Presentazione ASSEM S.p.a.


La liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica

La liberalizzazione del mercato elettrico è stata avviata in Italia con il decreto legislativo 16 marzo 1999, n 79, noto come decreto Bersani. Tale decreto, con il quale sono state recepite le indicazioni contenute nella direttiva comunitaria n. 92 del 1996 sulla creazione del Mercato Unico dell’energia, ha segnato l’inizio del processo di liberalizzazione delle attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica. In precedenza in Italia vigeva un modello di mercato di tipo monopolistico.

Infatti, dal 1962 (anno di nascita dell’Ente Nazionale per l’Energia Elettrica) tutte le attività legate alla produzione, al trasporto e alla vendita di energia elettrica erano per legge riservate solo a Enel. Nel 1999 il decreto Bersani ha previsto, tra l’altro, l’istituzione di un mercato elettrico organizzato (la Borsa elettrica) nel quale si possa contrattare l’acquisto e la vendita di energia elettrica. La gestione economica e l’organizzazione del mercato elettrico è stata affidata al Gestore del Mercato Elettrico (GME), con il compito di garantire il rispetto di criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché di concorrenza tra produttori e di assicurare, altresì, la gestione economica di un’adeguata disponibilità della riserva di potenza.

Il contesto europeo

La Direttiva comunitaria 96/92/CE ha introdotto norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, finalizzate a realizzare una graduale liberalizzazione della domanda e a creare condizioni favorevoli per lo sviluppo della concorrenza nella generazione e nella vendita di energia elettrica. In alcuni Paesi europei, già prima dell’emanazione della direttiva, era stato avviato il processo di liberalizzazione, dando luogo alla creazione di mercati elettrici organizzati. Il primo a partire è stato, nel 1990, il mercato elettrico in Gran Bretagna: si trattava di un mercato obbligatorio cui potevano partecipare attivamente solo i produttori, poi sostituito nel 2001 da un sistema di scambi bilaterali.

Nel 1993 è stata la volta della Norvegia, il cui mercato elettrico è stato esteso dapprima alla Svezia (1996) e in seguito a Finlandia (1998) e Danimarca (2000). Nel 1998 viene avviato il mercato elettrico in Spagna. Negli anni successivi vengono introdotti mercati elettrici nei Paesi Bassi (1999), Germania (2000), Francia (2001) e, tra il

2000 e 2002 in Austria, Polonia, Slovenia, Romania e Repubblica Ceca. Secondo dati del Consiglio Europeo, attualmente,circa l’80% del mercato europeo dell’elettricità è aperto alla concorrenza.

I vantaggi di un mercato organizzato

In un assetto liberalizzato del settore elettrico la Borsa dell’energia costituisce un ulteriore elemento di trasparenza e di promozione della concorrenza. Essa infatti:

  1. facilita l’ingresso sul mercato di nuovi operatori sia per la produzione, sia per la vendita di energia, mettendo a loro disposizione una sede in cui possano avvenire le transazioni senza alcuna discriminazione e con meccanismi trasparenti;
  2. attraverso criteri oggettivi, permette la definizione di un prezzo orario per l’energia elettrica che riflette le reali condizioni della domanda e dell’offerta;
  3. facilita la gestione di situazioni di scarsità di offerta fornendo precisi segnali di prezzo sia ai produttori, per rendere disponibile la capacità di generazione, sia ai consumatori, incentivandone l’efficienza;

Il prezzo dell’energia elettrica

Il prezzo dell’energia elettrica per i clienti del Mercato Libero si differenzia in funzione del livello di tensione cui è allacciato ciascun punto di prelievo (Bassa, Media ed Alta Tensione) e della destinazione d’uso (Usi Domestici,Usi Diversi da Abitazione e Illuminazione pubblica) e si compone fondamentalmente di una parte stabilita dall’AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas) che include:

  1. la tariffa per il servizio di trasmissione;
  2. la tariffa per il servizio di distribuzione la tariffa per il servizio di misura;
  3. le componenti tariffarie A, UC e MCT;
  4. i corrispettivi relativi al servizio di dispacciamento;
  5. una parte costituita dal costo di commercializzazione;
  6. la componente energia che include il costo di approvvigionamento dell’energia elettrica;
  7.  una parte costituita dalle Imposte: IVA e Accise.

