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Attività produttive e commerciali - Alberto Biancardi -
Per quanto riguarda le attività produttive e commerciali, l’energia elettrica viene prodotta da varie fonti (carbone, olio combustibile, GAS NATURALE, acqua, vento, sole, nucleare, per citare le principali) e, pur essendo un prodotto fisicamente del tutto standardizzato e omogeneo, i costi di produzione, il rapporto fra costi fissi e variabili, i tempi di avvio necessari per essere in condizione di immettere energia in rete a pieno regime, la flessibilità di produzione e la taglia media degli impianti variano sensibilmente fra loro.
Alcune fonti, carbone e nucleare ad esempio (e quindi alcuni impianti e tecnologie), sono caratterizzate da una forte incidenza dei costi fissi sui costi totali e sono particolarmente efficienti se il livello di produzione di energia elettrica non viene variato.
Questi impianti sono definiti, in gergo, «di base», in quanto è conveniente utilizzarli, sfruttando con continuità la quasi totalità della loro capacità produttiva e, quindi, per soddisfare la base dei consumi, cioè quella parte della fornitura di cui il sistema necessita con continuità per tutta la giornata e per più giorni consecutivi fra loro.
Altri impianti, invece, a seconda della fonte e della tecnologia utilizzate, nonché della conseguente convenienza a sfruttarli nelle ore di medio carico o di punta dei consumi, sono classificati «di medio merito» o «di picco».
Come è visualizzabile anche nella Figura 1.1, gli impianti di medio merito – fra tutti, i termoelettrici a olio combustibile, nella Figura identificati con la funzione di costo Cb – sono caratterizzati da un rapporto costi variabili su costi fissi più elevato rispetto a quelli di base e, proprio per questo, sono convenienti – nel senso che hanno costi medi totali inferiori – solo fino a un certo livello massimo di ore di utilizzo all’anno (oltre il quale, appunto, è meno costoso impiegare gli impianti di base, aventi la funzione di costo Cd).
Solitamente, le tecnologie degli impianti di medio merito sono più flessibili rispetto a quelle degli impianti di base e consentono di modificare la produzione di energia elettrica in modo relativamente rapido e senza grosse perdite di EFFICIENZA.
Talvolta, impianti relativamente obsoleti dal punto di vista tecnologico, ma i cui costi fissi sono in buona parte o totalmente ammortizzati, sono utilizzati per il medio merito (e per i periodi di picco)1.
Gli impianti di picco e, più in generale, quelli utilizzati per la cosiddetta modulazione – indicati nella Figura con la funzione di costo Ca – hanno, tipicamente, la massima flessibilità nelle variazioni delle quantità prodotte e sono in condizione di entrare in funzione in modo pienamente efficiente in tempi molto brevi.
Figura 1.1. CURVA DI CARICO e costi di generazione.
Un’ulteriore peculiarità di questi impianti – fra tutti, l’idroelettrico a bacino «piccolo» – è costituita dall’impossibilità di utilizzarli a pieno regime per tutte le ore del giorno, o comunque per periodi molto lunghi2.
Un discorso a parte va fatto per le fonti RINNOVABILI. Gli impianti che le utilizzano sono caratterizzati da un rapporto molto basso fra costi variabili e fissi: da questo punto di vista, dunque, tali impianti sono assimilabili a quelli di base.
Tuttavia – fatte poche eccezioni, ad esempio per gli impianti idroelettrici a bacino di maggiori dimensioni – gli impianti a fonti RINNOVABILI sono caratterizzati, di norma, da costi medi totali di produzione maggiori rispetto a quelli di gran parte degli altri tipi di impianto. Inoltre, una parte consistente di queste fonti – solare, eolico, idroelettrico ad acqua fluente – non consente di sapere con certezza in anticipo quali saranno i flussi di energia immessi in rete: gli impianti, in gergo, vengono detti proprio per questo «non governabili».
Di conseguenza, per garantire un’adeguata copertura della domanda, è necessario fare in modo che in un sistema elettrico sia disponibile un certo ammontare di capacità produttiva da fonti non RINNOVABILI pronta a supplire alla mancanza di sole, vento o acqua3.
Peraltro, va osservato che alcune tipologie di impianti a fonti RINNOVABILI hanno la caratteristica di rendere disponibile la loro produzione (mediamente) proprio nei periodi e nelle ore di picco della domanda, e cioè quando l’energia elettrica è più costosa.
