Il settore elettrico

1

QUADRO NORMATIVO EUROPEO
Primo Pacchetto Energia:
 Direttiva 96/92/CE sull’energia elettrica.
Secondo Pacchetto Energia:
 Direttiva 2003/54/CE sull’energia elettrica.
 Regolamento 1228/2003 sulle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.
Terzo Pacchetto Energia:
Direttiva 2009/72/CE, norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica.
Regolamento 714/2009, condizioni di accesso alle rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.
Regolamento 713/2009, che istituisce l’Agenzia europea per la cooperazione fra i
Regolatori Nazionali dell’Energia (ACER).
2

Normativa nazionale

Di maggiore rilievo:
 D.Lgs. 79/1999 c.d. “Decreto Bersani” recepisce la 1° Direttiva sul mercato elettrico (96/92/CE).
 Legge 239/2004 c.d. “Legge Marzano” modifica il decreto Bersani e riordina tutta la disciplina in materia energetica (elettricità e gas) e recepisce in parte le due Direttive comunitarie del 2003 (2003/54/CE e
2003/55/CE).
 D.L. 185/2008 poi convertito nella legge del 28 gennaio 2009, n. 2, recante: “Misure urgenti per il sostegno a famiglie, lavoro, occupazione e impresa e per ridisegnare in funzione anti-crisi il quadro strategico nazionale”.  Legge 99/2009 recante: "Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia“ che ha modificato radicalmente, almeno sulla carta, il disegno del mercato elettrico. 3

Normativa nazionale

Di rilievo, inoltre:
 La legge n. 481/95 che istituisce l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, operativa dal 1996, e definisce i principi generali per tutte le Autorità di regolazione aprendo la strada alla concorrenza.
 Il Decreto “sblocca centrali” del 7 febbraio 2002, poi convertito nella legge 55/02, che semplifica le procedure di autorizzazione alla costruzione e il ripotenziamento di centrali con potenza superiore a 300
MW.
 La legge del 27 ottobre 2003, n. 290 conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, (“anti-blackout”) recante disposizioni urgenti per la sicurezza del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica.

4

Direttiva 96/92/CE
La Prima Direttiva sul mercato elettrico indica:

 norme generali per l’organizzazione del settore nel rispetto delle diversità nazionali e del principio di sussidiarietà (Art.3.1);

 necessità di poter valutare e confrontare, i risultati raggiunti in termini di livello di apertura dei mercati e grado di accesso, (Art.3.1);

 possibilità per gli Stati di imporre alle imprese obblighi di servizio pubblico per: sicurezza, regolarità, qualità e prezzo delle forniture, la protezione dell’ambiente.

Direttiva 96/92/CE
Generazione:
 la costruzione di nuovi impianti può avvenire mediante:
 autorizzazioni;

 procedure d’appalto;
 condotte con criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori (Art.4).
Trasmissione
 deve essere indicato un soggetto gestore della rete che assuma la responsabilità della gestione, manutenzione ed, eventualmente, dello sviluppo della rete di trasmissione e dell’interconnessione con le altre
(Art.7.1);
 l’art. 8.3 prevede che lo Stato membro possa definire l’obbligo di priorità nel dispacciamento dell’energia da fonti rinnovabili (Art.8.3).
Distribuzione:
 Le imprese di distribuzione hanno l’obbligo di fornire i clienti con sede in una data zona;
 le tariffe applicate possono essere regolamentate (Art.10.1).

Direttiva 96/92/CE
Unbundling:
 non impone la separazione delle diverse fasi della filiera,
 impone l’obbligo di separazione e trasparenza della contabilità.
Accesso alle reti offre tre modelli alternativi:
 accesso alla rete negoziato (TPA – Third-Party Access);
 accesso alla rete regolato sulla base di accordi diretti (Art.17.4);
 procedura dell’Acquirente Unico (Art.18).
Clienti idonei
Sono considerati clienti idonei coloro che superano il consumo di:


40GWh all’anno nel 1999 (che equivale al 26,5%del mercato);



20GWh nel 2000 (che equivale al 30%del mercato);



9GWh nel 2003 (che equivale al 35-36%del mercato).

Il Decreto Bersani 79/99
Recepisce la Direttiva CE del 1996 anticipando in parte contenuti della
Direttiva del 2003
Principali obiettivi:
1.

aprire alla concorrenza le attività di generazione, di vendita finale e dell’intercambio con l’estero (art.1);

2.

aprire progressivamente la vendita, mediante un graduale abbassamento delle soglie di idoneità;

3.

garantire quantomeno la separazione contabile e amministrativa delle diverse attività;

4.

favorire la libertà di accesso alla rete di trasmissione, lasciando all’
Autorità per l’energia elettrica e il gas il compito di fissare le condizioni e garantire l’imparzialità e la neutralità;

5.

semplificare le procedure di autorizzazione per nuovi impianti o per la modifica o il ripotenziamento di quelli esistenti (art.8.3).

Il Decreto Bersani 79/99
Generazione

Trasmissione

Creazione di un mercato competitivo:
–Liberalizzazione di generazione, import e export di elettricità

Separazione tra gestione e proprietà della rete di trasmissione: –Nessuna società può controllare più del 50% di generazione e import

–Creazione di un gestore della rete di proprietà pubblica responsabile di dispacciamento e gestione rete

–Creazione borsa energia dal 2001

–Enel mantiene proprietà della rete di trasmissione

Evoluzione diversi settori del business elettrico

Distribuzione e vendita
Distinzione tra clienti idonei e non idonei:
– Vendita a clienti non idonei attraverso distributore locale
– Vendite competitive a clienti idonei attraverso contratti bilaterali
– Graduale ampliamento criteri idoneità
Livello di apertura superiore a quello richiesto dalla 1°Direttiva UE
Consolidamento reti di distribuzione nelle aree metropolitane

9

Il Decreto Bersani 79/99

Concorrenza nella generazione
Frammentazione dell’offerta: l’ENEL ha dovuto dimettere alcune società di generazione, le Gencos:

- nell’agosto 2001 Elettrogen è stata venduta a Endesa (5,500 MW di capacità; - a marzo 2002 Eurogen è stata venduta a Edipower società posseduta da
Edison, AEM Milano e AEM Torino (7,000 MW);
- nel novembre 2002 Interpower (circa 2,500 MW) è stata venduta alla cordata Energia Italiana S.p.A. ACEA ed Electrabel.