La tariffa di trasmissione

Tale componente della tariffa, denominata TRAS, copre i costi per il trasporto dell’energia elettrica sulla Rete di Trasmissione Nazionale. La Rete di Trasmissione Nazionale ha il compito di trasferire tutta l’energia elettrica immessa dagli impianti di produzione e dalle linee di interconnessione con l’estero ai punti di prelievo.

L’entità della tariffa è fissata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas (AEEG) entro il 31 luglio dell’anno precedente a quello di efficacia;

La tariffa è espressa in centesimi di euro per kWh consumato.

Tariffe per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica

Dal 1° luglio 2007 a seguito della liberalizzazione del mercato dell’energia, tutti i clienti finali possono scegliere il proprio fornitore sul mercato libero, come previsto dal decreto-legge n.73/07 (“Misure urgenti per l’attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell’energia”). L’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) ha disciplinato con la Delibera 348/07 le tariffe obbligatorie anche per la copertura dei costi del servizio di distribuzione, ad eccezione delle utenze in Media e Bassa Tensione per usi diversi. Per queste, limitatamente al primo trimestre 2008, è stata deliberata una riduzione rispettivamente del 5% e del 10% sul corrispettivo in vigore al 31 Dicembre 2007.

La tariffa di misura

 

Tale tariffa, denominata MIS, è destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione del misuratore (contatore), nonché i costi di rilevazione e registrazione delle misure.

E’ determinata: dall’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas (AEEG) (aggiornamento annuale). E’ espressa in:

  1. centesimi di euro per kWh consumato per gli usi di illuminazione pubblica;
  2. centesimi di euro per punto di prelievo per anno, per gli usi diversi dall’illuminazione pubblica.

Le componenti tariffarie A, UC e MCT

Le componenti tariffarie A coprono gli oneri sostenuti nell’interesse generale del sistema elettrico (quali ad esempio i costi di ricerca, i costi per l’incentivazione dell’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili etc.) che sono individuati dal Governo con apposito Decreto o dal Parlamento tramite Legge.

Le componenti UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico (quali, ad esempio, la perequazione) individuati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas (AEEG).

Corrispettivi di dispacciamento

L’energia elettrica non è un bene immagazzinabile. E’ quindi necessario produrre la quantità richiesta e smistarla nel sistema in modo che l’offerta e la domanda d’elettricità siano sempre in equilibrio, garantendo così la continuità della fornitura del servizio. La gestione dei flussi di energia elettrica è ciò che si chiama dispacciamento. Tale attività, svolta da Terna, richiede il monitoraggio dei flussi elettrici e l’ applicazione delle disposizioni necessarie per l’esercizio coordinato degli elementi del sistema, cioè gli impianti di produzione, la rete di trasmissione e i servizi ausiliari.

I corrispettivi a carico degli utenti del servizio di dispacciamento, determinati dalla AEEG, sono articolati come segue:

  1. Corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento
  2. Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema
  3. Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
  4. Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva
  5. Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico
  6. Corrispettivo a copertura dei costi per la riconciliazione anno 2001

Imposte gravanti sull’energia elettrica

Le imposte pagate in bolletta sono costituite dall’IVA e dalle cosiddette accise, imposta erariale e addizionali.

Come confrontare le tariffe elettriche proposte dai vari venditori?

Prima che il contratto sia stipulato, i venditori devono fornire ai clienti informazioni chiare e complete sul prezzo del servizio e relativamente a tutte le eventuali voci di spesa previste dal contratto.
I venditori devono inoltre consegnare al cliente una scheda per il confronto dei prezzi, compilata seguendo i criteri stabiliti dall’Autorità per l’energia elettrica, la quale riassume in modo schematico il prezzo del servizio, gli eventuali sconti o bonus previsti dal contratto e calcola la spesa che un cliente-tipo, con determinati consumi, sosterrebbe in un anno con il prezzo in vigore al momento dell’offerta.

