26/01/2015
IL MERCATO ELETTRICO ITALIANO:
QUALCHE RIFLESSIONE SULLA
SITUAZIONE E SUI PROBLEMI DA
AFFFRONTARE
Luigi De Paoli
NENS, Roma, 15 gennaio 2015
SCHEMA DELL’INTERVENTO
1. LA TRASFORMAZIONE DEL SISTEMA ELETTRICO
IN ITALIA: I MESSAGGI A PARTIRE DALLE CIFRE
2. Il mercato elettrico
3. Il problema degli impianti CCGT e del
capacity payment
2
1
26/01/2015
1.LA DOMANDA È IN CALO: NEL 2014
SIAMO TORNATI AL LIVELLO DEL 2002
345.000
+9%
340.000
-9%
335.000
330.000
GWh
325.000
320.000
315.000
310.000
305.000
300.000
295.000
290.000
2002


2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Il ciclo di crisi iniziato a fine 2008 non sembra ancora concluso
La domanda elettrica cala da ormai tre anni (mai successo)
3
2. IL CROLLO DELLA DOMANDA DOPO IL 2008 (22 TWH) È
DOVUTO ALLA CRISI INDUSTRIALE (-26 TWH) …MA ANCHE
DI ALTRI SETTORI (COMMERCIO E TURISMO)
Tipi Attività
AGRICOLTURA
INDUSTRIA
Manifatturiera di base
Siderurgica
Chimica
Materiali da costruzione
Cartaria
Manifatturiera non di base
Alimentare
Tessile, abbigl. e calzature
Meccanica
Mezzi di Trasporto
Legno e Mobilio
Costruzioni
Energia ed acqua
Raffinazione e Cokerie
Elettricita' e Gas
Acquedotti
TERZIARIO
Servizi vendibili
Commercio
Alberghi, Ristoranti e Bar
Altri Servizi Vendibili
Servizi non vendibili
Pubblica amministrazione
Illuminazione pubblica
DOMESTICO
TOTALE

2008
GWh
5.670
151.367
70.027
21.625
17.525
15.000
10.279
63.139
12.826
7.568
23.129
4.257
4.324
1.888
16.313
5.999
3.321
6.593
93.612
73.760
24.203
12.183
19.701
19.852
4.463
6.345
68.389
319.037
2009
GWh
5.650
130.506
57.421
15.731
14.591
12.631
9.376
55.096
12.558
6.197
19.106
3.630
3.804
1.808
16.181
5.979
3.528
6.282
94.835
74.769
24.004
12.361
20.821
20.066
4.533
6.317
68.924
299.915
2010
GWh
5.610
138.439
61.299
18.675
15.541
12.750
9.760
58.598
12.788
6.334
21.336
3.788
3.914
1.752
16.791
6.041
4.102
6.220
96.285
75.797
24.083
12.430
21.776
20.488
4.609
6.366
69.551
309.885
2011
GWh
5.907
140.040
62.286
20.640
15.085
12.337
9.597
57.888
12.617
6.064
21.590
3.645
3.605
1.640
18.226
6.124
5.470
6.262
97.705
77.404
23.888
12.460
23.618
20.301
4.701
6.202
70.140
313.792
2012
GWh
5.924
130.801
58.298
19.772
14.864
10.734
9.104
54.195
12.060
5.523
20.241
3.314
3.195
1.446
16.862
5.736
4.346
6.383
101.038
80.595
23.059
11.990
28.131
20.443
4.812
6.261
69.457
307.220
2013
2008‐13
GWh
Δ %
5.677 0,1%
124.871‐17,5%
54.780
‐21,8%
18.300
‐15,4%
14.843
‐15,3%
10.142
‐32,4%
9.079
‐11,7%
52.849
‐16,3%
11.953
‐6,8%
5.343
‐29,4%
19.787
‐14,5%
3.325
‐21,9%
2.980
‐31,1%
1.290
‐31,7%
15.952
‐2,2%
5.434
‐9,4%
4.047
21,8%
6.061
‐8,1%
99.757 6,6%
79.727
8,1%
21.794
‐10,0%
11.273
‐7,5%
29.470
49,6%
20.030
0,9%
4.662
4,4%
5.977
‐5,8%
66.983 ‐2,1%
297.288 ‐6,8%
4
In parte ha operato come fattore positivo soprattutto il guadagno di
efficienza (es. ill. pubbl., acquedotti)
2
26/01/2015
3. LE PREVISIONI DI TERNA (DEL 2013) NON
LASCIANO INTRAVVEDERE UNA FORTE RIPRESA
DEI CONSUMI NEL PROSSIMO DECENNIO
Demand Forecast 400
350
TWh
300
250
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Baseline scenario

