Il mercato elettrico italiano: stato dell’arte e prospettive

Il mercato elettrico italiano:stato dellarte e prospettive

Virginia Canazza

Pavia, 19 Maggio 2014

Obiettivi:

Trasferire le nozioni di base sullorganizzazione attuale del mercato elettrico italiano Introdurre i principali indicatori utilizzati per lanalisi di mercato Rendere noti i fattori chiave che caratterizzano le dinamiche in corso e i trend futuri

Agenda:

Breve presentazione di REF-E1. Overview sul mercato elettrico italiano

Gli attori e gli elementi chiave dellorganizzazione del mercato a pronti

2. Le dinamiche in corso I driver del prezzo elettrico Le componenti del prezzo Market intelligence sui dati pubblici GME: focus sui risultati del mercato pi recenti

3. Prospettive future Conclusioni

Obiettivi ed agenda

2

BREVE PRESENTAZIONE DI REF-E

3

Ho conseguito nel 2000 la laurea in Ingegneria Elettrica, indirizzo Sistemi di Potenza Elettrici, presso l'Universit degli Studi di Pavia. Dal 2001 a met 2007 ho svolto attivit di ricerca e consulenza in CESI Spa. In REF-E da giugno 2007, attualmente sono partner di REF-E e ne coordino la Divisione Settore Elettrico e Rinnovabili.

Tra le mie attivit principali: sono responsabile degli studi e delle previsioni sul mercato dellenergia elettrica e rinnovabili coordino lo sviluppo di Elfo++ e dei modelli previsionali e tool integrativi realizzati da REF-E coordino il Previsivo dell'Osservatorio Energia svolgo ricerca nel campo dellutilizzo dei modelli di ottimizzazione per la soluzione delle

problematiche e la valutazione dellimpatto delle riforme regolatorie sui mercati dellenergia e del dispacciamento

Partecipo vita aziendale: sono responsabile dellIT e membro del CDA

Tra le mie esperienze pi significative, ho supportato numerosi operatori nelle decisioni strategiche di investimento e nellelaborazione dei piani industriali, nella programmazione, nellottimizzazione del trading, nel risk management, nei procedimenti antitrust

www.ref-e.com

[email protected] 4

Chi sono..

for economics: independent analysis, underpinned by solid understanding of the fundamentals

WE HAVE WORKED FOR

FOUR WORDS FOR REF-E

for engineering: technical expertise, to handle complex modelling

for energy: specialist expertise and up-to-date information on prices, forecast scenarios, regulations and competition for a sector that is constantly changingfor the environment: policies, products and services that are always compliant with the latest regulatory developments, to meet the challenges of the future

EU

Chi siamo..

COMPETENCES

Public PoliciesNetwork

regulation

Market and incentive design

Antitrust policiesand litigations

Corporate strategies

Surveys

REF-E SERVICES

REF-E operates in energy markets and provides

research and customised consulting services

independent market observatories

training

It supports companies, institutions, government bodies in theirdecision making processes

REF-E Products to solve operational and strategic problemsare customised to meet client requirements.

REF-E Publications to provide full and constantly up-to-date technical knowledge, available to everybody

REF-E Modeling Tools, the result of our advancedmodeling skills acquired and employed over the years byREF-E professionals, are released on a standard or tailor-made basis.

REF-E Databases allow advanced access to many complexdata gathered in the years and constantly updated.

PUBLICATIONS

1. OVERVIEW SUL MERCATO ELETTRICO ITALIANO

7

Le giustificazioni della liberalizzazione Levoluzione tecnologica (in particolare la diffusione della tecnologia CCGT) ha

diminuito i costi fissi della generazione, riducendo la scala efficiente minima delleimprese produttrici

Linformation technology ha ridotto sia la necessit di concentrazione delle decisioni didispacciamento sia i costi di transazione e quindi le economie di scopo chegiustificavano lintegrazione verticale

Tendenza mondiale verso luscita dello Stato dai settori energetici (privatizzazione)

Il processo di liberalizzazione

Nella UE la liberalizzazione della generazione e della vendita stata imposta perlegge:

3 cicli (1996, 2003, 2009)

2 macrofasi: apertura dei mercati a livello nazionale; integrazione dei mercati nazionali

8

Dlgs 79/99(Decreto Bersani)

9

Directive 96/92/EC

Directive 2003/54/EC

DG competitionENERGY SECTOR

INQUIRY10 January 2007

Directive 2009/72/EC

Regulation (EC) No 714/2009

2015

Network code

Law 290/03

Law 239/04

Law 125/07

Law 99/2009

Dlgs 93/11

DL 1/2012

Directive 2001/77/CE(renewables)

Directive 2003/87/CE(ETS)

Directive 2009/28/CE e 2009/29/CE(20-20-20)

Directive 2012/27/EU (efficiency)

15/12/2011 Energy Roadmap 2050 (comunication)

Dlgs 387/2003

Dlgs 216/06

Law 129/10 (salvaAlcoa)

Dlgs 28/11

DM 5 and 6 july 2012

March 2013: SEN

EU Electricity market

IT Electricity market EU environment IT environment

Phase 1

Phase 2

Phase 3Destinazione IT

March 2013: National Energy

Strategy

Principali riferimenti normativi

Il disegno del mercato libero in Italia

Distribuzione

Produzione e import

Trasmissione e dispacciamento

Dismissioni ex monopolista in 3 GencoIncentivi nuovi impiantiIncentivi alle fonti rinnovabili

Unbundling proprietario: TERNA TSOunico (prima ISO)

Creazione di una borsa (IPEX) un gestoredel mercato (GME) e possibilit dicontrattare attraverso bilaterali (OTC)

Mercato libero introdotto gradualmente; dal 2004tutti i non domestici, da luglio 2007 tutti.Chi non vuole rimane nel tutelato

Vendita

Mercato

Unbundling legale e funzionale

Norme principaliDlgs. 79/99

(Decreto Bersani)L. 239/04

(Legge Marzano)L. 125/07

(conversione Dl 73/07)

10

La filiera elettrica: il percorso fisico

Distribuzione

Produzione e importazione

Dispacciamento e trasmissione

Trasformazione di fonti di energia primaria in elettricit

Trasporto e trasformazione di energia elettrica sullarete ad alta tensione

Trasporto e trasformazione di energia elettrica su retidi distribuzione a media e bassa tensione, per laconsegna ai clienti finali

Installazione dei misuratori, lettura e aggregazione dei datiInstallazione e lettura spettano al distributore locale, laggregazione ditutte le misure utili ai fini commerciali e il calcolo del load profiling demandata al distributore maggiore (Enel Distribuzione)

Prelievo,misura, aggregazione

Business in concorrenza

Business REGOLATO

Monopolio locale DISTRIBUTORI

Monopolio naturaleTERNA

11

La filiera elettrica: il percorso commerciale

Distribuzione

Produzione e importazione

Trasmissione e dispacciamento

Misura, aggregazione

Vendita allingrosso

Percorso fisico Percorso commerciale

Vendita al dettaglio

12

La filiera commerciale

GENERATORI

MERCHANT

IMPORTATORICIP6, RINNOV NON

PROGRAMMABILI,

PICCOLA TAGLIA

MERCATO

INGROSSO

ASTE INTERCONNESSIONE

CLIENTI ENERGY INTENSIVE/CONSORZI

CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese

Distributore/societ separata

FORNITORI

RETAILERS

CLIENTI LIBERI

CLIENTI SALVAGUARDIA

Aste per accesso al mercato

13

14

The Italian regulatory authority Main Competences

Network tariffs criteriaFounded in 1995

Independent body: 5 commissioners nominated by the Parliament (proposed by

government) in charge for 7 years

Staff 160 pp, budget 58 M, financed by contributions from energy market participants