È questo il caso, ad esempio, degli impianti solari.
L’implementazione su bassa scala ma diffusa di tali sistemi può contribuire a ridurre la domanda di picco da soddisfare con gli altri impianti di produzione e, dunque, può rendere più efficiente il sistema energetico di generazione di energia elettrica nel suo complesso.
In considerazione di quanto sopra esposto circa la struttura dei costi, tranne nel caso dei grandi impianti idroelettrici, non appare comunque efficiente soddisfare una parte consistente dei consumi di energia elettrica utilizzando impianti da fonti RINNOVABILI4.
Tuttavia, motivazioni di più ampio raggio rispetto a quelle di natura strettamente settoriale – fra tutte, la maggiore compatibilità ambientale di queste fonti, la maggiore sicurezza degli approvvigionamenti che queste garantiscono5 – fanno ritenere opportuno, in pressoché tutti i sistemi elettrici nazionali, che una parte dell’energia elettrica sia prodotta da fonti RINNOVABILI6.
Al di là delle peculiarità e delle differenze appena evidenziate, contrariamente a quanto avveniva fino a qualche decennio fa – indipendentemente dalla tecnologia e dalla fonte primaria utilizzate – le dimensioni minime efficienti e ottimali di un impianto di produzione di energia elettrica sono basse rispetto ai consumi di un paese mediamente sviluppato e, dunque, è normale che in un sistema vi siano molti impianti di taglie differenti e che usano diverse fonti produttive.
Il GAS NATURALE viene estratto da giacimenti. In questo caso, la caratteristica che più è rilevante ai fini regolatori è la rigidità dell’attività di sfruttamento («coltivazione», in gergo) dei medesimi giacimenti. Infatti, il flusso di estrazione del gas deve rimanere pressoché costante: forti variazioni sono o impossibili o assai costose e, quindi, o impraticabili, oppure poco convenienti dal punto di vista economico.
Di conseguenza, il periodo temporale di riferimento dell’attività di produzione – ma anche di approvvigionamento – di GAS NATURALE è di entità ben più estesa rispetto a quello che caratterizza il settore dell’energia elettrica.
Un produttore ha convenienza ad avviare lo sfruttamento di un GIACIMENTO quando è ragionevolmente sicuro che il gas trovi un’adeguata collocazione commerciale.
Del resto, i contratti ancor oggi più diffusi nel settore – i cosiddetti take or pay – trovano giustificazione proprio nella necessità di dare quante più garanzie possibile ai produttori sulla continuità dell’approvvigionamento, consentendo loro di minimizzare i costi di coltivazione.
Le tecnologie di produzione presentano una maggiore omogeneità di costo rispetto a quanto avviene per l’energia elettrica e non sono un fattore la cui differenziazione incide sensibilmente sul prezzo del prodotto al consumo.
Invece, il costo di produzione dipende in misura sostanziale dalla localizzazione del GIACIMENTO (tipo di terreno, profondità, etc.) e dai costi di estrazione; proprio per questo, non è talvolta conveniente sfruttare un GIACIMENTO, se non in momenti in cui i prezzi di mercato sono particolarmente remunerativi.
Evidentemente, anche la distanza del GIACIMENTO dai punti di consumo (o da una rete di trasporto con capacità disponibile) incide in misura considerevole sul costo del gas del medesimo
giacimento.
Similmente all’energia elettrica, il GAS NATURALE, nonostante alcune differenze riscontrabili nel contenuto dei singoli giacimenti, può essere considerato un prodotto sostanzialmente omogeneo.
Inoltre, la dimensione del singolo GIACIMENTO è piccola rispetto al fabbisogno di GAS NATURALE di un sistema sufficientemente sviluppato, quale quello, ad esempio, che si ha nei paesi europei, e, come nel caso dell’energia elettrica, non vi sono condizioni di monopolio naturale sul lato dell’offerta7.
Contrariamente a quanto avviene per le reti, ci sono sensibili economie dalla gestione congiunta delle attività produttive e commerciali nei settori dell’energia elettrica e del GAS NATURALE.
Soprattutto nella fase di approvvigionamento e di produzione di energia elettrica, un operatore integrato nei due settori ha significativi vantaggi.