Produzione di energia elettrica nazionale lorda contributo % dei principali produttori , 2003 - 2010

100%
90%

80%
70%
60%
50%

12,6

13,5

1,3
1,8
2,4
3,6
6,5

1,5
1,9
2,2
6,1

7,8

7,3
8,9

14,7

14,7

1,2
1,8
3,8
8,9

1,6
1,7
4

8,1

12

8
12,3
11,5

40%

9,3
9,1
8,3
13,1

18,9
1,6
1,6
3,9
9,7
8,1
8,1
13,5

22,1
2,5
1,4
4,2
8,6
6,9
7,8
11,8

24,5

20%

43,5

38,8

34,9

Altri produttori
Electrabel/Acea

3,9
1,1
3,5

3,8
2,6
3,6

A2A

9,9

Gruppo ERG

6,8

5,6
5,5

Tirreno Power

10,9

10,8

9,6
6,5

30%
49,2

26,5

Gruppo Saras

Gruppo Eni

E.On (ex Endesa)
Edipower

31,7

31,7

10%

30,1

28,1

Gruppo Edison

Gruppo Enel

0%
2003

2004

2005

Fonte: AEEG, Relazione annuale 2011

2006

2007

2008

2009

2010

Evoluzione parco di generazione termoelettrico potenza efficiente lorda installata, 2001-2010

MW

57.373

57.703

59.121

2001

2002

2003

Fonte: Terna

62.213

2004

65.357

2005

69.061

2006

72.951

2007

76.730

77.407

79.113

2008

2009

2010

Decreto Bersani: assetto settore elettrico
GRTN (operativo dal 1° aprile del 2000):


prima dell’unificazione della proprietà e gestione delle reti, aveva in concessione le attività di trasmissione e dispacciamento (riservate allo Stato), compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale. La proprietà delle reti rimaneva nelle mani della società
Terna S.p.A del gruppo ENEL per l’elettricità e Snam Rete Gas per il gas; 

è una società per azioni posseduta interamente dal Ministero dell’Economia e delle Finanze, con il compito di costituire il Gestore del mercato elettrico (GME) e l’Acquirente Unico (AU).

GME: è una società per azioni, interamente posseduta dal GRTN, cui è affidata la gestione economica del mercato elettrico.
Acquirente Unico: ha il compito di gestire contratti di fornitura ai clienti vincolati (oggi quelli che non hanno ancora scelto il proprio fornitore).

Decreto Bersani: assetto Mercato Elettrico

L’energia nel mercato libero può essere scambiata sul mercato elettrico o con contratti bilaterali.
Mercato Elettrico
Gestito dal GME, prevede un sistema di mercati per gli scambi di energia tra operatori:
Mercato del giorno prima (MGP)
Le offerte sono riferite ad ogni ora del giorno dopo, riferite ad ogni impianto o gruppo e vengono aggregate, a partire da quelle più economiche (merit order), per costruire una curva di offerta crescente. Si determina per ogni ora un prezzo di equilibrio (dell’impianto marginale) detto System Marginal
Price (SMS).

Decreto Bersani: assetto Mercato Elettrico

Mercato di aggiustamento (MA)
E’ un mercato in cui è possibile modificare le offerte e le domande del MGP.
Mercato per la risoluzione delle congestioni (MRC)
Per la negoziazione delle risorse richieste dal GRTN per gestire le congestioni dovute ai limiti di capacità.

Mercato della riserva (MR)
Si definisce l’acquisto di energia elettrica in relazione al fabbisogno ai diversi tipi di riserva. La domanda proviene dal GRTN.
Mercato di bilanciamento (MB)
Garantisce il continuo equilibrio tra domanda e offerta, riducendo o aumentando domanda e/o produzione.

Decreto Bersani: assetto settore elettrico

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Funzionamento borsa elettrica prima della riforma del mercato elettrico

Mercato del
Giorno prima

OBIETTIVO

PREZZO

Definizione dei programmi per il giorno successivo. Si chiude alle 9.00 del giorno prima rispetto a quello cui si riferiscono le offerte e ospita la maggior parte delle transazioni System Marginal Price

Mercato di
Aggiustamento
10.30-14.00
Consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel
MGP, attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita

System Marginal Price

Mercato dei servizi di dispacciamento 14.30-16.00
Terna si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione e al controllo del sistema:
•risoluzione congestioni intrazonali •creazione riserva di energia
•bilanciamento in tempo reale

Pay as Bid

CONTROPARTE
17

Mercato Elettrico: Formazione del prezzo
System marginal price (SMP) e Pay as bid (PaB)

Offerta
Domanda
Prezzi

System marginal price

Pay as bid

€/MWh

€/MWh

Prezzo
Rendita inframarginale

Rendita inframarginale Impianti accettati Impianti non accettati Meccanismo utilizzato nel mercato del giorno prima

MW

Impianti accettati Impianti non accettati MW

Meccanismo utilizzato nel mercato dei servizi
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Assetto organizzativo alcune definizioni

Prezzo Unico Nazionale (PUN): Media dei prezzi zonali di MGP ponderata con gli acquisti totali, al netto di quelli provenienti dalle unità di pompaggio e dalle zone estere.
Prezzo zonale (Pz): Prezzo di equilibrio che caratterizza su MGP ciascuna zona geografica e virtuale.
Zona: Porzione della rete elettrica che presenta, per ragioni di sicurezza sistemica, limiti fisici di scambio con altre zone geografiche. Nel mercato italiano ne esistono tre tipologie: o Zona geografica: rappresentativa di una parte della rete nazionale; o Zona virtuale nazionale: costituita da un polo di produzione limitato; o Zona virtuale estera: rappresentativa di un punto di interconnessione con l’estero.