(1 of revenues)

Based in Milan

www. autorita.energia.it

Rules for TPA: includes Network code criteria and

dispatch rules

Reference Prices for safeguarded clients

Promotion of competition

Market monitoring and surveillance

Decisional path

Resolutions. Entrance in force upon publication on the web site

Usually after a consultation process

Possibility to appeal with a two stages jurisdictional process:

Tribunale amministrativoregionale della Lombardia (TAR) +

Consiglio di Stato

They can grant provisional suspension

15

The Italian Energy Market Operator

Gas Market

Environmental Market

Green Certificates

GO

TEE

ETS

IDEX

IPEX

GME is owned 100% by GSE

OIL LOGISTIC

16

The Single Buyer

Main Competences

The procurement electricity for the protected customers

To select the last resort suppliers for electricity and gas market

Protection of consumers

Manage the Integrated Information System

Manage the national Oil storage system

IPEX

The AU is owned 100% by GSE

In 2012 the AU buy 40TWh on the wholesale market, with around 22% market share, expected to increase in 2013

17

The Energy Service Supplier

Main Competences

Purchase of RES-E and small plants production

Resale on the market

Certification and grant of RES-E incentives

Miscellaneous

In 2012 the GSE sold 51TWh on the wholesale market, with around 17% market share

The GSE is owned 100% by the Italian Ministry of Economics and Finance

18

The Italian Transmission System Operator

(Gestore della rete)

Owns 95% of the national grid, operates as TSO and is responsible of the dispatch

From 2003 ownership unbundled from the industry

Manages the dispatch market and define balancing prices

Based in Rome

www. Terna.it

Terna is owned 29% by CCDP, 48% by institutional investors, 22% by retail

Important document: The Network Code (Codice di Rete) http://www.terna.it/default/home_en/electric_system/grid_code.aspx)

19

The Cashier

Final Customer

Supplier

Trader/Wholesaler

Distributor

GSETernaCCSE

Main money flows

RES-E producers

Producers

Raw Material

Raw Material

Others

RES-E incentives

Network TariffsOther costs

Despatch Fee

BalanceLa Cassa conguaglio per il settore elettrico (CCSE) un ente pubblico non economico che opera nei settori dellelettricit, del gas e dell'acqua. La sua missione principale la riscossione di alcune componenti tariffarie dagli operatori; tali componenti vengono raccolte nei conti di gestione dedicati e successivamente erogati a favore delle imprese secondo regole emanate dallAutorit per l'energia elettrica e il gas.

Cos un mercato regolamentato? E perch importante lesistenza di un mercato per lo scambio di energia?

Modelli di mercato dellenergia elettrica

20

Un mercato regolamentato per lo scambio di energia (o di qualsiasi altro prodotto) pu essere definito come:

un sistema multilaterale un sistema che consente o facilita lincontro, al suo interno di interessi multipli di

acquisto e di vendita in modo da dare luogo a contratti

un sistema a cui sono ammessi alla negoziazione soggetti conformi alle regole delmercato stesso

un sistema basato su regole non discrezionali un sistema gestito da una societ di gestione


21

Un mercato regolamentato:

facilita lingresso di nuovi operatori lato vendita ed acquisto mettendo a disposizioneun luogo dove avvengano le contrattazioni

Attraverso criteri oggettivi permette la definizione di un prezzo orario che riflettecondizioni di domanda e offerta

Fornisce segnali al mercato circa scarsit/sovra capacit produttiva Fornisce la garanzia del pagamento dellenergia prodotta e venduta


22

Le negoziazioni su mercati regolamentati possono essere:

Negoziazione ad asta: la modalit di contrattazione che prevedelinserimento, la modifica e la cancellazione di proposte di negoziazione in undeterminato intervallo temporale, al fine della conclusione di contratti in ununico momento futuro e a un unico prezzo

Negoziazione continua: si intende la modalit di contrattazione basatasullabbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con lapossibilit di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante lesessioni di contrattazione.


23

Borse Organizzate: Molti paesi hanno borse organizzate/mercati collegate alle unit di produzione

- Generalmente sono mercati obbligatori o pseudo obbligatori- Sui mercati organizzati partecipano: generatori, clienti, TSO e clienti idonei- Generalmente le offerte contengono una componente che riflette la struttura dei costi delle

unit di produzione (costi di avviamento, costi di rampa, ecc.)

Borse organizzate dellenergia sono strutture analoghe alle borse finanziarie e delle commodity- Day ahead market (DAM) dove sono scambiati prodotti orari o multi orari- Operatori industriali e trader

Mercati OTC: Mercati analoghi ad altri prodotti finanziari e commodity Presenza di brokers, piattaforme di trading e clearing per contratti OTC


24

Modelli di organizzazione del mercato allingrosso dellenergia elettrica sono: Contratti bilaterali

- Le condizioni economiche sono liberamente stabilite dalle parti

Piattaforme per la negoziazione bilaterale- Consentono la negoziazione bilaterale con livelli pi o meno elevati di

standardizzazione; non offrono il servizio di controparte

- Principali piattaforme in Europa: TFS, ICE, RWE Essent, ICAP

Borsa centralizzata (power exchange)- Meccanismo centralizzato di aste per la gestione di offerte di vendita e acquisto di

energia elettrica; di solito la partecipazione volontaria

- Caratteristiche: parit di trattamento, chiarezza delle regole, quotazione di un prezzo, riduzione del rischio di controparte

- Obiettivi: concorrenza, riduzione barriere allentrata, definizione di un ordine di dispacciamento efficiente

Modelli di mercato dellenergia elettricaStandardizzazione

Complessit e costi

Mercati del dispacciamento/bilanciamento

25

I mercati allingrosso in Europa

Mercati allingrosso per lo scambio di energia

Mercati Spot (fisici) Mercati a termine

Bilaterali Organizzati

Francia

Germania

UK

Italia

Scandinavia

Spagna

Fisici FinanziariFisici Finanziari

Bilaterali Organizzati

26

La filiera commerciale: il mercato allingrosso in Italia

GENERATORI

MERCHANT

IMPORTATORICIP6, RINNOV NON

PROGRAMMABILI, PICCOLA

TAGLIA

MERCATO

INGROSSO

ASTE INTERCONNESSIONE

CLIENTI ENERGY INTENSIVE/CONSORZI

CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese

Distributore/societ separataaq1FORNITORI

RETAILERS

CLIENTI LIBERI

CLIENTI SALVAGUARDIA

Aste per accesso al mercato

27

I mercati gestiti dal GME: il mercato allingrosso dellenergia elettrica

Mercato del giorno prima Mercato infragiornaliero

Mercato dei servizi di dispacciamento

Mercato a termine

Piattaforma per la consegna dei derivati

Piattaforma conti energiaPiattaforma conti energia

Transazioni commerciali del

mercato allingrosso

mercato per lapprovvigionamento di

risorse per la sicurezza del sistema elettrico

Registrazione delle posizioni OTC/bilaterali necessaria al

fine della determinazione del prezzo sul mercato MGP

28

I mercati gestiti dal GME: il mercato allingrosso dellenergia elettrica

t-365 t-60 t-2 t-1 t

Contratti bilaterali (OTC), Contratti futures

Registrazione bilaterali su PCE

MGP MI MSD ex-ante MSD ex-post

il Mercato del Giorno Prima (MGP) dellenergia

ha per oggetto la contrattazione di energia tramite offerta di vendita e di acquisto formulate

dagli operatori remunerati ad un prezzo di equilibrio

in esito allasta

Il Mercato Infragiornaliero (MI) ha

per oggetto tramite offerte di vendita e di

acquisto - la contrattazione delle

variazioni di quantit di energia rispetto a quelle negoziate sul MGP e si articola in due aste che

determinano un prezzo di equilibrio

il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD),

articolato in MSD ex ante e Mercato di Bilanciamento (MB),

ha per oggetto lapprovvigionamento da parte di

Terna delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento,

ossia per la gestione ed il controllo del sistema, ed il

bilanciamento in tempo reale. Mercato obbligatorio in cui il

meccanismo dasta remunera il prezzo offerto

29

In ogni ora:

Ogni impianto presenta unofferta (p, q)- p: prezzo minimo a qui disposto a vendere- q: quantit massima che disposto a vendere

Ogni acquirente presenta una offerta (p, q)- p: prezzo massimo a cui disposto ad acquistare- q: quantit massima che disposto ad acquistare

Il gestore ordina le offerte rispetto al prezzo Il punto di equilibrio del sistema definisce i vincitori e il prezzo che devono pagare o

hanno diritto a ricevere

Mercato elettrico: svolgimento dellasta a system marginal price

30

SMP Come funziona il SMP

Tech 3 MWh

euro/MWh

mark up

Oneri ambientali

fissi

variabili

Richiesta di energia in Italia

P*System Marginal Price SMP:

il prezzo di sistema dato dal prezzo dellofferta pi

costosa

Tech 1 Tech 2 Tech 4 Tech 5

31

SMP Come funziona il SMP

Tech 3 MWh

euro/MWh

mark up

Oneri ambientali

fissi

variabili


P*

Nel mercato italiano, hanno priorit di dispacciamento in borsa (cosiddetta produzione passante):

Contratti bilaterali (se a prezzo nullo)Energia rinnovabileEnergia CIP6Energia prodotta da impianti di cogenerazione


32

Ordine di merito e dispacciamento

Tech 3 MWh

euro/MWh

mark up

Oneri ambientali

fissi

variabili


P*


33

minmax

Produzioni passanti Impianti baseload Impianti midmerit Impianti peakload

Impianto

marginaleImpianto

inframarginale

PABCome potrebbe funzionare il PAB

MWh

euro/MWh

mark up

CV + ETS

fissi

variabili

domanda

P* Pay as Bid PAB: a ogni impianto pagato un prezzo pari alla sua offerta, il prezzo pagato dai consumatori poi

dato dalla media di questi prezzi

Tech 5Tech 4Tech 3Tech 2Tech 1

34

Vantaggi: consente una rendita positiva a tutti i vincitori

escluso il marginale (rendita inframarginale)

incentiva la rivelazione dei veri costi rendendo scomoda la posizione di marginale

incentiva lefficienza

fornisce una rendita a copertura dei costi fissi segnala situazioni di scarsit

Il System Marginal Price

Svantaggi: la rivelazione del vero costo non una

strategia dominante

esiste la possibilit di comportamento strategico da parte degli operatori, in particolare:- per il marginale: bid-up fino al costo del

concorrente superiore

- per gli inframarginali: riduzione della disponibilit di capacit

35

Come si forma il prezzo sulla borsaesempio di curva di domanda e offerta

36

Prezzo nodale (es. PJM): Valorizzazione dellenergia in ogni nodo di immissione eprelievo dalla rete. Il costo include il costo di congestione. Sono algoritmi moltocomplessi, il prezzo non risulta trasparente, la gestione del sistema divienecomplessa, ma il meccanismo perfettamente efficiente.

Prezzo zonale (Nordpool): Il territorio suddiviso in zone. Se i flussi superano il limitemassimo di transito consentito dalla rete il prezzo viene ricalcolato in ogni zona comese ciascuna fosse un mercato separato rispetto alle altre.

Counter trading: Il gestore di rete acquista su un apposito mercato le risorsenecessarie a risolvere le congestioni

Redispatching: nessuna remunerazione per le unit escluse per vincoli di congestione

La soluzione delle congestioni di rete

Una congestione si verifica quando i vincoli afferenti alla massima corrente ammissibile su una linea elettrica della rete sono violati, e conseguentemente le negoziazioni concluse sul mercato

elettrico sulla base dellincontro tra domanda e offerta non sono pienamente eseguibili dal punto di vista fisico

37

Il MGP funziona come unasta non discriminatoria, in cui a tutti gli operatori dimercato cedenti viene riconosciuto il system marginal price: Il GME ordina le offerte di acquisto e vendita secondo un ordine di merito economico;

i contratti conclusi al di fuori del mercato di borsa sono assimilati a offerte di venditasulla borsa a prezzo nullo, per quanto riguarda le quantit vendute, e a offerte diacquisto sulla borsa senza indicazione di prezzo, per quanto riguarda le quantitacquistate.

Lalgoritmo per la risoluzione del mercato tiene conto dei limiti massimi di transito trale zone, individuati dal gestore della rete, ossia Terna:- Se i limiti non sono superati, si determina un prezzo unico per tutto il mercato- Se i limiti sono superati, si determina la separazione del mercato in zone, per ciascuna delle

quali vengono costruite curve di domanda e offerta aggregate, e si determinano prezzidifferenti, che riflettono differenze nei costi di generazione. Questi si applicano solo aglioperatori che vendono energia

Gli operatori che acquistano pagano, in ogni caso, il prezzo unico nazionale (PUN),calcolato come media ponderata (bilaterali inclusi) dei prezzi zonali

La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)

I vincoli fisici impediscono il verificarsi della soluzione pi

efficiente

38

Le zone (e i nodi) definite da Terna

Esistono attualmente 6 zone di mercato, le zone

sono riviste da Terna quando cambiano le

congestioni sistematiche

Criteri per la definizione delle zone:

Capacit di trasporto interzonale limitata

Assenza di congestioni intrazonali

Dislocazione di immissioni e prelievi allinterno di una zone

ininfluente sulla capacit di trasporto tra zone

Esistono anche poli di produzione limitata

39

Internal network constraints: 2013-2015

40 Source: REV19 Valori dei limiti di transito fra le zone di mercato, Terna

WINTER SUMMER

Hv limits at night; Hp - daily limitsMarch 2014

I risultati del mercato: prezzi MGP (aprile 2014)

41

I risultati del mercato: quantit su MGP (aprile 2014)

42

2. LE DINAMICHE IN CORSO

43

44

Industrial Customers

Residential Customers

Agricolture

Tertiary Sector Customers

NATIONAL NATIONAL TRANSMISSION GRIDTRANSMISSION GRID

380380--220220--150150--132 kV132 kV

More than 44.000 kmMore than 44.000 km

Total Electricity Demand: 328 TWh

40%40%

22%%22%%

21%21%21%21%

31%31%31%31%

Source: Terna 2012 data

Grid Losses7%7%7%7%

Electricity Balance for Italy - 2012

Geothermal fluids

Import

Wind, solar

Hydro

Biomass

Coal, gas, fuel oil

Il bilancio attuale e le sue voci

45

I driver del prezzo

46

Fattori driver

Domanda

Offerta

Rete

Prezzi fuel

Oneri ambientali (ETS)

Struttura del mercato

Copertura costo variabile impianto marginale

Oneri ambientali

Clean SparkSpread

Componenti del prezzo

Contesto macroeconomico

Variazione del PIL e della domanda elettrica.