Development scenario
La richiesta sulla rete nel 2023 sarebbe di 338,5
TWh (stesso livello del 2006-7) nello scenario
base e di 370 TWh nello «scenario di sviluppo»
5
4. LA STRUTTURA DELLA PRODUZIONE
ELETTRICA SI STA TRASFORMANDO
100%
90%
80%
70%
60%
import netto
50%
rinn trad
nuove rinn
40%
termoel trad
30%
20%
10%
0%
2000

2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
In 13 anni la produzione termoelettrica tradizionale ha
perso il 14% (dal 70% al 56%) mentre le «nuove FER»
(solare-eolico-biomassa-piccolo idro) hanno guadagnato una
quota del 16% (dal 3 al 19%)
6
3
26/01/2015
5. L’AUMENTO DELLA PRODUZIONE DA FER È
DOVUTO QUASI DEL TUTTO ALLE «NUOVE FER»
CON UN DECISO CAMBIO DI PASSO DAL 2008
Idro e geo rimangono stazionarie
L’incremento della produzione è
dovuto alle nuove FER
(ignorando la variabilità climatica)
70.000
70.000
Bioenergie
Fotovoltaica
Geotermica
Idrica
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2000
2013
2012
0
2011
0
2010
10.000
2009
10.000
2008
20.000
2007
20.000
2006
30.000
2005
30.000
2004
40.000
2003
40.000
2002
50.000
2001
50.000
2000
Eolica
60.000
2001
60.000
7
6. LA PRODUZIONE TERMOELETTRICA SI È
TRASFORMATA E STA DIMINUENDO
300.000
Solidi
Gas naturale
Gas derivati
Petroliferi
250.000
19.195
200.000
75.009
5.418
150.000
172.697
100.000
108.876
95.906
50.000
45.104
43.074
31.730
0
2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010 2.011 2.012 2.013

La produzione termoelettrica si è trasformata: i prodotti
petroliferi sono quasi scomparsi sostituiti dal gas, tuttavia
la produzione con il metano, dopo essere salita dell’80% dal
2001 al 2008, è diminuita di quasi il 40% tra il 2008 e il
2013 (e i consumi di gas sono scesi da 34 a 20 Gm3)
8
4
26/01/2015
7. NEL DECENNIO 2001-2011 SI È INVESTITO
ENORMEMENTE, PRIMA IN CC POI NELLE FER,
MA OGGI TUTTO È (QUASI) FERMO…
La capacità termoelettrica è
passata da 52 a 78,5 GW
La capacità da FER è
passata da 18 a 49 GW
90000
90000
condens., TG e altro
a ciclo comb e prod comb. CCC
a ciclo comb CC
75000
Geotermica
Fotovoltaica
Eolica
75000
36349
60000
Idrica
Bioenergie
37908
60000
4033
45000
45000
18420
16932
30000 42915
30000
16342
8561
15000
25220
21769
15000
0
2001
18366
16726
6768
2365
773
0
2003
2005
2007
2009
2011
2001
2013
2003
2005
2007
2009
2011
2013
9
I due cicli di investimento non sembrano sostenibili
8. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA NON È PIÙ UN
FATTO MARGINALE E PONE NUOVI PROBLEMI AI
GESTORI DELLE RETI
ANNO 2012
Idroelettrici
Eolici
Fotovoltaici
Totale termoelettrici
Biomasse, biogas e bioliquid
Rifiuti solidi urbani
Fonti non rinnovabili
Ibridi
TOTALE
Fonte: AEEGSI

numero impianti
2.628
841
478.277
3.166
2.051
55
1.023
37
484.912
potenza Produzione efficiente lorda lorda (MWh)
(MW)
3.754
2.283
15.682
8.655
1.911
344
6.325
75
30.374
10.949.559
3.720.109
17.763.756
24.647.320
5.934.870
1.469.926
17.036.617
205.907
57.080.744
Produzione netta (MWh)
consumata in immessa in loco
rete
443.128
110
15.312.939
7.120.227
332.024
226.974
6.460.273
100.956
22.876.403
10.342.369
3.695.700
2.248.086
16.496.893
5.180.787
1.136.271
10.084.785
95.050
32.783.048
Nel 2012 vi era già quasi mezzo milione di
impianti connessi alla rete di distribuzione con
una potenza di 30 GW che hanno immesso in rete
33 TWh
10
5
26/01/2015
9. RICHIESTA E DISPONIBILITÀ DI POTENZA ALLA
PUNTA MOSTRANO ANDAMENTI DIVERGENTI: LA
CAPACITÀ PRODUTTIVA È DIVENUTA ECCEDENTARIA
Punta di domanda
cap disp alla punta
pot installata
Riepilogo previsioni TERNA al 2019 e 2023
scenario di base
130000
anno 2019
domanda di energia
elettrica
120000
110000
100000
domanda di potenza
alla punta
90000
potenza disponibile
alla punta
80000
60000
50000
domanda di potenza
alla punta
40000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