Fonte: GME

19

Assetto organizzativo algoritmo di prezzo zonale con prezzo unico per i consumatori

Fonte: GME

20

Assetto organizzativo zone virtuali e zone geografiche nazionali della rete di trasmissione nazionale 6 zone geografiche: Centro –
Nord, Nord, Centro – Sud, Sud,
Sicilia, Sardegna;
6 zone virtuali estere:
Francia, Svizzera, austria,
Slovenia,Corsica, Grecia;
Diversi poli di produzione limitata. Fonte: GME

21

La legge 9 aprile 2002 n. 55
(Sblocca centrali)

Obiettivo: far fronte all'emergenza energetica del paese e di scongiurare il rischio di black-out.
Riferito a opere relative a nuovi impianti di produzione di energia elettrica di potenza superiore a 300 MW termici, o a interventi di modifica o ripotenziamento, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili all'esercizio degli stessi.
Prevede:
 Un’autorizzazione unica emanata dal Ministero delle attività produttive di concerto con il Ministero dell’Ambiente;
 Il termine di 180 giorni dalla presentazione della domanda;
 La "VIA" (la valutazione di impatto ambientale).

22

Direttiva 2003/54/CE
Apertura del mercato:
E’ prevista la libertà di scelta del fornitore:
• per tutti i consumatori non domestici europei entro il 1 luglio 2004;

• per quelli domestici entro il 1 luglio 2007 (art. 21).
Separazione delle attività: separazione giuridica della trasmissione e della distribuzione dalla produzione e dalla vendita.
Accesso alle reti:
• accesso non discriminatorio;
• sulla base di tariffe pubblicate e trasparenti;

• (no accesso negoziato).
Autorità di regolazione:
• obbligo per gli Stati membri di designare uno o più organismi competenti con la funzione di autorità di regolamentazione, pienamente indipendenti dagli interessi dell’industria elettrica.

La Legge Marzano (l. 239/04)
Recepisce la Direttiva CE del 2003 modificando e integrando il decreto
Bersani 79/99
Principali novità:
a.

favorisce il riequilibrio della localizzazione delle infrastrutture energetiche nel Paese;

b.

disciplina i rapporti con le Autonomie regionali e locali e con le
Autorità;

c.

apre ulteriormente il mercato della vendita recependo la nuova
Direttiva CE;

d.

favorisce la realizzazione di nuove infrastrutture di interconnessione con l’estero;

e.

semplifica i procedimenti ordinari di autorizzazione per le reti nazionali di trasporto dell’energia.
24

La Legge Marzano (l. 239/04)

Alcuni punti del Ddl originario sono stati trasferiti al cosiddetto Decreto anti blackout (decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, poi convertito nella
Legge 27 ottobre 2003, n. 290) o ad appositi provedimenti:
 questione degli stranded cost;
 privatizzazione della rete (Terna) e unificazione con il GRTN;

 ulteriore semplificazione normativa per la costruzione delle centrali;  delega al Governo per disciplina della remunerazione della capacità di produzione di energia elettrica.

25

La Legge Marzano (l. 239/04)
Nuove infrastrutture di interconnessione con l’estero
Il comma 17 prevede un’esenzione dal regime generale di accesso dei terzi alle reti e la possibilità di allocare in regime di accesso negoziato, una quota di almeno l’80% della nuova capacità di trasporto realizzata, per un periodo di almeno 20 anni.
Ripartizione delle competenze tra Stato, regioni e comuni
I commi 7 e 8 dell’art. 1 definiscono i compiti e le funzioni assegnate allo
Stato ai sensi dell’art. 117 della Costituzione. In particolare:
a)

identificare le linee fondamentali dell’articolazione territoriale delle reti infrastrutturali; b)

programmare le grandi reti infrastrutturali dichiarate di interesse nazionale; c)

adeguare la strategia nazionale a quella comunitaria per le infrastrutture. La Legge Marzano (l. 239/04)

Localizzazione delle infrastrutture energetiche
• Il comma 5 dell’art. 1 prevede accordi di compensazione e di riequilibrio ambientale a favore delle regioni e degli enti locali territorialmente interessati dalla costruzione di nuove infrastrutture o dal potenziamento o trasformazione di infrastrutture già esistenti.
• Il comma 36 prevede misure di compensazione operative in assenza di tali accordi (0,20 euro per ogni MWh di energia elettrica prodotta per i primi 7 anni di esercizio degli impianti).
Concessioni
• Il comma 33 fa salve le concessioni di distribuzione di energia elettrica in essere esentandole dall’applicazione delle disposizioni sui servizi pubblici locali. • Le imprese che hanno servizi in concessione o affidamento non potranno esercitare alcuna attività in regime di concorrenza in settori di servizi collegati o contigui a quello della concessione (comma 34).

La Legge Marzano (l. 239/04)

Semplificazione dei procedimenti ordinari di autorizzazione
• Autorizzazione unica che sostituisce i vari atti e autorizzazioni previsti dalle norme vigenti.

• Per le opere che ricadono nel territorio di più regioni le autorizzazioni devono essere rilasciate d'intesa tra le regioni interessate. In caso di inerzia o di mancata definizione dell'intesa, lo Stato esercita il potere sostitutivo ai sensi dell'articolo 120 della Costituzione.
Tutela della concorrenza dei mercati
• Il comma 29 prevede condizioni e vincoli a operazioni di concentrazione di imprese di Stati membri qualora in tali stati non sussistano adeguate garanzie di reciprocità.

DPR 11 maggio 2004
(Unificazione reti)

Definisce modalità e le condizioni per:
 l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione;
 la gestione del soggetto risultante dalla unificazione;
 la sua successiva privatizzazione.

Al fine di garantire la terzietà della rete di trasmissione rispetto a tutti gli operatori del settore, a decorrere dal 1° luglio 2007 nessuna società operante in un segmento del mercato elettrico potrà detenere, direttamente o indirettamente, quote superiori al 20% del capitale delle società che sono proprietarie e che gestiscono le reti.

DPR 11 maggio 2004
(Unificazione reti)

Il decreto prevede:
 Il trasferimento a Terna S.p.A., entro il 31 ottobre 2005, di tutte le attività, le funzioni, i beni, i rapporti giuridici attivi e passivi facenti capo a GRTN S.p.A. ad eccezione di quelli previsti alle lettere
a), b) e c) art. 1;
 Diritti di voto: nel limite del 5 per cento del capitale di Terna;
 Successiva privatizzazione del soggetto risultante dall'unificazione, fermo restando il limite del 5 per cento.