Elaborazioni REF-E.

Domanda guidata dalleconomia nazionale Tassi di variazione

simili tra il PIL e la richiesta di energia elettrica

Distacco nel 2013: molto pi netta la contrazione della domanda rispetto a quella del PIL

Ripresa dal 2014?

La domanda elettrica

Richiesta di energia elettrica.

Elaborazioni REF-E su dati Terna.

Forte crollo della richiesta elettrica in seguito alla crisi (oltre -5% nel 2009)

Tentativo di ripresa nel biennio successivo

Nuova contrazione nel 2012-2013 Richiesta elettrica al

minimo storico da quando esiste il mercato

Ripresa nel futuro?

La riduzione dei consumi di energiaelettrica si riflettuta in una profondamodifica della loro struttura settoriale.

Sebbene nel quinquennio 2008-2013 iconsumi del terziario abbiano registratouna crescita del 10%, i circa 9 TWh dimaggiori consumi accumulati non hannocontrobilanciato i circa 32 TWh di minoriconsumi industriali (-21% nel periodo2008-2013).

Sempre nel quinquennio 2008-2013 nonhanno invece registrato variazioni rilevantin i consumi dellagricoltura, n quellidomestici.

I consumi settoriali di energia elettrica

Consumi settoriali di energia elettrica 2008-2013(TWh)

*Stima REF-EFonte: elaborazioni REF-E su dati Terna

0326496

128160192224256288320

2008 2009 2010 2011 2012 2013*

Agricoltura Industria Terziario Domestico

Variazione consumi settoriali di energia elettrica 2008-2013(GWh)

*Stima REF-EFonte: elaborazioni REF-E su dati Terna

164

-32042

9328

365

-22185

-42000-35000-28000-21000-14000-7000

07000

14000210002800035000

Agricoltura* Industria* Terziario* Domestico* Totale*

La penetrazione rinnovabile - 1

Capacit di generazione da idroelettrico pressoch invariata negli ultimi 5 anni

(+4%) sostanzialmente stabile al 2020 (+3%

rispetto al 2013)

Capacit di generazione da geotermico debole crescita negli ultimi 5 anni

(+9%) lenta crescita al 2020 (+22% rispetto

al 2013)

Dati TERNA e previsioni REF-E.



Capacit di generazione da eolico pi che raddoppiata negli ultimi 5

anni (+140%) continuer il trend di crescita (seppur

rallentata) al 2020 (+40% rispetto al 2013)

Capacit di generazione da biomassa pi che raddoppiata negli ultimi 5

anni (+155%), in particolare tra il 2011 e il 2012

continua crescita fino al 2020 (+35% rispetto al 2013)

Dati TERNA e previsioni REF-E

Dati TERNA e previsioni REF-E


2011 1 semestre:Boom della capacit FV installata per effetto delle generose tariffe del II Conto Energia e della legge Salva-Alcoa

2011 2 semestre:Forte crescita di impianti di grande taglia sotto il IV Conto Energia, nonostante lintroduzione del Registro Grandi Impianti

2012:Rallentamento legato alla crisi economica

2013:Lavvio del V Conto Energia e lesclusione dagli incentivi degli impianti a terra in aree agricole frena parzialmente lo sviluppo del parco FV

Continua la crescita del parco installato al 2020 (+50%)


La produzione RES-E per fonte

2012: accelerazione degli investimenti per accedere ai meccanismi di incentivazione attuali (CV, tariffe onnicomprensive, Quarto Conto Energia), anche se limitata dalla crisi economica

2013: lavvio di nuovi meccanismi di incentivazione caratterizzati da un pi elevato grado di incertezza (registri obbligatori e aste) frena lo sviluppo di nuova capacit

La dinamica della produzione da fonti rinnovabili fortemente condizionata dalla variabilit dellidroelettrico, dettata dal grado di piovosit

Rilevante impatto della generazione fotovoltaica


La produzione RES-E per zona

Forte concentrazione di generazione rinnovabile: al Nord (principalmente programmabile: idroelettrico) al Sud (principalmente intermittente: solare ed eolico)

Il Sud risulta essere una zona di bassa domanda e alta produzione rinnovabile in export verso le altre zone


Il load factor dei CCGT

Secondo i dati pubblicamente disponibili, nel 2012 e 2013 i CCGT italiani sono stati dispacciati sul mercato del giorno prima per meno di 2500 ore equivalenti a PMAX

Anche nel breve-medio termine (prossimo biennio) si prevede un peggioramento del load factor dei CCGT (tra 2100 e 2300 ore a PMAX in media)

Stime e previsioni REF-E.

Diminuisce il dispacciamento della tecnologia marginale

*Final data;**Provisional dataSource: TERNA, REF-E forecast, National Energy Strategy

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2010* 2011* 2012** 2013 2020 2020 SEN

Thermal

Large hydro

Small hydro

Self-generation

Net import

Solar

Wind

Geothermal

Biomass

Demand+Pumping cons.

Mix produttivo: la produzione termoelettrica si riduce

56

La richiesta si riduce di 1.57% dal 2010 al 2012, mentre nel 2013 rimane inferiore ai livelli 2010 La quota delle rinnovabili nel bilancio sale dal 24% nel 2010 al 29% nel 2013 La quota del termoelettrico (inclusi CIP6, ex-CIP6 e RSU CIP6) si riduce dal 57% nel 2010 al 52%

nel 2013

Il FV influisce sui flussi sulla rete (TWh): le congestioni interzonali si riducono su MGP

57Fonte : elaborazioni REF-E su dati Terna

Sud:

Zona esportatrice Alta concentrazione di RES-E

NORD:

Zona di transito Si riduce la domanda

dellindustria

Centro:

Zonaimportatrice

Isole:

Alte res-e In export per vincoli

di sicurezza

Margine di riserva al picco come indicatore di adeguatezza:la forte overcapacity nel breve-medio periodo

58

L alta overcapacity in condizioni di debole domanda, con alta penetrazione delle fonti rinnovabili con priorit di dispacciamento produce una marcata riduzione della domanda contendibile dalla produzione a mercato

La capacit rinnovabile contribuisce in misura ridotta alladeguatezza del sistema

Riduzione della domanda contendibile

La domanda contendibile dalle produzioni idro-termiche a mercato si riduce lentamente, nonostante la ripresa della domanda: 63% nel 2011 59% nel 2013 57% nel 2020

Nel 2013 il prezzo zonale stato pari a 0 /MWh: 89 ore al Sud 81 ore in Sicilia 48 ore in Sardegna e Centro Sud

Anche nelle ore di domanda media si intensificano i rischi di overgeneration


Il prezzo del gas

Mercati pi liquidi: in Italia laumento della liquidit al PSV e il nuovo mercato del bilanciamento GME hanno intensificato il segnale di prezzo spot

Nella rinegoziazione dei contratti gas di lungo termine, molti operatori hanno incluso una componente spot oltre alla componente indicizzata

I prezzi riportati rappresentano le proiezioni del trend del prezzo gas medio mensile, inclusivo dei costi di logistica e trasporto

