127 Giugno 2002

Studi di scenario per l’avvioStudi di scenario per l’avvio

della Borsa Elettricadella Borsa Elettrica

Studi di scenario per l’avvioStudi di scenario per l’avvio

della Borsa Elettricadella Borsa Elettrica

227 Giugno 2002

SommarioSommario

La liberalizzazione del mercato elettrico in Italia

Bilancio fonti/impieghi del sistema elettrico italiano La domanda di energia

Il prezzo di vendita dell’energia

Il parco di generazione italiano a fine 2002

Scenari di simulazione e previsione dei prezzi Tutta l’energia scambiata in borsa

Parte dell’energia scambiata al di fuori della borsa

Contendibilità dell’operatore di riferimento

327 Giugno 2002

Suddivisione tra mercato libero e vincolatoSuddivisione tra mercato libero e vincolato

27%9%

64%

17%9%

74%

anno 2000 anno 2001

Mercato libero Mercato vincolato Autoconsumi

DOMANDA DI ENERGIA [TWh]Anno2000

Anno2001

Mercato vincolato 209,4 184,8

Mercato libero 46,1 76,0

Totale Autoconsumi 23,8 25,0

TOTALE 279,3 285,8

427 Giugno 2002

Copertura della domandaCopertura della domanda

(*) La ripartizioni percentuale tra le fonti a copertura della domanda del mercato è al netto degli autoconsumi

36%

45%

19%

mercato liberoTotale 76 TWh

11%11%

78% Importazione

CIP6

Altra ProduzioneNazionale

mercato vincolatoTotale 185 TWh

Fonti per il mercato - anno 2001

527 Giugno 2002

Aste CIP6 per il mercato liberoAste CIP6 per il mercato libero

67%

25%

8%Clienti interrompibiliin tempo reale

Clienti interrompibilicon preavviso

Clienti idonei nondisponibili adistacco di carico

500 MW

1.500 MW

4.070 MW

Assegnazioni da fonti CIP6 per l'anno 2002

627 Giugno 2002

NTC invernale dell'interconnessione anno 2002

operatori esteri22%

operatori nazionali

35%

contratti lungo temine

43%

Totale 6.000 MW

ImportazioniImportazioni

MercatoVincolato

MercatoLibero

727 Giugno 2002

Prezzo dell’energia all’ingrosso per il vincolatoPrezzo dell’energia all’ingrosso per il vincolato

PGN medio (valore pesato sulle fasce orarie)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

1° b

im 0

0

2° b

im 0

0

3° b

im 0

0

4° b

im 0

0

5° b

im 0

0

6° b

im 0

0

1° b

im 0

1

2° b

im 0

1

3° b

im 0

1

4° b

im 0

1

5° b

im 0

1

6° b

im 0

1

1° b

im 0

2

2° b

im 0

2

3° b

im 0

2

Cen

t/kW

h

827 Giugno 2002

Il prezzo dell’energia per il mercato libero Il prezzo dell’energia per il mercato libero

Transazioni da produzione nazionale a grossisti scambi tra le società produttrici e i grossisti appartenenti allo

stesso gruppo. Si può ipotizzare uno sconto rispetto al PGN.

Transazioni da aste CIP 6 a grossisti e a clienti interrompibili 5,1 cent.€/kWh al mercato libero

Transazioni da importazione con allocazione nazionale verso grossisti Per il 2001 ci sono indicazioni di contratti su tutta la frontiera a

circa 2,6÷3,6 cent.€/kWh.