DPR 11 maggio 2004
(Unificazione reti)
Processo di unificazione

• Il 28 febbraio 2005 è stato sottoscritto il contratto per il trasferimento a
Terna del ramo d’azienda del GRTN.
• Il 14 sett. la Cassa Spa dà il via libera all'acquisto dall'Enel del 29,99% di
Terna che porterà nelle mani di Cdp il controllo della società della rete nazionale di trasmissione. Solo Cassa spa, potrà esercitare diritti di voto per oltre il 5% del capitale.
• L’unificazione della proprietà e della gestione della Rete di
Trasmissione Nazionale (RTN) è avvenuta il 1° novembre 2005, con la nascita di un unico soggetto a controllo pubblico.

Assetto organizzativo: schema generale

Fonte: GME

33

I soggetti del sistema elettrico
I principali soggetti che concorrono al funzionamento del sistema elettrico - ciascuno con uno specifico ruolo espressamente definito dalla normativa - sono, oltre al
Parlamento ed al Governo:
Ministero dello Sviluppo Economico (MSE): che, tra l’altro, definisce gli indirizzi strategici ed operativi per la sicurezza e l’economicità del sistema elettrico nazionale; Autorità per l’energia elettrica ed il gas (AEEG): Autorità indipendente di regolazione alla quale è affidata la funzione di garantire la promozione della concorrenza e dell’efficienza del settore elettrico e del gas, istituita ai sensi della legge 14 novembre 1995, n 481. Relativamente all’attività svolta dal GME, l’AEEG ha competenza tra l’altro per la definizione delle regole per il dispacciamento di merito economico e dei meccanismi di controllo del potere di mercato;
Terna – Rete Elettrica NazionaleS.p.A.: è la società. Terresponsabile in Italia della trasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione sul tutto il territorio nazionalena è una società per azioni quotata in Borsa. Il collocamento delle azioni è avvenuto nel giugno 2004. attualmente l’azionista di maggioranza relativa è la Cassa Depositi e Prestiti, che detiene il 29,99% del pacchetto azionario.
34

I soggetti del sistema elettrico
Gestore dei Servizi Energetici (GSE): società per azioni a capitale pubblico che ha un ruolo centrale nella promozione, incentivazione e sviluppo delle fonti rinnovabili in Italia. Azionista unico del GSE è il Ministero dell’Economia e delle
Finanze che esercita i diritti dell’azionista congiuntamente al Ministero delle Sviluppo
Economico. Il GSE controlla due società: l’Acquirente Unico (AU) e il Gestore dei
Mercati Energetici (GME).
Acquirente unico (AU): Società per azioni costituita dal Gestore della Rete di
Trasmissione Nazionale (attualmente Gestore dei Servizi Energetici), ai sensi dell’art.4 del DLgs. N.79/99, cui è affidato l’acquisto di energia elettrica necessaria a soddisfare il fabbisogno dei clienti appartenenti al mercato “maggior tutela” di cui al Decreto legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito con la Legge 3 agosto 2007, n.
125.
Gestore dei Mercati Energetici (GME): è la società per azioni costituita dal GSE alla quale è affidata la gestione economica del mercato elettrico secondo criteri di trasparenza e obiettività, al fine di promuovere la concorrenza tra i produttori assicurando la disponibilità di un adeguato livello di riserva di potenza. In particolare il GME gestisce il Mercato del giorno prima, il Mercato infragiornaliero, il
Mercato dei servizi di dispacciamento ed il mercato dei Certificati Verdi.
35

Potere di mercato
IC 22 AEEG del 2005

Il processo di formazione dei prezzi di equilibrio nel MGP e nel MA, in presenza di flussi di energia elettrica tali da saturare i vincoli di capacità di trasmissione tra zone limitrofe, genera prezzi di vendita dell’energia elettrica differenti tra le varie zone di mercato (cd. prezzi zonali), mentre rimane unico su tutto il territorio nazionale il prezzo di acquisto per la domanda (PUN).
Ciò significa che, in certe ore del giorno di specifici periodi dell’anno, l’evoluzione della domanda e le strategie dell’offerta possono determinare, dati i limiti dio trasmissioni che contraddistinguono la rete nazionale, una vera separazione tra zone all’interno del territorio nazionale. Separazione che trova una sua misurazione e quantificazione sia in termini di saturazione dei transiti sia in termini di differenziali di prezzo. Fonte: Indagine conoscitiva sullo stato delle liberalizzazioni dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale (IC22), AEEG

36

Potenza efficiente netta operativa del parco impianti per utente del dispacciamento e macrozona
17 giugno 2004

Fonte: Indagine conoscitiva sullo stato delle liberalizzazioni dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale (IC22), AEEG

37

Potere di mercato
IC 22 AEEG del 2005
L’uso strategico del potere di mercato detenuto da un operatore in una macrozona, al fine di divenire pivotale in un’altra, può essere però possibile solo disponendo di una struttura e di una ubicazione del parco generazione articolate su più mercati geografici. Questa condizione è soddisfatta in particolare da Enel. I dati di sintesi contenuti nelle tabelle di seguito riportate, relativi al periodo 1 aprile-30 settembre 2004, evidenziano alcuni elementi strutturali di grande rilievo.
Enel è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale e, dunque, in grado di fissare il prezzo all’ingrosso:
a. nel 100% delle ore nel mercato rilevante Macrosud;
b. nel 44% delle ore nel mercato rilevante Nord;
c. nel 29% delle ore nel mercato rilevante Sardegna;
d. nel 24% delle ore nel mercato rilevante MacroSicilia.
Endesa è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale e, dunque, in grado di fissare il prezzo all’ingrosso nel 67% delle ore in Sardegna.
Edipower è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale e, dunque, in grado di fissare il prezzo all’ingrosso nel 19% delle ore nella Macrosicilia.
La capacità dei concorrenti di Enel di determinare il prezzo all’ingrosso nei mercati rilevanti Nord e Macrosud è stata nulla.
Fonte: Indagine conoscitiva sullo stato delle liberalizzazioni dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale (IC22), AEEG

