare a limitare i contributi dovuti dagli operatori
(attivi nei settori dell’energia elettrica e il gas) allo 0,3 per mille dei
loro ricavi, ben al di sotto quindi del limite uno per mille, possibile per
legge; la nostra forma di finanziamento non prevede alcun onere a carico dello
Stato. Consolidando gli strumenti di programmazione e controllo delle attività,
abbiamo continuato ad adottare e pubblicare, come
prima delibera dell’anno, il Piano triennale; con esso intendiamo, non solo
dotarci di un essenziale strumento gestionale, ma rendere disponibile,

in modo
del tutto trasparente, un documento che consenta a chiunque interessato di
conoscere per tempo e con chiarezza gli obiettivi, le scadenze e le
responsabilità interne per tutte le iniziative

previste
nei prossimi tre anni. Il Piano triennale è ovviamente uno strumento flessibile
che aggiorniamo annualmente, anche sulla base dei processi di consultazione
pubblica che sviluppiamo costantemente e che riguardano, per prassi
consolidata, la preparazione di tutti i procedimenti più importanti e
l’applicazione, nei casi di maggior rilevanza, dell’Analisi di impatto
regolatorio.

Per quanto riguarda i rapporti
istituzionali, desidero confermare il nostro vivo interesse per una sempre più
profonda interlocuzione con le Commissioni parlamentari, anche attraverso le
audizioni ed i contributi che cerchiamo di offrire con le segnalazioni. Con gli
organi dell’Esecutivo, nell’alveo delle relazioni definite dalla Legge
istitutiva dell’Autorità, si sono sviluppati i necessari e proficui rapporti,
riguardanti l’energia, la tutela ambientale, e quelli a questi connessi. Il
2006 è stato, inoltre, un anno di intensificata ed efficace collaborazione con
le altre Autorità indipendenti, a cui rivolgo il
nostro ringraziamento. Desidero citare in particolare i positivi e continui
rapporti con l’Antitrust, e quelli con la Consob, l’Autorità per le comunicazioni, ed il
Garante per la privacy.

Il nostro ringraziamento, per la
collaborazione e l’attenzione dedicataci, va anche al CNEL, all’Avvocatura
dello Stato, al Consiglio Nazionale Consumatori ed Utenti, all’ENEA, ed alla
Cassa conguaglio per il settore elettrico, organismo funzionale alle nostre
attività ed i cui compiti sono stati recentemente ampliati, provvedendo pure,
di concerto con il Ministero dell’economia e delle finanze, all’adeguamento del
suo Regolamento. Desidero esprimere inoltre un sincero apprezzamento per
l’importante interlocuzione dedicataci dalle rappresentanze sindacali e dalle
organizzazioni rappresentative dei consumatori e degli operatori.

ORIENTAMENTI PER L’AZIONE FUTURA

Secondo la missione istituzionale
affidataci, intendiamo sviluppare l’attività futura in coerenza con gli obiettivi
già resi pubblici dal Piano Triennale e dettagliati nel Piano annuale:
promuovere lo

sviluppo
di mercati concorrenziali; sostenere l’efficienza e l’economicità dei servizi
infrastrutturali; promuovere gli investimenti; tutelare i consumatori/utenti
dei servizi energetici; sostenere l’uso

razionale
dell’energia e contribuire alla tutela ambientale; promuovere la corretta
applicazione delle norme e degli standard di settore; sviluppare
l’interlocuzione con i soggetti istituzionali, i consumatori e con gli altri
stakeholders di sistema; assicurare una informazione adeguata alle esigenze
della comunicazione pubblica.

Queste sono le nostre intenzioni,
questo il nostro dovuto e sentito impegno. Si tratta di una parte, la nostra,
di una ben più ampia e necessaria mobilitazione; quella di Istituzioni,
imprese, ricerca,

cultura,
formazione, informazione, parti sociali, consumatori che deve affrontare una
sfida ineludibile per tutti: migliorare presto la sicurezza, la competitività e
la sostenibilità del nostro sistema energetico.