In un report realizzato per l’Istituto Bruno Leoni si analizza come cambierà il settore della distribuzione elettrica nei prossimi anni, anche alla luce dei notevoli investimenti legati alla transizione energetica
Nella transizione energetica il ruolo delle reti di distribuzione elettrica e del gas avrà un ruolo determinante, e le trasformazioni in atto fanno emergere una complementarità tra le due reti di distribuzione. I due vettori energetici (energia elettrica e gas) sono sempre più fungibili: oggi per effetto dell’evoluzione tecnologica nelle modalità per il consumo e, in prospettiva futura, per l’esigenza di gestire una quota rilevante di impianti non programmabili per la generazione elettrica, che in alcuni momenti producono molta più energia di quanta ne venga domandata. Una parte di questa energia può essere convertita in combustibili gassosi (come l’idrogeno o il metano sintetico), utilizzando le reti del gas come se fossero un enorme sistema di accumulo.
LA SCADENZA DELLE CONCESSIONI PER LA GESTIONE DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE ELETTRICA
Nel 2030 scadranno le attuali concessioni per la gestione delle reti di distribuzione elettrica. La legge prevede che le gare per le nuove assegnazioni dovranno essere bandite entro il 2025 e che le nuove concessioni non potranno avere dimensioni superiori al massimo a un quarto del totale. Come cambierà la governance del settore nei prossimi anni, anche alla luce dei rilevanti investimenti legati alla transizione energetica?
È questo il tema del report realizzato per l’Istituto Bruno Leoni da Carlo Amenta, Filippo Passerini e Carlo Stagnaro, intitolato “Per ogni fine c’è un nuovo inizio. Il futuro della distribuzione elettrica dopo il 2030”.
IL SETTORE DELLA DISTRIBUZIONE ELETTRICA E I CAMBIAMENTI IN ATTO
Lo studio prende le mosse dall’attuale situazione, in cui il principale operatore controlla all’incirca l’85% della rete tramite unica concessione. Gli autori si interrogano sulle caratteristiche strutturali del settore e sui cambiamenti che lo stanno investendo per effetto degli obiettivi europei di decarbonizzazione. Tra le altre cose, lo studio mostra che, al di sopra di una certa soglia, le economie di scala sono limitate; inoltre, le trasformazioni in atto rendono particolarmente importante garantire ai gestori delle reti di distribuzione adeguata autonomia rispetto ai soggetti verticalmente integrati, anche per facilitare il coordinamento tra la gestione e lo sviluppo delle reti elettriche e gas, la cui complementarità sta diventando sempre più importante.
L’IMPORTANZA DEGLI INVESTIMENTI NELLE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE
Il coordinamento tra queste infrastrutture può dunque essere utile a dimensionare correttamente gli investimenti sull’uno o sull’altro versante, quindi a contenere l’onere complessivo per il sistema. Infatti, nel percorso di transizione energetica si renderà necessario un volume di investimenti molto rilevante per le infrastrutture energetiche, in relazione alle quali sarà necessario adottare una visione coordinata e integrata, pianificando il volume complessivo degli investimenti secondo le opzioni più efficienti.
LA DISTRIBUZIONE ELETTRICA IN ITALIA
Diversamente dalla distribuzione gas, la distribuzione elettrica in Italia è fortemente concentrata nelle mani del principale operatore, che serve oltre l’80% dei clienti. Il decreto Bersani del 1999 stabilisce che la concessione, di durata trentennale, scadrà nel 2030 e dovrà essere riassegnata sulla base di procedure competitive da avviare entro il 2025. Queste procedure dovranno prevedere anche una riorganizzazione della rete, in modo che nessun operatore controlli ambiti di dimensioni superiori ad oltre un quarto dell’infrastruttura complessiva.
L’ORGANIZZAZIONE TERRITORIALE DELLE RETI POST 2030
Lo studio dell’Istituto Bruno Leoni fa tesoro delle evidenze consolidate a livello internazionale e delle nuove sfide per il futuro per avanzare una proposta relativa alle modalità di organizzazione delle procedure per l’affidamento della gestione delle reti elettriche.