Riforma mercato elettrico
È necessario migliorare il funzionamento del mercato all’ingrosso e rimuovere le condizioni che impediscono ai consumatori di trarre pieno beneficio dagli effetti della concorrenza.
L’analisi complessiva del mercato italiano, tenendo conto anche delle risultanze del benchmark internazionale, ha evidenziato i seguenti punti.
1. Il mercato italiano presenta delle inefficienze economiche. In particolare, alcuni risultati dell’analisi quantitativa, fatte salve le ipotesi di simulazione adottate, suggeriscono le seguenti considerazioni: o Sulla base delle simulazioni effettuate si riscontrano, confrontando la curva di durata teorica con quella effettiva, scostamenti dei prezzi effettivi da quelli risultanti dal modello nelle ore di alto carico e basso carico del sistema. o Le differenze di offerte al rialzo in ore di alto carico possono sia essere motivate da alcune specifiche situazioni e fatti esogeni determinati durante il 2006 che hanno creato tensioni sui mercati (crisi del gas ad esempio), sia suggerire la presenza di possibili distorsioni di funzionamento del mercato.

o Le differenze di offerte al ribasso nelle ore di basso carico del sistema, potrebbero essere legate alla necessità degli operatori di rispettare i vincoli sull‘acquisto dei combustibili di generazione – con conseguenti effetti distorsivi, questa volta di segno opposto, sui prezzi di mercato. Tale scostamento ha comportato maggiori oneri per i consumatori, la cui quantificazione dipende dal livello dei contratti a termine conclusi dai diversi operatori.
39

Confronto borse europee e delta PUN – PME*
2005 - 2011
€/MWh
PUN - PME

IPEX

EPEX Germania

Nord Pool

OMEL

EPEX Francia

100,00
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00

24,3

32,2
20,4

10,00

23,8

19,03

21,06

2010

2011

12,4

0,00
2005

2006

2007

2008

2009

*PME:indice sintetico del costo dell’energia alle frontiere italiane calcolato come media dei prezzi quotati su EEX,Powernext ed
EXAA,ponderata per i rispettivi volumi.

Fonte:GME

Confronto europeo dei prezzi dell’elettricità
Utenti industriali
2011S1

Imprese con consumi
500 – 2.000 MWh/anno
175

Imprese con consumi
20.000 - 70.000 MWh/anno

167

58

132
77

127

€/MWh

24

132

118
101

138

30

24

67

102

29

92

101
85

17

19

21

117

102

108

94

90

71

72

Prezzo netto
* Dato EU 27 2010 S2
Fonte: Elaborazioni Confindustria su dati Eurostat

Tasse

Media EU 27*

75

82
64

Riforma mercato elettrico

1. Gli oneri di dispacciamento – i costi sostenuti dal sistema per la sua sicurezza e il bilanciamento in tempo reale – sembrano oggi, sulla base dei dati disponibili in Italia e negli altri paesi analizzati e di alcune ipotesi per un confronto il più possibile omogeneo che consideri anche la differenza di parco generativo ed un grado intrinseco di congestioni di rete, più alti di quelli di altri paesi. 2.

Il parco generativo infine risulta, rispetto agli altri paesi analizzati, fortemente sbilanciato su tecnologie e combustibili più costosi, mancando in particolare la presenza dell’energia nucleare, oggi ad esempio significativamente presente in
Francia ed in Scandinavia. Presenta inoltre una particolare dipendenza dal combustibile gas e dai sui costi di approvvigionamento, dipendenza e costi non così marcati in paesi ad elevata presenza di generazione termoelettrica
(Inghilterra e Spagna).

42

Andamento oneri dispacciamento altre utenze in MT, 2010-2012

€/MWh
5,7

6,0
5,2

5,0

4,9

4,4

4,0

4,0
3,0
2,0

2,0
1,0

0,0

Fonte: Terna

4,3

4,4

Confronto europeo produzione energetica elettrica per fonte 2010
Termoelettrica
100%

0%
0%
3%

90%

Idroelettrica

eolica

0%

2%

2%

22%

20%

18%

Geotermica

Nucleare
1%

6%
4%

70%

1%

16%
3%
1%

80%

Solare ed altro

14%

27%

4%

75%

12%

60%

15%

50%
40%

77%

79%
66%

30%
20%
10%

55%

49%

2%
12%
11%

0%
Italia

Fonte: AEEG , dicembre 2011

Francia

Germania

Spagna

Regno Unito

EU-27

Confronto mix generazione elettrica per fonte,
2010
Nucleare

Rinnovabili
0%
4%
4%

3%

13%

Carbone e Lignite
1%

Gas

Prodotti petroliferi
0%

21%

2%
24%

42%
59%
27%

41%
32%

78%
16%

19%

17%
9%

22%

28%

21%

16%

Germania

Regno Unito

0%

Italia

Francia

Fonte: EU Energy trends to 2030, Update 2009

EU 27

Riforma mercato elettrico

3. Esistono delle potenziali barriere all’ingresso: La presenza di un mercato
OTC Forward non liquido e non trasparente, e la conseguente assenza di indicatori di prezzo trasparenti e consistenti sul medio e lungo periodo, possono determinare un’incertezza per gli operatori nuovi entranti, costretti a stimare in maniera autonoma tali prezzi senza il conforto di dati “reali”, almeno sul medio periodo. Tale incertezza può quindi rappresentare una barriera all’entrata per nuovi entranti.
4. Gli operatori non hanno la stessa “libertà di scelta” di altri paesi europei: manca una pluralità di piattaforme di mercato organizzate e/o private sia sul medio che sul breve termine, e la conseguente pluralità di prodotti fisici e finanziari su intervalli di tempo differenti, che contraddistinguono l’operatività dei paesi oggetto del benchmark.
Tale assenza incide in maniera forte sulla reale “libertà di scelta” degli operatori.
Inoltre, la struttura dell’offerta e la sua concentrazione possono essere un’ulteriore limitazione alle già non numerose opportunità di acquisto offerte agli operatori lato domanda.
46

Confronto europeo: piattaforme di mercato organizzate e/o private

47

Mercati dell’energia fisici e dei derivati in Europa

Paesi in cui esiste un mercato finanziario dell’energia E XAA

Fonte: EuroPEX

Riforma mercato elettrico

5. Mancanza di trasparenza
Esiste oggi un solo indicatore di prezzo trasparente e pubblico, il PUN. Per un mercato contendibile e competitivo, tale unico indicatore è insufficiente, mancando un riferimento per le contrattazioni forward o come base previsionale. Inoltre la struttura del mercato del dispacciamento, e più in generale il funzionamento, presenta delle criticità che potrebbero essere migliorate con riferimento ai modelli adottati in altri paesi.
La struttura degli incentivi per il gestore di rete non fa riferimento al costo complessivo del servizio di dispacciamento.