Per sconto si intende una riduzione di prezzo che può essere espressa in euro o centesimi di euro oppure come una percentuale da scontare rispetto a un prezzo che viene preso come riferimento.
Talvolta lo sconto viene praticato non sul prezzo finale ma solo su una o più sue componenti parziali, per esempio la componente relativa ai soli costi di acquisto e vendita dell’energia; il venditore in questo caso deve specificare l’incidenza percentuale media dello sconto rispetto al prezzo finale complessivo, escluse le imposte.

Il bonus individua un vantaggio o un premio che solitamente dipende da un certo comportamento del cliente (ad esempio il cliente che supera un certo consumo o che paga puntualmente la bolletta).

Il bonus deve essere valutato separatamente per calcolare il suo vantaggio o effetto sulla spesa complessiva del cliente, pertanto a differenza dello sconto non riduce il prezzo.

La scheda per il confronto dei prezzi contiene una tabella composta da riquadri, righe e colonne.
Il riquadro principale è intitolato “Calcolo a preventivo della spesa annua escluse le imposte” il quale mette a confronto la spesa annuale stimata di un cliente-tipo che aderisce all’offerta e quella dello stesso cliente fornito alle condizioni economiche di riferimento stabilite dall’Autorità.

Cosa sapere prima di firmare un contratto di energia elettrica

Per decidere al meglio occorre prima di tutto analizzare le nostre specifiche necessità e l’andamento dei consumi: ognuno consuma l’energia elettrica in quantità e momenti o giorni diversi rispetto agli altri.

Inoltre, è indispensabile leggere con attenzione le caratteristiche dettagliate delle offerte commerciali, evitando scelte non adeguatamente valutate. Un buon punto di partenza è quello di controllare i propri consumi

(in Kilowattora, kWh, l’unità di misura dei consumi), effettuati negli ultimi mesi o anni: li troviamo evidenziati nelle bollette. Questi numeri sono utili per stimare le eventuali convenienze economiche.

Occorre poi valutare le differenze di prezzo anche alla luce delle proprie esigenze. Ad esempio: si preferisce un prezzo costante per un certo periodo di tempo o averne uno che rispecchia le oscillazioni dei mercati dell’energia? Si vuole pagare la bolletta di elettricità e gas in modo congiunto? Tutte le considerazioni di questo tipo offrono elementi utili per valutare meglio quale, tra le diverse soluzioni offerte sul mercato, “fa al caso nostro“.

In un contesto come quello attuale non e’ semplice per il cliente orientarsi tra la miriade di offerte che vengono proposte dai vari venditori, infatti accade spesso che ci si lasci incantare da sconti elevati che pero’ poi nella realta’ permettono di realizzare risparmi inferiori a quelli attesi.

Semplificando in maniera estrema e tralasciando la differenziazione delle varie tariffe, si puo’ affermare che il prezzo dell’energia e’ determinato da tre fattori:

in primo luogo dal costo di produzione, ovvero la componente tariffaria che stabilisce il costo dell’energia e che varia periodicamente in base all’andamento dei mercati internazionale dei combustibili; in secondo luogo dai costi di trasmissione e distribuzione ed infine dalle imposte e dai tributi che gravano sul prezzo complessivo. La prima voce è l’unica che può essere soggetta a sconto dal momento che le altre due voci sono costi fissi eguali per tutti gli operatori, non a caso in gergo vengono definiti costi passanti.

Proviamo ora ad ipotizzare due offerte con sconti diversi:

ipotizziamo un’offerta con sconto del 3% applicato sull’intera componente di produzione ed avremo un valore x;

se ipotizziamo uno sconto del 15% su una delle singole voci che determinano il prezzo di produzione, lo stesso diventa solo nominale e molto probabilmente inferiore all’offerta precedente, ma a livello di marketing ha sicuramente una risonanza diversa .