I prezzi si riferiscono al potere calorifico inferiore netto del gas

Nella grande maggioranza delle ore, il prezzo elettrico marginale viene fissato sullMGP da impianti a gas:


Lonere ETS

A partire dal 2013 i permessi di emissione CO2sono allocati tramite aste al settore termoelettrico e il costo della CO2 internalizzato come costo variabile degli impianti termoelettrici

Limpatto sul prezzo elettrico destinato a crescere negli anni (da 2 /MWh circa per gli impianti marginali nel 2013 ad oltre 8 /MWh nel 2020)


I certificati verdi

La percentuale dobbligo in capo a ciascun produttore e importatore di energia elettrica non rinnovabile inizia a ridursi nel 2013, per poi annullarsi nel 2015:

7.55% nel 2012 5% nel 2013 2.5% nel 2014

Per questo, nonostante laumento dei prezzi CV, lonere sul prezzo elettrico si riduce progressivamente


Il clean spark spread: la marginalit che esprime il mercato in relazione al suo grado di concorrenzialit


Relazione decrescente tra: Margine di riserva: rapporto

tra la capacit di generazione disponibile al picco e la domanda di picco (indica lovercapacity del sistema)

Clean spark spread: differenza tra il PUN medio baseload e i costi variabili totali della tecnologia marginali (marginalit ottenibile dai CCGT)

La struttura di mercato

La concentrazione di MGP si molto ridotta dal 2008 ad oggi

Le zone pi concorrenziali sono il Nord ed il Sud

Le altre zone mostrano un progressivo incremento di concorrenzialit (eccetto CentroSud)

Le quote di mercato 2012-2013 rimangono sostanzialmente stabili

Source: REF-E elaboration on GME data

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

ENEL

EDISON

ENI

E.ON

A2A

EGL

TIRRENO POWER

IREN

SORGENIA

SARLUX

ISAB

ALPIQ

ACEAELECTRABEL

C.V.A.

BG

Altri

2012 2011 2010 2009 2008

Le componenti del prezzo

66

* Based on LTMC calculation of a new entrant CCGT

April 2013 Source: REF-E estimate

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1000 hours of operation 2000 hours of operation 3500 hours of operation 5500 hours of operation

Fixed costs Debt Variable O&M Equity

Inclusivi di costo di

trasporto

CCGT unit fixed costs structure*

Anche con load factor pi alti della media del parco CCGT i costi fissi e di capitale non sono

interamente coperti su MGP

Il recupero di redditivit su MSD limitato per i CCGT che forniscono il 60-80% dei volumi dei servizi ancillari: in media i ricavi su MSD sono circa il 10% dei ricavi complessivi sui mercati nel 2012

La marginalit nel 2013: i vantaggi/svantaggi della flessibilit

67

IL CCGT con efficienza 53%:

Ottiene CSS=0 con lf paria 2800 ore


ottiene CSS=5.7/MWh con lf pari a circa 1300 ore annue





ottiene CSS=8.3 /MWh con lf pari a circa 1300 ore annue


Upside: Funzionando a Pmax nelle ore con prezzi

superiori ai costi variabili, lefficienza superiore a quella media

Un funzionamento flessibile pu migliorare la marginalit unitaria su MGP per il CCGT:

67

Downside: Con ridotto lf aumentano i costi fissi unitari di trasporto

gas

Aumentano gli O&M variabili La flessibilit ha un costo (penalizzazione sbilanciamenti

e costi di start-up)

Dinamiche del prezzo elettrico livelli

Netto trend di decrescita a partire dal 2012

Possibile effetto di: domanda elettrica penetrazione rinnovabile prezzo gas Overcapacity e

concorrenzialit che incidono sulla marginalit

Forte componente stagionale fattori climatici

PUN medio mensile dellultimo triennio.

Dati GME.

Dinamiche del prezzo elettrico profilo orario

Abbassamento del prezzo nelle ore centrali della giornata

Accentuazione del picco serale (relativamente al prezzo delle altre ore)

Possibile effetto di: penetrazione

rinnovabile (in particolare fotovoltaica)

recupero di marginalit da parte di impianti pi flessibili

PUN medio per ora nellultimo triennio.

Dati GME.

Idro ed eolico: forte variabilit della producibilit annua

70

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic

GWh

Variabilit storica della produzione idroelettrica (ultimi 10 anni)

min max

0

50

100

150

200

250

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic

h/mese

Variabilit storica della produzione eolica (ultimi 6 anni)

min max

Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna

La variabilitdellidroelettrico rilevante:

questa fonteattualmenterappresenta circa metdella produzionerinnovabile

la pi importante tra le fonti rinnovabiliprogrammabili

La maggior variabilit stata riscontrata per il

mese di agosto (+100% tramin e max)

30%su base mensile

Da 1200 a 2000ore annue

Fotovoltaico e eolico: forte variabilit stagionale e oraria

71

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW/MWp

Ora

Carico orario invernale di un impianto fotovoltaicoNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW/MWp

Ora

Carico orario estivo di un impianto fotovoltaicoNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Ora

Variabilit oraria della produzione fotovoltaicaNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC

-

100

200

300

400

500

600

700

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Ora

Variabilit oraria della produzione eolicaNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC

La variabilit stagionaledella produzione

fotovoltaica maggiorenelle aree settentrionali (la

producibilit raddoppianelle ore centrali della

giornata)

La variabilit stagionaledella produzione

fotovoltaica maggiorenelle aree settentrionali (la

producibilit raddoppianelle ore centrali della

giornata)

Le perturbazioni

possonomodificare il

profilo di produzione del

parcofotovoltaico a livello zonale

Le perturbazioni

possonomodificare il

profilo di produzione del

parcofotovoltaico a livello zonale

La producibilit

eolica molto variabile

anche a livelloaggregato

La producibilit

eolica molto variabile

anche a livelloaggregato

Fonte: Terna

Aumenta la volatilit dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabili intermittenti

72

Rischio di mercato

Volatilit sui mercati elettrici europei day-ahead Aumento volatilit

pressoch in tutti i paesi (tranne Francia dove si riduce e Olanda dove tende ad oscillare)

Livelli di volatilit: Alti (>50%) in

Germania, Austria, Spagna

Medi o alti (circa 50%) in Belgio e Francia

Medi (circa 20%) in Italia, Slovenia , Svizzera e Olanda

Bassi nel NordPool(circa 5%)

Lincremento di volatilit osservato si associa a un aumento del peso della generazione eolica sui consumi di energia europei in Belgio (3% in media sul periodo 2010-2013), Francia (3%), Spagna (1%), Germania (8%), Italia (4%)

3. PROSPETTIVE FUTURE

73

OPCOM

I mercati allingrosso in Europa - SPOT

74

Complete development of the market coupling:

The offers (bids and sell) compete at a European level

Development thruogh a unique centralizedmarket (mkt splitting) or many markets(mkt coupling)

Crucial elements:

Electricity markets need real time pricing Creation of a reliable price signal in the

DAM

A reliable price signal in the DAM isimportant also for the intraday and forward market

Target Model for day-ahead market: the market coupling

75

Elementi chiave della transizione del settore elettrico europeo verso gli obiettivi al 2020: quadro molto complesso

76

PRIMA DOPO

Mix produttivo Quota significativa del termoelettrico

Mix a basse emissioni: alta penetrazione delle rinnovabili (in prevalenza intermittenti)