49

Potere di mercato
PAS 3/10 AEEG

In alcune zone geografiche si riscontra un livello di competizione piuttosto scarso, dovuto principalmente ad insufficienze di tipo infrastrutturale.
Le situazioni più critiche si registrano nelle zone Sicilia e Sardegna (Isole), dovute principalmente alla inadeguatezza delle interconnesissoni.

L’andamento dei prezzi zonali di vendita nel mercato del giorno prima (MGP) dal
2005 al 2009 testimonia tali differenze strutturali. Infatti, l’analisi dei dati rivela ‐ dal
2005 al 2008 ‐ una crescita sostenuta dei prezzi in tutte le zone ma con un trend assai più marcato in Sicilia (+91% in Sicilia rispetto ad un incremento compreso fra il
44% e il 52% nelle altre zone).
Il 2009 registra un brusco calo dei prezzi ma in misura nettamente inferiore in
Sardegna rispetto alle altre zone (‐11% in Sardegna rispetto ad una diminuzione compresa fra il 26% e il 32% nelle altre zone).

Fonte: Relazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas sullo stato del mercato dell’energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili – PAS 3/10

50

Prezzi zonali medi annui
2005-2009

L’andamento degli ultimi anni sembra così consolidare il divario fra i prezzi nelle
Isole e nel Continente. Assumendo a riferimento i livelli dei prezzi del 2005, nel 2009 i prezzi nel Continente sono aumentati ‐ a seconda della zona ‐ fra lo zero e il 5% mentre i prezzi in Sicilia e Sardegna sono aumentati rispettivamente del 40% e del 36%.

Fonte: GME - Relazione annuale, 2009

51

Confronto prezzi zonali agosto 2008 vs agosto 2010, €/MWh

82,09

65,42

82,55

65,48

92,25

71,12
92,25

93,35

71,70
82,84

91,96

156,21

PUN agosto 2008: 90,95
Fonte: GME

91,16

PUN agosto 2010: 66,29
52

Evoluzione parco di generazione da FRNP
2005-2011
Eolico e Fotovoltaico, 2011
GW
Eolico: 6.628 MW
FV: 12. 9 46 MW

12,9

Eolico installato

3,5

Fotovoltaico installato

1,1
0,4

0,1
1,9

2,7

3,5

1,6
2005

2006

2007

2008

Fonte: Terna e GSE

4,9

5,8

6,6

2009

2010

2011

Criticità zona di mercato Sud* over generation FRNP
MW

* Puglia, Molise, Calabria, Basilicata e Sicilia
Fonte: Terna

Aree rischio sovraccarico rete
Porzione RTN: 380-220 KV

Porzione RTN: 150-132 KV

Potere di mercato
PAS 3/10 AEEG

Le situazioni di Sicilia e Sardegna destano particolare preoccupazione in quanto caratterizzate dalla compresenza di due operatori (o raggruppamenti di operatori nel caso della Sicilia) entrambi dotati di un notevole potere di mercato unilaterale. Esso è misurato dalla indispensabilità (cosiddetta pivotalità) della capacità produttiva riferibile ad un medesimo operatore (o raggruppamento di operatori) ai fini del soddisfacimento del fabbisogno di energia e di riserva di potenza (necessaria a Terna per garantire la sicurezza del sistema).
In ambo i casi, il quadro peggiora drasticamente se si considera l’indispensabilità di detti operatori nel soddisfare il fabbisogno complessivo di potenza (ovvero la somma del fabbisogno di energia e del fabbisogno di riserva di potenza) così da tenere in considerazione il potere di mercato unilaterale esercitabile anche in MSD.

Fonte: Relazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas sullo stato del mercato dell’energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili – PAS 3/10

56

Potere di mercato
PAS 3/10 AEEG

Particolarmente critica è la situazione del mercato dei servizi di dispacciamento (MSD), mercato nel quale il gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna) si approvvigiona delle risorse necessarie per assicurare l’esercizio in sicurezza del sistema, che per sua natura è caratterizzato da una struttura dell’offerta più concentrata di quella propria del mercato all’ingrosso propriamente detto.
Al MSD, infatti, possono partecipare solo gli impianti di produzione che, per le loro dimensioni e per le loro prestazioni tecniche, possono essere efficacemente ed efficientemente chiamati da Terna a eseguire le azioni che di volta in vol‐a si rendono necessarie per mantenere, in sicurezza, l’equilibrio tra immissioni e prelievi.

Fonte: Relazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas sullo stato del mercato dell’energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili – PAS 3/10

57

Riforma del mercato elettrico la legge del 28 gennaio 2009, n. 2
 Introduzione di un mercato infragionaliero che consenta una maggiore fluidità negli scambi commerciali tra gli operatori (art. 3, comma 10, lett. b).
 Riforma del mercato dei servizi di dispacciamento per incrementarne l’efficienza e trasparenza e ridurre il costo del dispacciamento e gli oneri per la risoluzione delle congestioni (art. 3, comma 10, lett. b).
 Integrazione funzionale tra mercato infragiornaliero e mercato servizi dispacciamento per favorire una maggiore flessibilità operativa ed efficienza economica attraverso un meccanismo di negoziazione continua delle risorse necessarie (art. 3, comma 10, lett. e).
 Sviluppo dei mercati a temine sia finanziari che fisici con l’introduzione di nuovi prodotti, anche di lungo termine ed una migliore gestione del rischio nonché attraverso l’Integrazione/collaborazione tra mercato a termine fisico e finanziario (art.
3, comma 10 ter, lett. b).
 Trasparenza dei dati sulle offerte nei mercati (art. 3, comma 10, lett. c).
 Passaggio al Pay as Bid nel Mercato del Giorno Prima, previa verifica del completamento della riforma di mercato (art. 3, comma 10, lett. a).
 Possibile suddivisione rete rilevante in non più di tre macro-zone (art. 3, comma
12).