Evoluzione del mercato gas

Nell’anno 2000 il Decreto legislativo n. 164/00 (decreto Letta) ha dato avvio al processo di liberalizzazione del mercato del gas in Italia.

Il decreto n. 164/00 recepisce la direttiva Europea 98/30 del 22 giugno 1998 e riguarda tutto il settore del gas:

  • Approvvigionamento;
  • Stoccaggio;
  • Trasporto;
  • Distribuzione;
  • Vendita;
  • Tutte le attività correlate a tali fasi.

Il decreto n. 164/00 è un decreto quadro cui sono seguiti provvedimenti di attuazione sotto forma di decreti ministeriali e deliberazioni dell’ AEEG.

  • il D.M. 22 Dicembre 2000 ha individuato la rete  nazionale dei gasdotti;
  • la delibera AEEG n. 237/00 definisce i criteri per la determinazione delle tariffe di distribuzione e di fornitura ai clienti del mercato vincolato;
  • la delibera 311/01 definisce i criteri per la separazione delle attività di distribuzione e vendita;
  • La delibera 120/01 definisce i criteri per la determinazione delle tariffe di trasporto ed il dispacciamento del gas naturale nonché l’utilizzo dei terminali di GNL, tale delibera è stata poi integrata e modificata dalle successive;
  • La delibera 193/01 definisce regole di accesso alle reti del gas, gli oneri di bilanciamento e supero dei prelievi relativamente alla capacità di trasporto conferita;
  • La delibera 137/02 sancisce le norme ed i contenuti per la predisposizione del codice di rete;
  • La delibera 138/03 stabilisce i criteri per la determinazione delle tariffe per i clienti finali che non hanno attivato forniture sul mercato libero e dà disposizioni in merito alle tariffe di distribuzione;
  • La delibera 22/04 stabilisce le regole della borsa del gas;
  • Dal 01/10/03 è stata avviata una sperimentazione gestita da Snam Rete Gas;
  • La delibera 22/04 stabilisce le tappe per realizzare un mercato borsistico del gas ed in particolare:
  • Realizzazione della piattaforma informatica per la cessione del gas e delle capacità;
  • Definizione di contratti standard di cui al punto precedente;
  • Riforma del regime di bilanciamento in giornaliero;
  • Introduzione di un mercato centralizzato del gas basato sull’incrocio domanda – offerta che consenta di determinare un prezzo ufficiale di riferimento per le transazioni.

Per ottemperare a tali disposizioni Snam Rete Gas ha predisposto una piattaforma informatica denominata “sistema per scambi/cessioni di gas al punto di scambio virtuale”.

Unitamente a tale piattaforma ha messo a disposizione uno schema di contratto per l’utilizzo del sistema e ha definito le regole per l’erogazione del servizio.

Tale contesto normativo ha determinato nel lasso di un quinquennio:

  • una rapida transizione da mercato totalmente vincolato a mercato completamente liberalizzato;
  • una diminuzione delle imprese di distribuzione che hanno proceduto ad aggregazioni;
  • un aumento del numero di importatori e di grossisti;
  • una riduzione della frammentazione delle imprese di vendita;
  • promozione della concorrenza con un aumento della capacita’ di trasporto ed una contestuale diminuzione delle tariffe di trasporto e stoccaggio.

Accesso al mercato libero – clienti idonei

Secondo la definizione del decreto legislativo n. 164/00 il cliente idoneo e’ il cliente che ha la capacità di stipulare contratti di fornitura, acquisto e vendita con qualsiasi produttore, importatore o grossista in Italia e all’estero.

Inizialmente sono diventati idonei i clienti ex deroghe con consumi maggiori di 200.000 standard mc anno.

Dal  1 Gennaio 2003 tutti i clienti sono diventati idonei compresi gli utilizzatori domestici.

Il prezzo del gas

Il prezzo finale del gas è costituito dalle seguenti componenti:

  • Tariffa di trasporto;
  •  Tariffa di distribuzione;
  • Quota energia;
  • Quota stoccaggio;
  • Quota di vendita;
  • Imposta di consumo;
  • Addizionali Regionali;
  • IVA.