Transazioni da importazione con allocazione estera verso grossisti l’energia viene venduta con uno sconto di circa 0,2÷0,4

cent.€/kWh rispetto al PG (o al PGN medio) di fine anno

927 Giugno 2002

Il parco di generazione a fine 2002Il parco di generazione a fine 2002

Ripartizione percentuale in potenza del parco di generazione italiano a fine

2002

67%

1%

31%1%

Termoelettrica

Geotermoelettrica

Idroelettrica

Eolica

Totale potenza efficiente netta 67.219 MW

1027 Giugno 2002

Il parco di generazione a fine 2002Il parco di generazione a fine 2002

Ripartizione percentuale della potenza per società

10%9%

4%2%2% 13% 52%

8%

Potenza termoelettrica

4% 4% 5%7%

7%

67%

1%1%

3%0,3%

1%

InterpowerAcea RomaAEM TorinoAEC BolzanoAEM MilanoEurogenGevalEndesaEnel GreenPowerEdisonEnel Produzione

Potenza idroelettrica

ENIPOWERINTERPOWERAltri

1127 Giugno 2002

Simulazioni di mercatoSimulazioni di mercatoSimulazioni di mercatoSimulazioni di mercato

1227 Giugno 2002

Simulazioni di mercato - Copertura del FabbisognoSimulazioni di mercato - Copertura del Fabbisogno

Fabbisogno al 2003:

Importazioni: sono stati considerati i limiti 2002

COPERTURA DEL FABBISOGNOANNO 2003

ENERGIA[TWh]

Fabbisogno complessivo 321,9 CIP 6 54,1 Estero 52,0 Autoconsumi 22,0 Altra produzione nazionale 193,8

1327 Giugno 2002

Simulazioni di mercato: disponibilitàSimulazioni di mercato: disponibilità

Consistenza del parco: quella del 2002

Periodi di manutenzione delle unità termoelettriche allocati in modo da:

mantenere un margine di riserva operativa di almeno il 7 % sulla punta di carico mensile

privilegiare i mesi di basso carico (Marzo, Aprile, Agosto, Settembre)

Minimo margine di riserva ottenuto pari a 3,2 GW in Agosto

1427 Giugno 2002

Il simulatore di mercatoIl simulatore di mercato

Ordine dimerito

economicoOfferte

divendita

Modulo 2(generatoredi offerte per

la Borsa)

Prezzi deicombustibilie contrattivincolanti

Modulo 3(incrocio

domanda-offerta,gestione

congestioniinterzonali)

Domandadi energia

Modulo 1(unit

commitmentminimi costi)

Sistemaelettrico

Tattiched’offerta sceltedai produttori Prezzi

orari dimercatoe prezzizonali

Dispacc.di borsa

Vincolisulle

quote dimercato

Elasticitàdella

domandaVincoli ditransito tra

aree

Costimarginaliper area e

societàQuote dimercatorisultanti

1527 Giugno 2002

Il simulatore di mercato - generazione dell‘offertaIl simulatore di mercato - generazione dell‘offerta

Per i prezzi dei combustibili si è fatto riferimento ai prezzi riportati nelle deliberazioni 90/01, 91/01, 69/02, attualizzati al terzo bimestre 2002

L’offerta da parte di ciascuna unità di produzione è fatta prendendo a riferimento la propria curva di costi marginali (a copertura dei costi variabili)

Alla curva dei costi marginali si aggiunge un “bid-up”, al fine di recuperare i costi fissi e garantire la remunerazione del capitale

Il “bid-up” viene aggiunto nelle ore di alto carico: il suo valore segue il profilo del carico.

1627 Giugno 2002

Primo scenario di simulazione: tutta l’energia in borsaPrimo scenario di simulazione: tutta l’energia in borsa

Ipotesi di scenario

Il modello di mercato è quello previsto dalla “Disciplina del Mercato Elettrico” (GME)

System Marginal Price Suddivisione del mercato in aree (prezzi zonali) in caso di

congestioni

La domanda è supposta “rigida” rispetto al prezzo

Il GRTN offre gli impianti CIP 6 a zero (must run)

La produzione estera è offerta a prezzi più bassi rispetto agli impianti italiani (- 2% rispetto ai prezzi dell’area nord)

1727 Giugno 2002

Primo scenario di simulazione: tutta l’energia in borsaPrimo scenario di simulazione: tutta l’energia in borsa

Ipotesi di scenario (cont.)