Per quanto riguarda l’organizzazione territoriale delle reti post-2030, si fanno quattro ipotesi:
– A) l’individuazione di quattro ambiti di dimensione media pari a circa 9 milioni di clienti
(Nord-ovest, Nord-est, Centro e Mezzogiorno), in linea col numero minimo ammesso dal Decreto Bersani;
– B) l’individuazione di nove ambiti macro-regionali di dimensione media pari a circa 4 milioni di clienti;
– C) l’individuazione di quindici ambiti regionali di dimensione media pari a circa 2,5 milioni di clienti;
– D) l’individuazione di ventisette ambiti sub-regionali di dimensione media pari a circa 1,4 milioni di clienti.
I PRO E CONTRO DELLE QUATTRO IPOTESI
Per scegliere tra queste opzioni occorre valutare i pro e i contro di ciascuna:
– un numero inferiore di ambiti presuppone meno costi legati alla riorganizzazione delle attuali concessioni, ma implica anche gare meno partecipate a causa della maggiore dimensione media delle concessioni, e rende più difficili forme di coordinamento esplicito con la gestione delle infrastrutture gas, molto più frammentate;
– viceversa, un numero maggiore di concessioni – che tra l’altro potrebbe essere compatibile col mantenimento del perimetro di almeno alcune delle concessioni affidate alle ex municipalizzate – può comportare costi una tantum leggermente maggiori, ma offre maggiori prospettive di partecipazione alle gare e maggiori opportunità di coordinamento con la gestione delle infrastrutture gas.
Tenendo conto di questi fatti e delle evidenze riguardo le modeste economie di scala oltre una soglia di poche centinaia di migliaia di clienti, appare preferibile esplorare la possibilità di un numero maggiore di ambiti.
LE MODALITÀ DI SVOLGIMENTO DELLE GARE
Lo studio indaga poi le modalità di svolgimento delle gare e i criteri di individuazione dei vincitori; sotto questo profilo appare ragionevole individuare criteri di assegnazione simili a quelli già in vigore per il gas, pur tenendo conto delle lezioni apprese nel passato e delle proposte esistenti di aggiornamento dei criteri stessi.
In particolare, si propone una struttura tripartita:
– una componente economica dell’offerta, di cui l’elemento principale consiste in uno sconto tariffario rispetto alle tariffe previste dall’Autorità e da retrocedere a vantaggio dei consumatori; alla componente economica dell’offerta possono contribuire anche sconti sui corrispettivi di prestazioni di servizi ed eventualmente un canone concessorio, oltre all’impegno a effettuare investimenti nell’efficienza energetica;
– una componente legata alla sicurezza/continuità e alla qualità del servizio e basata sull’impegno a migliorare una serie di parametri (frequenza e durata delle interruzioni) al di là di quanto strettamente richiesto dalla regolazione;
– una componente legata al piano di sviluppo degli impianti e all’innovazione tecnologica.
IL FUTURO DELLA DISTRIBUZIONE ELETTRICA
“La scadenza del 2030 può apparire lontana, ma quella del 2025 è imminente”, commentano Amenta, Passerini e Stagnaro, che aggiungono: “è opportuno che si inizi a prendere sul serio la domanda sul disegno delle gare che dovranno ridefinire un segmento fondamentale dei nostri sistemi energetici, cogliendo magari l’opportunità di disegnare un assetto che renda più efficace, nell’interesse della collettività, pianificazione, sviluppo e gestione delle infrastrutture di distribuzione dell’energia nel loro complesso, indipendentemente dal vettore energetico considerato. La transizione ecologica impone degli investimenti enormi, che obbligano a prestare un’attenzione ancora maggiore alla loro ottimizzazione e all’efficienza dei soggetti gestori delle reti, per la selezione delle opere utili e necessarie allo sviluppo del sistema”.