Domanda Crescita stabile e sostenuta dei consumi e bassa flessibilit

Soluzioni smart, demand response e generazione distribuita generano nuove dinamiche nei sistemi elettrici

Politiche Definite a livello nazionale (per esempio per il supporto alle rinnovabili)

Politiche coordinate a livello europeo per armonizzare le incentivazioni e gli schemi di supporto

Mercati Differenti market design e gradi di maturit dei mercati nei vari paesi

Market design comune a livello europeo e mercati integrati per lottimizzazione delle risorse sullintero sistema europeo

Investimenti di rete

Reti nazionali e investimenti decisi a livello interno.Interconnessioni limitate fra paesi

Pianificazione europea e investimenti mirati apromuovere lottimizzazione delle risorse a livello europeo

Dispacciamento della rete

TSO nazionali con accordi bilateralicoi TSO adiacenti

I TSO nazionali collaborano strettamente come se fossero un unico TSO centrale

Lo stato di avanzamento e le modalit attuative del processo nel breve-medio periodo sono molto diversi nei differenti paesi

Le questioni emergenti

77

La necessit di flessibilit diversa a seconda del mix Nuove opportunit per le tecnologie flessibili Gli scambi dipendono dalla diversa evoluzione del mix nei paesi

Sicurezza

Diverso livello di deficit/overcapacity e diverso contributoalladeguatezza delle tecnologie nel mix

Meccanismi di remunerazione della capacit: necessari pergarantire ladeguatezza e laffidabilit ma leterogeneit puintrodurre barriere e distorsioni del mercato cross-border

Adeguatezza

Merit order eterogeneo Costi medi del mix evolvono in modo diversificato

Competitivit dei paesi

Aumenta la volatilit dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabiliintermittenti e linterdipendenza dinamica fra i prezzi elettrici dei paesiinterconnessi

Rimane elevata la competitivit dei mercati

Rischio di mercato

Necessit di infrastrutture

Il mercato segnala le necessit di nuove infrastrutture peraumentare lefficienza e la competitivit

APPENDICE

78

Fonte: elaborazioni REF-E

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 100 200 300 400 500 600

/MWh

convenzionale CCGT carbone carbone USC

lignite TE imposto Nucleare RES-EForte eterogeneit del mix dicapacit e dellecaratteristiche del parcoproduttivo (et, rendimentimedi delle tecnologie) comeesito di una storia di cicli diinvestimento molto diversenei paesi

IT: ha parco relativamentenuovo

BE, GE, FR hanno parco piobsoleto

Forte eterogeneit del Merit Order Europeo

79


Merit Order Unconstrained

MW

Lignite: SL - GECarbone USC: NL - IT

Carbone: NL -AT - IT - SL - DE - BE - FRCCGT: NL BE DE FR AT - IT

Il CCGT Italiano il pi nuovo ed

efficiente ma con costi gas pi

elevati Convenzionale/OCGT: BE NL SL IT DE FR - AT

Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016

In prospettiva i mix si divaricheranno

ulteriormente per effetto delle differenti politiche

energetiche nazionali

Il dispacciamento del sistema EU diviene piefficiente per migliore allocazione dellerisorse col market coupling e perch lerinnovabili nel mix si sostituiscono altermico pi caro

il costo variabile medio del mix europeo (sui paesimonitorati) rimane praticamente invariato (circa20/MWh) con prezzo gas che cresce in media del6% e prezzo carbone che cresce del 25%

Il costo variabile medio del mix produttivo siriduce notevolmente nei paesi doveaumenta fortemente il peso delle rinnovabili

In Germania il CM aumenta lievemente anche se lerinnovabili aumentano peso nel mix perch ilcarbone nel mix modula (con peso del CCGTcostante e nucleare in lieve riduzione)

Il costo medio del mix produttivo tende a ridursi

80


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

IT FR DE AT CH SL BE NL LU

Quota rinnovabile nel mix produttivo

2012 2016

Fonte: Elaborazioni REF-E

05

101520253035404550

IT FR DE AT SL BE NL

/MWh

Costo medio del mix produttivo

2012 2016

Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: scenario 2016 a confronto con 2012

Per il consumatore finale questo pu non tradursi in una riduzione di costi a causa degli oneri a supporto rinnovabili

Nel medio-lungo periodo il trend sar forse attenuato dellevoluzione del parco nucleare ed a carbone che potr essere sostituito oltre che dalle rinnovabili anche dal CCGT

RES-E

Necessit di sistemi flessibili per

compensare lalta variabilit e gli sbilanciamenti

Lesigenza di flessibilit dipende dallaquota di rinnovabili e di programmabilinel mix e dalla presenza di tecnologieflessibili

La necessit di flessibilit diversa a seconda del mix

81

Sicurezza

Bassa prevedibilit

Forte instabilit

Aumenta dove forte la penetrazione di

rinnovabili che va a scalzare il

termoelettrico (Italia)

Si incrementa nei paesi dove la quota baseload si

riduce e quella delle rinnovabili intermittenti

aumenta (es. Germania e Belgio)

inferiore nei paesi dove la quota baseload elevata (Francia) cosi come

dove il peso nel mix alto per lidroelettrico e basso per le rinnovabili

intermittenti (es. Austria, Svizzera)


Il market coupling del mercati day-ahead ed intra-day cosi come il coordinamento dei mercati di riserva e bilanciamento sono

fondamentali per rendere efficace ed efficiente lallocazione della flessibilit disponibile al

sistema

Emergono nuove opportunit per le tecnologie flessibili 1/2

82

Le nuove tecnologie avranno potenzialmente un impatto di rilievo nel medio-lungo periodo.

Importante il ruolo della domanda per aggiungere flessibilit cosi come lapartecipazione ai servizi ancillari delle rinnovabili e della generazione distribuita

Sicurezza

Fornire flessibilit al sistema nazionale, non solo con un funzionamento flessibile sui mercati dellenergia ma anche fornendo servizi di riserva sui mercati del dispacciamento

Esportare flessibilit verso i paesi interconnessi

Idroelettrico modulabile

PompaggioCCGT non cogenerativiAltri termoelettrici (carbone)

limitatamente

Emergono nuove opportunit per le tecnologie flessibili 2/2

83

Sicurezza

Fonte: Simulazione Elfo++ Europe

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0


TWh

2012 2016

I consumi per il pompaggio tendono ad aumentare per

fornire flessibilit sui mercati dellenergia

interconnessi

Il load factor dei CCGT si mantiene sui livelli attuali anche nel medio periodo,

sintomo di un funzionamento

estremamente flessibileFonte: Simulazione Elfo++ Europe

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

BE FR DE IT

TWh

Ore a potenza massima


La simulazione deterministica a minimi costi tende a sottovalutare tale effetto: leffetto delle strategie di prezzo e

della variabilit di breve termine dei profili delle rinnovabili intermittenti rivelerebbe pi intensamente questo trend

(soprattutto col market coupling )e le opportunit conseguenti per le tecnologie flessibili

Gli scambi netti alle frontiere nei vari paesi mutano in conseguenza dellevoluzione della struttura e del costo medio del mix produttivo