Strategia di offerta: l’operatore di riferimento determina il prezzo, definendo il valore del bid-up

i concorrenti “seguono”, applicando un bid-up ridotto rispetto all’operatore di riferimento

Criterio seguito per determinare il bid-up: il valore del bid-up è stato fissato in modo da consentire all’operatore di

riferimento:

la copertura dei costi variabili

la copertura dei costi fissi

la remunerazione del capitale

1827 Giugno 2002

Prezzi di mercatoPrezzi di mercato

Prezzi orari: 8.760 valori orari

0

20

40

60

80

100

120

1 7691537

23053073

38414609

53776145

69137681

8449

ore

€/M

Wh

1927 Giugno 2002

Prezzi di mercato per fasce e per areePrezzi di mercato per fasce e per aree

• L’area nord,anche in virtù delle importazioni, dispone di un surplus di potenza a prezzo basso, rispetto al Centro e al Sud

• La Sicilia ha prezzi mediamente più alti in quanto è obbligata ad esportare (per ragioni di sicurezza)

AREAFASCIA 1[€/MWh]

FASCIA 2[€/MWh]

FASCIA 3[€/MWh]

FASCIA 4[€/MWh]

Nord 76,25 69,67 67,60 40,01

CentroNord 78,56 70,80 68,02 40,19

CentroSud 78,82 71,14 68,02 40,54

Sud 78,82 71,14 68,02 40,54

Sicilia 83,80 75,67 72,76 50,19

Sardegna 77,37 70,46 68,35 41,11

2027 Giugno 2002

Prezzo unico acquisto[€/MWh]

Prezzo medio(media aritmetica)

53,36

Prezzo medio(media ponderale)

57,56

Prezzi medi:

I prezzi dipendono da fattori quali: Idraulicità Flessibilità impianti Strategie di offerta

Idroelettrico e pompaggio non partecipano alla formazione del prezzo

Prezzi medi di mercatoPrezzi medi di mercato

2127 Giugno 2002

Secondo scenario: produzione CIP 6 e import non offerti in borsaSecondo scenario: produzione CIP 6 e import non offerti in borsa

Si assume che gli scambi di energia al di fuori della borsa abbiano la priorità nell’allocazione della capacità di trasporto tra aree

La restante energia è scambiata in borsa, che opera secondo le regole definite dalla “Disciplina del Mercato” (GME)

Anche l’Acquirente Unico acquisisce una parte di energia fuori borsa

La strategia di offerta in borsa è la stessa adottata nello scenario 1

2227 Giugno 2002

Secondo scenario:Secondo scenario: Energia non scambiata in borsa Energia non scambiata in borsa

Ipotesi di suddivisione dell’energia tra mercato libero/vincolato

Energia CIP 6( 54 TWh ) : viene ripartita tra mercato libero e mercato vincolato sulla base della ripartizione del 2001

Importazioni ( 52 TWh ): al mercato vincolato è destinata l’energia da contratti di lunga durata

posseduti da ENEL

La restante energia di importazione è destinata al mercato libero

Ipotesi di ripartizione dell’energia tra aree

Le produzioni sono allocate sulla base dell’effettiva collocazione degli impianti CIP 6 nelle aree

I consumi sono allocati in base alle ripartizioni percentuali tra mercato libero/vincolato del 2001

Prezzi specifici al grossista pari a quelli del 2001

2327 Giugno 2002

Prezzi dell’energia scambiata in borsa Prezzi dell’energia scambiata in borsa

Prezzi di borsa scenario 1:

Prezzi di borsa scenario 2:

Prezzo unico acquisto[€/MWh]

Prezzo medio(media aritmetica)

53,36

Prezzo medio(media ponderale)

57,56

Prezzo unico acquisto[€/MWh]

Prezzo medio(media aritmetica)

53,43

Prezzo medio(media ponderale)

59,45

2427 Giugno 2002

Prezzo dell’energia dello scenario 2Prezzo dell’energia dello scenario 2

Esiste nello scenario 2 una considerevole quantità di energia non scambiata in borsa, che potrebbe essere venduta a prezzi più bassi:

Pertanto, il prezzo medio dell’energia si abbassa.