Quota trasporto

Tale quota remunera il servizio di trasporto del gas tra il punto di entrata nella rete nazionale o regionale ed il punto di uscita, sia questo il punto di un utente finale o il punto di immissione nella rete di un distributore.

I gestori delle reti nazionali o regionali debbono presentare annualmente all’AEEG, entro il 31 Marzo, proposte di tariffe che tengano conto principalmente di vincoli sui ricavi.

Tariffa di distribuzione

La tariffa di distribuzione remunera il servizio di trasporto del gas dal punto di entrata nella rete del distributore al punto di riconsegna presso l’utente finale.

La tariffa di distribuzione essenzialmente e’ formulata sulla base di parametri definiti dall’AEEG e fondamentalmente consta di una quota fissa piu’ una quota variabile riferita ai consumi ed articolata su un massimo di sette scaglioni.

Può essere presente una ulteriore quota aggiuntiva, richiesta dai Comuni, destinata alle spese per la fornitura di clienti economicamente disagiati.

Quota energia

La QE rappresenta la componente tariffaria a copertura dei costi di approvvigionamento all’ingrosso della materia prima; essa riconosce i costi di acquisto del gas su base free on board (fob) e quei costi di trasporto internazionale correlati alla materia prima come i consumi, le perdite di rete e le royalties.

La QE viene aggiornata dall’AEEG con un meccanismo di indicizzazione riferito all’andamento di un paniere di greggi definito IT.

Spesso tale indice viene utilizzato anche nel mercato libero per l’indicizzazione del prezzo del gas fornito ai clienti business (consumi maggiori di 200.000 standard mc)

Quota di vendita

E’ la quota a copertura dei costi di commercializzazione al dettaglio del gas naturale ed essenzialmente consta di una quota fissa e di una quota variabile rapportata al consumo effettuato.

Negli ultimi periodi e’ stata aggiunta una ulteriore quota a copertura dei costi per i fornitori di ultima istanza.

Cosa sapere prima di firmare un contratto gas

Per decidere quale è l’offerta più adatta alle nostre esigenze, è consigliabile leggere con attenzione le condizioni dell’offerta e valutarne la convenienza attraverso la scheda di confronto dei prezzi, che il venditore ha l’obbligo di presentare. Poi si deve chiedere al venditore di qualificarsi chiaramente per individuare con certezza per quale azienda lavora. Inoltre è bene accertarsi dell’affidabilità del venditore ed individuare tutti gli elementi informativi da conoscere prima di firmare un contratto.

Prima di aderire ad una nuova offerta, si ha il diritto di richiedere tutte le informazioni dettagliate dell’offerta e del contratto proposto. In particolar modo, nell’offerta devono essere specificati i tempi e gli eventuali costi per l’avvio del servizio, le condizioni necessarie per aderire all’offerta, nonché tutte le possibilità e modalità di recesso.

Insieme ai documenti che contengono i dettagli del nuovo contratto offerto e, quindi, prima di firmare qualsiasi proposta, si deve analizzare la Nota informativa predisposta dall’Autorità, con elencate le informazioni chiare e complete che devono essere fornite da chi propone il contratto. Prima di sottoscrivere il contratto devono essere fornite almeno le seguenti indicazioni:

  • tutte le prestazioni offerte; la data di avvio e il prezzo del servizio, la durata del contratto, le possibili variazioni nel tempo
  • tutti gli oneri a carico del cliente e le eventuali garanzie che deve fornire (ad esempio, un deposito cauzionale);
  • come e quando saranno misurati i consumi; quando saranno emesse le bollette;
  • quando e in che modo il cliente dovrà pagarle;
  • le conseguenze per il cliente che non paga le bollette entro la scadenza prestabilita;
  • i casi in cui l’impresa di vendita deve versare al cliente un indennizzo automatico;
  • come fare per ottenere informazioni, presentare un reclamo o risolvere una controversia con l’impresa di vendita.