Decreto 29 aprile 2009 e delibera ARG/elt 52/09
AEEG
Il Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 29 aprile 2009 ha provveduto a dare attuazione alla riforma prevista dalla Legge 28 gennaio
2009, n. 2, mentre l’Autorità, con la deliberazione ARG/elt 52/09 ha introdotto la nuova disciplina degli impianti essenziali (ovvero gli impianti nella disponibilità di un medesimo produttore ed in assenza dei quali Terna non riesce a garantire il soddisfacimento della domanda in sicurezza). Questa nuova disciplina degli impianti essenziali, consente di risolvere gran parte delle criticità derivanti dall’elevatissima concentrazione dell’offerta propria del MSD.

Un ulteriore miglioramento per l’efficienza del MSD dovrebbe prodursi con la riforma del mercato implementata da Terna nel rispetto dei principi delineati nel Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 29 aprile
2009, che dà attuazione alle disposizioni di cui all’articolo 3, comma 10, lettera
d), del Decreto Legge n. 185/08, convertito nella Legge n. 2/09.

59

Riforma Mercato Elettrico
Mercato del
Giorno prima

Mercato del servizio di dispacciamento MGP
OBIETTIVO

Mercato
Infragiornaliero

MI

MSD

Definizione dei contratti di compravendita dell’energia e presentazione di offerte di vendita solo su punti in immissione e offerte di acquisto solo su punti in prelievo per il giorno successivo. Consente agli operatori di aggiornare le offerte di vendita e di acquisto e le loro posizioni commerciali e si articola in due

dispacciamento e di cui Terna
S.p.A. si serve per:

sessioni:

• risolvere congestioni intrazonali,

1. MI1 (apertura 10:30,

• creare riserva di energia,

chiusura 12:00,
Le offerte possono essere pubblicazione esiti 12:30) presentate fino alle ore 9:00 del giorno precedente quello 2. MI2 (apertura 10:30, di consegna,

chiusura 15:00,

La comunicazione degli esiti del mercato avviene alle ore
11:30.

PREZZO

pubblicazione esiti 15:30)

System Marginal Price

CONTROPARTE
60

Negoziazione delle offerte di vendita e di acquisto dei servizi di

System Marginal Price

• bilanciare in tempo reale.

Tale mercato risulta composto da una sessione di MSD ex ante che si svolge nel giorno antecedente il giorno di flusso e in diverse sessioni di MB che si svolgono nel giorno di flusso.

Pay as Bid

Riforma Mercato Elettrico
Aspetti normativi DM 29 aprile 2009
Capo I indirizzi per la riforma - Art 3, comma 4.

A partire dal 1° aprile 2012 il prezzo dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima è determinato in base ai diversi prezzi di vendita offerti sul mercato, in modo vincolante, da ciascun operatore di mercato in vendita ed accettati dal Gestore del mercato elettrico, con precedenza per le forniture offerte ai prezzi piu‘ bassi fino al completo soddisfacimento della domanda, subordinatamente alla verifica positiva da parte del Ministero dello sviluppo economico del completamento del processo di adeguamento disciplinato dalle lettere da b) ad e) dell'art. 3, comma 10, della legge n. 2/2009.

Riforma Mercato Elettrico
Aspetti normativi DM 29 aprile 2009
Capo I indirizzi per la riforma - Art 3, comma 5
 L‘implementazione della regola di formazione del prezzo dell'energia elettrica, di cui al comma 4, avviene con modalità risultanti dalle valutazioni sui seguenti elementi:
a) evoluzione delle attuali zone di mercato a seguito dello sviluppo della rete di trasmissione nazionale operato da Terna, tenendo conto dei tempi per la realizzazione delle opere e della necessità di preservare la stabilità regolatoria della configurazione zonale per periodi di durata triennale di eventuali determinazioni adottate ai sensi dell'art. 3, comma 12, della legge n.
2/2009;
b) sviluppo dei mercati a termine organizzati e della loro liquidità, della struttura di mercato in termini di concentrazione dell'offerta e delle eventuali misure pro-concorrenziali introdotte secondo le previsioni dell'art. 3, comma
10-bis, della legge n. 2/2009;
c) futuro mix tecnologico del parco di generazione in previsione dell'inserimento di nuove tecnologie produttive;
d) integrazione del mercato italiano con quelli limitrofi e, in generale, con quelli europei.

Riforma Mercato Elettrico verifica del Ministero dello Sviluppo Economico in vista del passaggio al sistema Pay as Bid, agosto 2010
 Non è stata ancora fissata una data precisa per il passaggio al sistema PAB, previsto dalla legge 2 del 2009 non prima dell'aprile 2012, perché l'attuale situazione del mercato elettrico italiano evidenzia cambiamenti ancora in attesa di consolidarsi che potrebbero rallentare o rendere non più necessario il passaggio al Pay As Bid:
 sviluppo della rete elettrica;

 aggiornamento della configurazione zonale, congelata nel 2008, e con le proposte che l'Autorità avanzerà su un'altro punto della legge 2/09: la possibile ripartizione del mercato in sole 3 zone su cui un’analisi del MiSE, basata sulle valutazioni del regolatore, giungerà entro fine gennaio;
 maggiore liquidità dei mercati a termine che renderebbe marginale il mercato del giorno prima;
 evoluzione dell'integrazione europea dei mercati, dove un diverso meccanismo di formazione dei prezzi potrebbe rappresentare un ostacolo negli scambi transfrontalieri. 63

Riforma Mercato Elettrico tempistica attuazione
2009

2010

2011

Completamento riforma
Introduzione MI

Riforma MSD

1/04/12

31/10/09

1/01/10




Integrazione fra MI e MSD
Sviluppo MTE fisici e finanziari
Trasparenza dati
Possibile suddivisione rete rilevante in non più di tre macrozone.
Passaggio al Pay as Bid
64

2012

31/12/11

31/10/09

immediatamente applicabile 




29/01/11

1/04/12

Riforma Mercato Elettrico
Conversione in legge, con modificazione del DL 24 gennaio 2012,
n. 1, recante disposizioni urgenti per la concorrenza, lo sviluppo delle infrastrutture e la competitività (A.S. n. 3110)

Art. 21 entro 120 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto il MiSE deve emanare indirizzi e disposizioni attuative volte a contenere i costi e garantire la sicurezza e la qualità delle forniture di energia elettriche anche attraverso il ricorso a servizi di flessibilità.