In questo caso, la scelta di un operatore di essere multiutility, cioè di acquistare e vendere energia elettrica e GAS NATURALE, dà luogo a sensibili economie di scopo.
1 In modo del tutto analogo rispetto a quanto avviene per gli altri impianti disponibili, l’uso di questi impianti, ammortizzati integralmente o quasi, è conveniente quando i costi medi variabili di produzione sono inferiori o uguali al prezzo che si ottiene dalla VENDITA dell’energia prodotta. Tenuto conto che nelle ore di medio carico e di punta il prezzo di mercato è superiore alle ore di base, tali impianti sono messi in funzione proprio in queste due classi di ore.
2 Tenuto conto del costo-opportunità di utilizzare questi impianti in differenti ore del giorno, è evidente che la decisione migliore dal punto di vista dell’efficienza – per il singolo produttore, ma anche per il sistema nel suo complesso – è metterli in funzione nelle ore di punta dei consumi. Infatti, in queste ore il singolo produttore massimizza il margine di profitto ottenibile dalla VENDITA dell’energia immessa in rete. Per il sistema nel suo complesso, questa è la scelta più efficiente, in quanto mantenere bilanciato il medesimo sistema nelle ore di picco, quando i consumi subiscono sensibili variazioni in pochi minuti, sarebbe più costoso utilizzando gli altri tipi di impianto disponibili.
3 Ciò rende, almeno indirettamente, ancora più elevato il costo di produzione di energia da fonti RINNOVABILI.
4 L’evoluzione tecnologica, ovviamente, potrebbe mettere in discussione questa conclusione, anche se le previsioni attualmente disponibili in materia rendono plausibile ipotizzare che la situazione di relativa inefficienza resti tale, almeno per un certo numero di anni. Ad esempio, un recente rapporto dell’Iea-Oecd (2003) ritiene che, nei prossimi venti anni, i costi dell’energia solare si ridurranno del 30-50% per decennio, mentre i costi dell’energia eolica e della geotermica si ridurranno, nello stesso periodo, rispettivamente del 25% e del 10-25%. Le altre fonti RINNOVABILI registreranno minori decrementi dei costi di produzione.
5 Nonché la convinzione che il progresso tecnologico indotto dagli investimenti condurrà, prima o poi, a una graduale diminuzione dei costi di produzione. A questo proposito, alcuni sviluppi che potranno essere raggiunti dalle nuove tecnologie (non soltanto quelle relative alle fonti RINNOVABILI) appaiono particolarmente interessanti, anche sotto il profilo della regolamentazione. Si pensi, fra tutti i casi ipotizzabili, alle tecnologie legate alle celle a IDROGENO e alla micro-generazione o generazione distribuita. Queste tecnologie potrebbero consentire di produrre energia elettrica esattamente nel momento e nella quantità richiesti dal singolo consumatore (o dal singolo gruppo di consumatori). Questa possibilità metterebbe nelle condizioni di superare il problema della non stoccabilità dell’energia elettrica e sarebbe in grado di annullare buona parte delle esternalità che caratterizzano questo settore.
6 L’analisi svolta in questo paragrafo non include le conseguenze che potrebbero derivare nel settore dell’energia elettrica (indirettamente, anche del GAS NATURALE) dall’introduzione di un sistema di cosiddetto EMISSION TRADING. È evidente che la ripartizione fra costi fissi e costi variabili e la loro entità complessiva potrebbero essere anche pesantemente influenzate da questo nuovo sistema (ad esempio, un impianto oggi considerato di medio merito potrebbe diventare di base). Tuttavia, l’introduzione di un sistema di questo tipo, pur modificando anche sensibilmente la convenienza all’utilizzo delle singole fonti e delle singole tecnologie, non muterebbe la logica di base delle osservazioni illustrate in questo capitolo.
7 Nel testo ci limitiamo a un’analisi di tipo generale delle caratteristiche della produzione di GAS NATURALE e alle implicazioni per la regolamentazione del settore. Quindi, in questa sezione non prendiamo in esame il fatto che l’offerta di GAS NATURALE è, notoriamente, concentrata nelle mani di pochi paesi (Russia ed ex Repubbliche sovietiche, paesi nordafricani, limitando l’attenzione ai maggiori fornitori del sistema italiano) e che, dunque, esiste potere di mercato sul lato della produzione di GAS NATURALE.