Senza eventuale intermediazione

Quantità[TWh]

Prezzo medio[cent.€/kWh]

106,1 4,40

Energia nonscambiata in borsa

Energia scambiatain borsa

Energia totale (*)

Quantità[TWh]

Prezzomedio

[€/MWh]

Quantità[TWh]

Prezzounico diacquisto[€/MWh]

Quantità[TWh]

Prezzo unicodi acquisto

complessivo[€/MWh]

106,1 44,0 193,8 53,43 299,9 50,0

(*) A meno degli autoconsumi.

2527 Giugno 2002

Commento sui risultati dei due scenariCommento sui risultati dei due scenari

Scenario 1 Il prezzo di borsa è in linea con il PGN (solo leggermente superiore)

Il differenziale di prezzo di parte dell’energia di importazione va a beneficio dei produttori esteri

Scenario 2 L’energia scambiata con contrattazione diretta è disponibile ad un prezzo

più basso rispetto a quello di borsa

Relativamente all’energia di importazione gestita dagli operatori nazionali, il differenziale dei costi di produzione va a beneficio degli operatori nazionali e quindi, almeno in parte, dei consumatori

Cresce il ruolo dei traders (anche quelli che non dispongono di impianti di produzione), potenziando la competitività del mercato

Il beneficio relativo all’energia a prezzi ridotti non viene diluito su tutta l’energia venduta, attenuandone quindi l’effetto.

2627 Giugno 2002

Considerazioni sugli impianti di pompaggioConsiderazioni sugli impianti di pompaggio

Negli scenari 1 e 2 il prezzo viene determinato dalle unità termoelettriche

L’idraulico da pompaggio (come tutto l’idrico modulabile) viene allocato secondo un criterio di livellazione del carico (che ottimizza i costi)

Un uso diverso che ne incrementa le ore di utilizzo diurne, dà un limitato beneficio al produttore di riferimento

Per contro cresce il carico notturno (per la crescente quota di pompaggio) aumentando i costi di acquisto

2727 Giugno 2002

Contendibilità delle quote di mercatoContendibilità delle quote di mercato

La contendibilità della quota di mercato dell’operatore di riferimento dipende dai margini di capacità disponibile dei concorrenti

Domanda soddisfatta dalla produzione termoelettrica nell’ora i

Quota soddisfatta dalla produzione termoelettrica del

produttore di riferimento(quota base)

Quota soddisfatta della produzione termoelettrica

dei concorrenti

Margine di capacità disponibile dei concorrenti(quota contendibile)

Quota non contendibiledel produttore di riferimento

2827 Giugno 2002

Contendibilità =

quota contendibile

quota base

Contendibilità del produttore di riferimento - 2003Contendibilità del produttore di riferimento - 2003

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Ore

Co

nte

nd

ibili

tà

QUOTA BASE[TWh]

QUOTACONTENDIBILE

[TWh]CONTENDIBILITÀ

115 36,4 0,32

2927 Giugno 2002

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Ore

Co

nte

nd

ibili

tà

2006

2003

Contendibilità del produttore di riferimento - 2006Contendibilità del produttore di riferimento - 2006

Crescita della domanda:

40 TWh

Capacità aggiunta al parco:

15,5 GW

Aumento dell’energia di importazione di:

9 TWh

QUOTA BASE[TWh]

QUOTACONTENDIBILE

[TWh]CONTENDIBILITÀ

82,82 52,83 0,63