Levoluzione degli scambi determinata dalla diversa evoluzione del mix nei paesi

84

Sicurezza

Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

IT FR DE CH AT SL BE NL LU

TWh

Export 2012 Export 2016 Import 2012 Import 2016

Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe

-60

-40

-20

0

20

40

60

IT FR DE CH AT SL BE NL LU

TWh

Export netto 2012 Export netto 2016

Tuttavia gli scambi in import/export si

dovrebbero intensificare e mostrare alta variabilit

oraria per favorire gli scambi di flessibilit

Condizioni di deficit/overcapacity eterogenee e diverso contributo alladeguatezza delle tecnologie nel mix

85

Adeguatezza

Condizioni diverse di deficit o di overcapacity nei vari paesi:

esito di una storia di recenti cicli di investimento molto eterogenei

in prospettiva dipenderanno dalle politiche energetiche nazionali

Le rinnovabili contribuiscono poco alladeguatezza anche se ne aumenta il peso nel mix

Vengono progressivamente dismessi vecchi impianti nucleare-carbone che invece fornivano contributo maggiore a pari capacit

Disponibilit della capacit non garantita in qualsiasi istante

Limitato contributo alladeguatezzaAffidabilitRES-E

Fonte: Elaborazioni REF-E su dati ENTSO-E

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%


Il margine di capacita disponibile al picco di domanda

2013 2016 2020

Complessivamente non facile capire se il sistema sia equilibrato perch ci sono condizioni di adeguatezza differenti e bisognerebbe tener conto del contributo delle interconnessioni

LItalia appare come il sistema che pi ha sovrainvestito in tecnologie non utili alla copertura della domanda mentre Francia, Germania e Belgio sono i pi deficitari nel breve-medio periodo

Barriere allimplementazione del mercato unico europeo a causa di possibili effetti distorsivi dei mercati:

Diversa definizione della domanda di adeguatezza

Diversi tipi di obblighi (disponibilit per il presente/futuro)

Diversa allocazione dei costi

Diversa selezione delle risorse ammesse

I meccanismi di remunerazione della capacit necessari per garantire ladeguatezza e laffidabilit ma molto eterogenei

86

Adeguatezza

Fonte: National Regulatory Authorities and ACER (2013)

I meccanismi di remunerazione della capacit diventano necessari per garantire ladeguatezza e laffidabilit nel lungo periodo

la penetrazione delle rinnovabili come esito delle politiche di decarbonizzazioneallontana i prossimi cicli di scarsit sui mercati che possano favorire nuovi cicli di investimento

CM:

Eterogenei e nazionali

In genere non aperti alla partecipazione cross-border

Possono ridurre la competitivit e

lefficienza dei mercati cross-

borderRecenti segnalazioni

ACER e CE su necessit di armonizzazione

87

Rimane elevata la competitivit dei mercatiRischio di mercato

La domanda di mercato contendibiledal termoelettrico si riduce

ulteriormente quasi ovunque nel medio periodo

La marginalit sul mercato si ridotta fortemente negli ultimi anni

Date le condizioni attese di elevata competitivit dei mercati, potr recuperare lentamente solo se riprender la domanda contendibile nel pi lungo periodo (con recupero domanda , phaseout nucleare e riduzione quota carbone)

Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016 domanda idrotermica a mercato in TWh

Spark spread*

* calcolato assumendo un rendimento medio del 53%, al lordo di costi di logistica e oneri ambientali

Fonte: elaborazioni su dati Reuters e Platt's

-30-20-10

0102030405060 gen-08

apr-08

lug-08

ott-08

gen-09

apr-09

lug-09

ott-09

gen-10

apr-10

lug-10

ott-10

gen-11

apr-11

lug-11

ott-11

gen-12

apr-12

lug-12

ott-12

/MWh

francia olanda germania

belgio italia svizzera

I PCI (recentemente approvata la lista dalla CE) sono progettidi interesse comune per lo sviluppo delle infrastruttureenergetiche ritenute di importanza strategica per realizzare linterconnessionetransfrontaliera delle reti

Obiettivi: competitivit, sostenibilit e sicurezzadellapprovvigionamento

Il mercato segnala le necessit di nuove infrastrutture per aumentare lefficienza e la competitivit

88

Necessit infrastrutture

Fondamentale la definizione delle bidding zones e lallocazione della capacit di scambio col metodo flow-based al fine di evidenziare le nuove congestioni sulla rete a seguito dellevoluzione dei mix produttivi e degli scambi sia sulle reti nazionali che cross-border

I segnali di mercato anticipano la necessit di rinforzi delle infrastrutture e ne determinano una valorizzazione su cui basare la relativa analisi costi-benefici

Poich lenergia elettrica non pu essere facilmente immagazzinata in grandiquantit e a costi ragionevoli, la sua produzione e il suo consumo devonorisultare continuamente bilanciati per evitare deviazioni troppo ampie dellafrequenza dal livello nominale (50 Hz).

Per garantire unadeguata qualit del servizio, anche per i livelli di tensione sullarete di trasmissione devono essere evitate oscillazioni troppo ampie dal livellonominale (220 V).

Lattivit di dispacciamento (1)

Lobiettivo dellattivit di dispacciamento svolta da Terna quello digestire in sicurezza il sistema elettrico: mantenere il bilanciamentofra generazione e carico e mantenere i livelli di tensione sulla rete edi flussi di potenza sulle linee entro determinati range di sicurezza

Lattivit di dispacciamento svolta da Terna approvvigionando: dai generatori diverse tipologie di servizi cosiddetti ancillari, che possono essere sia

obbligatori e non-remunerati, che facoltativi e remunerati

dai consumatori il servizio di interrompibilit del carico, che pu essere sia conpreavviso, che automatico o senza preavviso

I costi che Terna sostiene per lo svolgimento dellattivit didispacciamento (assieme ad altre componenti di costo per Terna)vengono ribaltati sui consumatori finali attraverso una specificacomponente a pi di lista (uplift) della bolletta elettrica. disciplina del dispacciamento

Lattivit di dispacciamento (2)

I servizi di dispacciamento (1)

SERVIZIO PARTECIPAZIONE REMUNERAZIONE

Regolazione primariaObbligatoria per generatori

idonei > 10 MVANessuna remunerazione,

eccetto per le isole

Regolazione secondariaVolontaria, ma obbligo di

offerta per i generatori qualificati

A mercato

Regolazione terziariaVolontaria, ma obbligo di


A mercato

Risoluzione congestioni intra-zonali

Volontaria, ma obbligo di offerta per i generatori

qualificatiA mercato

BilanciamentoVolontaria, ma obbligo di


A mercato

I servizi di dispacciamento (2)

SERVIZIO PARTECIPAZIONE REMUNERAZIONE

Regolazione primaria di tensione

Obbligatoria per generatori idonei > 10 MVA

Nessuna remunerazione

Regolazione secondaria di tensione

Obbligatoria per generatori idonei > 10 MVA

Regolata, ma mai definita

Rifiuto del carico(impianto acceso che alimenta solo i

servizi ausiliari)

Obbligatoria per generatori termoelettrici > 100 MVA


Black startObbligatoria per generatori inclusi nel Piano di Riavvio

del SistemaNessuna remunerazione

Telescatto(disconnessione automatica

dellimpianto dalla rete)

Obbligatoria per generatori autorizzati su MSD


Interrompibilit del carico Volontaria per consumatori

Premio annuo + remunerazione

positiva/negativa per interruzioni effettive

Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (1)