65

Riforma Mercato Elettrico
Relazione Aeeg ai sensi art 28 co 2 L. 99/09 del 1 marzo 2012 pubblicata 5/03/12

Disciplina del mercato elettrico e del dispacciamento (paragrafo 2.6)
 Relativamente alla disciplina del mercato elettrico, la presenza di diversi elementi (quali l’integrazione del mercato del giorno prima della Borsa elettrica italiana con gli omologhi mercati dei Paesi confinanti, il potenziamento ‐ sinora mai effettuato ‐ della rete di trasmissione nazionale, l’avvio del sistema di remunerazione della capacità produttiva) portano, inoltre, a ritenere superata la revisione del meccanismo di formazione dei prezzi nel mercato organizzato, inducendo a rivedere la previsione dell’introduzione del pay as bid a partire dal prossimo 1° aprile.

Riforma Mercato Elettrico
Relazione Aeeg ai sensi art 28 co 2 L. 99/09 del 1 marzo 2012 pubblicata 5/03/12

Disciplina del mercato elettrico e del dispacciamento (paragrafo 2.6)
 Al fine integrare la ragguardevole e crescente produzione da impianti fotovoltaici ed eolici preservando la sicurezza e l’efficienza del sistema elettrico, si ritiene opportuno procedere a una revisione dell’architettura dei mercati a pronti (MGP,
MI e MSD) in maniera tale che:
 gli algoritmi di risoluzione dei mercati e l’articolazione delle offerte riflettano in maniera più accurata i vincoli di esercizio della rete di trasmissione e delle unità di produzione (ivi inclusi gli stringenti vincoli derivanti dalla normativa ambientale) nonché la struttura dei costi associata al servizio offerto al sistema elettrico;
 l’articolazione dei servizi offribili e le loro caratteristiche riflettano in maniera più efficiente ed efficace le nuove esigenze del sistema elettrico ai fini dell’integrazione della produzione da fonti rinnovabili non programmabili;
 la partecipazione alla fornitura dei servizi sia ampliata estendendola per quanto possibile anche alle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili e alle unità di consumo.

Back up

68

QUADRO NORMATIVO EUROPEO
Il “Terzo Pacchetto Energia”

 Direttiva 2009/72/CE, norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica.  Direttiva 2009/73/CEE, norme comuni per il mercato interno del gas naturale.  Regolamento 714/2009, condizioni di accesso alle rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.

 Regolamento 715/2009, condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale.  Regolamento 713/2009, che istituisce l’Agenzia europea per la cooperazione fra i Regolatori Nazionali dell’Energia (ACER).
69

Integrazione dei mercati elettrici europei: i 7 mercati regionali

NORD:
Danimarca Finlandia,
Germania, Norvegia,
Polonia, Svezia

REGNO UNITO E IRLANDA:
Francia, UK, Irlanda
CENTRO OVEST:
Francia, Belgio, Germania,
Lussemburgo, Olanda

SUD OVEST:
Francia, Spagna,
Portogallo

BALTICO:
Estonia, Lituania,
Lettonia
CENTRO EST: Austria,
Rep. Ceca, Germania,
Ungheria; Polonia,
Slovacchia, Slovenia
CENTRO SUD:
Italia, Austria, Francia,
Germania, Svizzera,
Slovenia, Grecia

Livello di unbundling nella trasmissione di elettricità e market share incumbent nella generazione in Europa
Unbundling legale

Unbundling proprietario
47%

69%

20%
27%
82%
75%

48%

34%

28%

46%

43%

Fonte: Commissione Europea, Energy sector inquiry e Report on internal gas and electricity market, 2005

34%

Consumi e scambi transfrontalieri di elettricità, 2005

Fonte: TEN-E Information Day. Brussels, 30th March 2007

QUADRO NORMATIVO EUROPEO
Confronto tra la 1° e la 2° direttiva sull’energia elettrica
Unbundling:
 La Direttiva 96/92/CE non impone la separazione delle diverse fasi della filiera, ma solo l’obbligo di separazione e trasparenza della contabilità.  La Direttiva 2003/55/CE introduce la separazione giuridica della trasmissione e della distribuzione dalla produzione e dalla vendita.
Accesso alle reti:

 La Direttiva 96/92/CE offriva tre modelli alternativi: o accesso alla rete negoziato (TPA – Third-Party Access); o accesso alla rete regolato sulla base di accordi diretti; o procedura dell’Acquirente Unico (Art.18).
 La Direttiva del 2003/55/CE: o prevede l’accesso non discriminatorio sulla base di tariffe pubblicate e trasparenti; o esclude l’accesso negoziato.
73

QUADRO NORMATIVO EUROPEO
Confronto tra la 1° e la 2° direttiva sull’energia elettrica
Autorità di regolazione:
 La Direttiva 2003/54/CE introduce l’obbligo per gli Stati membri di designare uno o più organismi competenti con la funzione di autorità di regolamentazione pienamente indipendenti dagli interessi dell’industria elettrica. Apertura graduale del mercato della vendita:
 La Direttiva del 96/92/CE prevedeva un graduale abbassamento delle soglie di idoneità basate sul consumo.
 La Direttiva 2003/54/CE completa l’apertura del mercato prevedendo la libertà di scelta del fornitore: o per tutti i consumatori non domestici europei entro il 1 luglio 2004; o per quelli domestici entro il 1 luglio 2007 (art. 21).

74