Le offerte sul mercato possono essere diverse tra loro ed è sempre opportuno valutarle attentamente: “tariffe bloccate”, “forniture con prezzi indicizzati con rilevazione a sei, nove mesi e dodici mesi” “forniture congiunte gas ed elettricità” ecc., possono offrire vantaggi ma anche esporre i consumatori a maggiori costi. Prima di scegliere, quindi, è buona norma controllare dalle bollette i propri consumi (in metri cubi) negli ultimi mesi o anni. È opportuno anche capire come un eventuale indice puo’ reagire agli andamenti altalenanti del greggio.

In generale il meccanismo di aggiornamento dei prezzi è legato al cambio euro/dollaro e all’andamento di un paniere di prodotti petroliferi, tipicamente gasolio, olio, btz, olio atz e greggi (paniere opec o brent). Le quotazioni usate come riferimento sono solitamente le rilevazioni PLATT’S, IPE, WTI ed il cambio pubblicato dal UIC. Convenzionalmente i panieri vengono indicati con un indice ( es. 9.1.1, 9.2.2, 6.1.1 ecc)  e i conbustibili in paniere (gasoli, BTZ, ATZ, greggi, BRENT).

Dato l’indice x,y,z, i numeri assumono il seguente significato:

x = numero dei mesi su cui viene effettuata la media aritmetica delle quotazioni mensili dei combustibili;

y = ritardo espresso in mesi da cui parte il calcolo della media

z = cadenza in mesi dell’aggiornamento dei prezzi

ES. indice 9.3 significa che per il mese di gennaio 2008 l’indice viene calcolato considerando la media dei 9 mesi delle quotazioni dei combustibili partendo dal mese di novembre 2007 a ritroso fino al mese di dicembre 2006. L’aggiornamento successivo decorrera’ da aprile 2008.

Tali medie possono essere considerate con i rispettivi cambi o riportate in euro al cambio del mese di fornitura. Ogni indice prevede dei coefficienti moltiplicativi per ogni quotazione media dei combustibili in paniere.

La differenza tra l’indice cosi’ calcolato e l’indice di partenza contrattuale, moltiplicata per una costante, fornisce il delta da applicare al prezzo di partenza convenzionalmente denominato P0.

La scelta del miglior indice in rapporto ai propri volumi ed alla tipologia della propria fornitura (in particolare la stagionalita’) consente di ottimizzare il contratto. Mediamente i vari fornitori prediligono una o due indicizzazioni che corrispondono generalmente a quella applicata loro in acquisto.

La richiesta di avere offerte con indicizzazioni diverse o con prezzo costante comporta, da parte del venditore, una copertura del rischio che generalmente si configura con un incremento del prezzo.

Nel caso di offerte a prezzo fisso per tutta la durata contrattuale, il fornitore si cautela dai rischi del mercato tramite opportuni strumenti finanziari-assicurativi (strumenti di risk management) e, quindi,  e’ previsto un corrispettivo a copertura di questi oneri.

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A.S.SE.M. S.p.a.

A.S.SE.M. S.p.a. nasce con deliberazione del Consiglio Comunale del 03/06/1913 con l'originario obbiettivo di produrre e distribuire energia elettrica. In questo settore, oggi come allora , l'azienda cura e gestisce anche il servizio di publica illuminazione (manutenzione e costruzione di nuovi impianti) e delle lampade votive cimiteriali, distribuzione e vendita del Gas metano. Per quest'ultimo settore A.S.SE.M. S.p.a. può contare su 4500 utenze con un volume di vendita pari a 6.600.000 metri cubi circa e con uno sviluppo di rete di oltre 43 Km. Per tutte dette gestioni A.S.SE.M serve oltre 25000 clienti sparsi su un territorio che si sviluppa per circa 190 kmq. A.S.SE.M. S.p.a. dispone di un patrimonio di circa 15 milioni di Euro con un fatturato annuo di 6 milioni ed annovera 30 dipendenti.