Regolazione secondaria

Regolazione terziaria

Risoluzione congestioni intra-zonali

Bilanciamento

MSD: Fase di programmazione (MSD ex-ante), suddivisa in 3 sotto-fasi

funzionalmente integrate con MI, di cui 2 si svolgono nel giorno di consegna

Fase di gestione in tempo reale (MB), suddivisa in 5 sessioni per intervalli omogenei di ore che si svolgono nel giorno di consegna

Solo gli impianti programmabili rilevanti (> 10 MVA) possonovolontariamente partecipare a MSD richiedendo una specifica qualifica aTerna, ma una volta qualificati a partecipare sono tenuti ad offrire tuttilintero margine di regolazione a salire e a scendere di risultante daiprogrammi di MGP e MI

Nel corso della fase di programmazione (MSD ex-ante) Terna accetta le offerte inacquisto e in vendita per: lapprovvigionamento delle riserve di regolazione secondaria e terziaria, sia a salire che a

scendere

la risoluzione delle congestioni intra-zonali (la risoluzione delle congestioni strutturali tra zoneavviene invece su MGP attraverso il meccanismo del market splitting)

Nel corso della fase di gestione in tempo reale, ovvero sul Mercato diBilanciamento (MB) Terna accetta le offerte in acquisto e in vendita per: lutilizzo e la ricostituzione delle riserve di regolazione approvvigionate nel corso della fase di

programmazione;

il bilanciamento in tempo reale fra immissioni e prelievi sulla rete:

Tutte le sessioni di MB chiudono 1 ora e mezza prima dellora di consegna


Invio delle offerte: tutti gli impianti devono comunicare il prezzo a cui sono disposti a variare il loro

programma di dispacciamento risultante da MGP + MI

le offerte sono riferite (a partire dal 2010) a prodotti diversi: Accensione/Spegnimento Regolazione secondaria (regolazione a salire/scendere veloce: ordine di qualche minuto) Altri Servizi (regolazione a salire/scendere con tempi pi lenti: 5,15,60)

Fase di programmazione: Terna modifica il programma di dispacciamento degli impianti in modo da

risolvere le congestioni intra-zonali previste avere a disposizione riserva secondaria e terziaria sufficiente

le offerte accettate sono remunerate con il sistema del pay-as-bid

Fase di gestione in tempo reale: Terna utilizza le offerte del MSD per il bilanciamento in tempo reale le offerte accettate sono remunerate con il sistema del pay-as-bid i prezzi accettati su MB servono per la definizione dei prezzi per gli sbilanciamenti


La fase di programmazione del Mercato dei Servizi di Dispacciamento

Le tempistiche del Mercato dei Servizi di Dispacciamento

Nonostante le ultime riforme inerenti il dispacciamento, il MSDrimane uno dei mercati pi lenti in Europa.

Tempi di gate closure dei mercati dell'energia in alcuni paesi europei(h. e min.)

ItaliaFrancia

Germania/AustriaRegno Unito

Spagna/PortogalloNordpool

Fonte: REF-E

Gate closure5 h. 30 min - 9 h. 30 min

45 min.45 min.15 min.

3 h. 15 min.1 h.

I motivi alla base dellintroduzione del capacity market

MGP MSD

RES non programmabili riducono la domanda

contendibile per gli impianti idro-termoelettrici

Riduzione margini per gli impianti idro-termoelettrici

Segnale negativo per i nuovi investimenti

RES non programmabili incrementano il fabbisogno

di servizi di bilanciamento in tempo reale

Potenziale recupero di marginalit per gli impianti

idro-termoelettrici

Segnale positivo per i nuovi investimenti, ma alta incertezza legata alla

probabilit di accettazione su MSD

Capacity

Market

Mercato forward per i

servizi ancillari

Coordinamento

Obiettivo ladeguatezza:

rende stabili i segnali positivi

per i nuovi investimenti nel lungo periodo

Obiettivo la sicurezza:

assicura sufficienti

risorve per il bilanciamento in tempo reale

nel breve periodo

Il capacity market a regime basato sullo strumento delle reliability options: Terna ha il diritto ma non lobbligo di ricevere dai generatori per ogni MW di capacit

contrattualizzata leventuale differenza positiva tra i prezzi su MGP/MSD e uno strikeprice

lo strike price dato dal costo variabile dellimpianto di punta i generatori ottengono il pagamento di un premio annuo da Terna

Il capacity market a regime

Possono partecipare solo gli impianti programmabili (nuovi oesistenti) non incentivati e con capacit > 10 MW.

Terna ha gi pubblicato lo schema di disciplina del nuovomercato, le cui prime aste si svolgeranno entro fine anno.

In equilibrio, con un mercato perfetto in cui non vi sono asimmetrie informative e poteredi mercato ed in presenza di un mercato della capacit in cui sia ammessa tutta la capacitdi generazione:

nelle ore critiche, che rappresentano i momenti di scarsit in cui il prezzo evolve verso un livello superiore alcosto variabile dellimpianto di punta, il prezzo dellenergia elettrica sottostante converge verso lo strike price

il premio annuo converge alla somma annua delle differenze tra il vecchio prezzo dellenergia e lo strike pricedelle ore critiche ed ammonta al costo standard fisso annuo dellimpianto teorico di punta

a parit di profilo di carico il costo per i consumatori finali resta invariato in quanto a fronte di un prezzo spotdellenergia pi basso nelle ore critiche su di essi viene scaricato lonere del premio annuo incassato daigeneratori

Gli impatti del capacity market a regime sul mercato dellenergia

Larea verde equivale al

premio annuo versato ai

generatori e scaricato sui consumatori


Zona SudParco impianti efficiente:

offerte di vendita a prezzi pibassi

Zona SiciliaParco impianti meno efficiente: offerte di vendita a prezzi pi

alti

Esempio di divisione del mercato in zone

Domanda zona Sud: 40 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli

di trasporto: 60 MWEsportazioni verso Sicilia: 20 MW

Capacit di trasporto10 MW

Domanda zona Sicilia: 20 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli

di trasporto: 0 MWImportazioni da Sud: 20 MW

Flusso commerciale 20 MW

> Capacit di trasporto!!!

101


Zona SudParco impianti efficiente

offerte di vendita a prezzi pibassi

Zona SiciliaParco impianti meno

efficienteofferte di vendita a

prezzi pialti

Esempio di divisione del mercato in zone

Capacit di trasporto10 MW

/MWh

MW60

70

50

60

/MWh

MW

150

10

70*

Domanda zona Sud: 40 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli

di trasporto: 50 MWEsportazioni verso Sicilia: 10 MW

Domanda zona Sicilia: 20 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli

di trasporto: 10 MWImportazioni da Sud: 10 MW

0

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I differenziali di prezzo tra zone rappresentano una misura del beneficioconseguente allincremento della capacit di trasporto tra le zone; in altre parole,danno un valore alla capacit di trasporto

- I produttori delle zone che esportano energia elettrica, e che quindi contribuisconoad accrescere le congestioni interzonali, pagano implicitamente un corrispettivo per lacapacit di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo pi basso per lenergia venduta

- I produttori delle zone che importano energia elettrica, e che quindi contribuiscono aridurre le congestioni interzonali, incassano implicitamente un corrispettivo per lacapacit di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo pi alto per lenergia venduta

Un importante effetto del meccanismo zonale lincentivo alla localizzazionedella nuova capacit nelle zone che importano e in cui, in presenza dicongestioni, sono dispacciati impianti pi costosi rispetto alle altre zone (e sideterminano prezzi pi alti)


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Il mercato elettrico italiano: stato dell’arte e prospettive

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