326TWh
342TWh
inverno
medio
estate
torrida
inverno
medio
estate
torrida
53 GW
55 GW
57 GW
59 GW
77 GW
anno 2023
domanda di energia
elettrica
70000
scenario di sviluppo
77 GW
339TWh
370TWh
inverno
medio
estate
torrida
inverno
medio
estate
torrida
57 GW
62 GW
63 GW
68 GW
potenza disponibile
alla punta
83 GW
Anche la punta di domanda non cresce e i margini di
riserva appaiono del tutto rassicuranti (anche se TERNA
ha smesso di pubblicare il dato annuale sulla potenza
disponibile alla punta)
83 GW
11
10. GLI SCAMBI CON L’ESTERO SONO STAZIONARI MA
IL MARKET-COUPLING E L’AUMENTO
DELL’INTERCONNESSIONE LI INCREMENTERANNO
L’Italia è un Paese
strutturalmente importatore
(con linee quasi sature)
 Gli scambi con l’estero sono
rimasti abbastanza costanti




Import export di elettricità
import
export
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
GWh
43.433
47.070
45.761
47.520
45.369
44.338
46.724
GWh
3.399
2.111
1.817
1.787
2.281
2.200
3.021
Il Market-coupling (gestione simultanea della capacità
delle linee e della domanda-offerta elettrica) incrementerà
gli scambi, ma secondo un nostro studio già oggi lo scarto
tra scambi ottimi e scambi effettivi è limitato (max 5%)
L’incremento degli scambi è dunque legato all’aumento
della capacità delle linee di interconnessione
Non sembrano prospettarsi grandi possibilità di aumento
dell’export nei prossimi anni (legato a episodi climatici)
12
6
26/01/2015
SCHEMA DELL’INTERVENTO
1. La trasformazione del sistema elettrico in
Italia: i messaggi a partire dalle cifre
2. L’EVOLUZIONE DEL MERCATO ELETTRICO
ITALIANO
3. Il problema degli impianti CCGT e il
capacity payment
13
SUL MGP CONTINUA AD ESSERE SCAMBIATA
GRAN PARTE DELL’ELETTRICITÀ CONSUMATA
periodo

Prezzo d'acquisto. PUN (€/MWh)
Quantità totali
(MWh)
Liquidità n. operatori
(%)
al 31/12
media
min
max
2004*
51,6
1,10
189,19
231.571.983
29,1
2005
58,59
10,42
170,61
323.184.850
62,8
91
2006
74,75
15,06
378,47
329.790.030
59,6
103
2007
70,99
21,44
242,42
329.949.207
67,1
127
2008
86,99
21,54
211,99
336.961.297
69,0
151
2009
63,72
9,07
172,25
313.425.166
68,0
167
2010
64,12
10,00
174,62
318.561.565
62,6
198
2011
72,23
10,00
164,80
311.493.877
57,9
181
2012
75,48
12,14
324,20
298.668.836
59,8
192
2013
62,99
0,00
151,88
289.153.546
71,6
214
2014
52,08
2,23
149,43
281.977.370
65,9
251
73
La liquidità del mercato del giorno prima continua ad
essere una delle più alte in Europa, ma altri mercati (in
particolare MI) non sono molto sviluppati
14
7
26/01/2015
Dopo la riforma del 2011 il peso di MSD+MB è aumentato per l’incremento
delle FER intermittenti- Nei primi 9 mesi 2014 i volumi sono stabili e i prezzi in discesa
Prices MSD EX ANTE+ MB Italy
45
200
150
6,5
6,6
5,8
4,7
4,1
4,3
3,8
3,0
3,0
3,7
146
144
126
127
100
120
€/MWh
159
7,1
7,5
€/MWh
TWh
Ascending/Descending Volumes MSD EX ANTE + MB Italy
8
7
6
5
4
3
2
1
0
30
MB
ASCENDING
Q1‐Q3 2012
14
MSD
0
MSD
MB
15
8
50
MSD
MB
Q1‐Q3 2012
Q1‐Q3 2014
MB
DESCENDING
ASCENDING
DESCENDING
Q1‐Q3 2013
28
22
15
0
MSD
29
Q1‐Q3 2013
Q1‐Q3 2014
• The rapid increase in installed capacity of intermitting
renewable sources and the concurrent reduction in
demand have resulted, from 2011, in a significant
change to Terna's reserve procurement methods on
MSD.
• In 2013 there was an increase in both the quantities
sold and those purchased in the planning phase (ex
ante MSD), while in this three quarters of 2014 volumes
are stable.
• Besides, the constant decline in the average price for
ascending services indicates that the competition in
this market is increasingly fierce. Besides, the increase
in descending prices is due to the huge drop in MGP
Source: A2A Trading/Bidding & Dispatching calculations based on GME data
REF prices.
– Electricity Observatory Forecast June 2014
In 2014 around 60% of total MSD volumes
are intermediated by CCGTs.
Power Trading & Portfolio Management
This information was prepared by A2A and it is not to be relied on by any 3rd party without A2A’s prior written
consent.
15
IL GRADO DI CONCORRENZA SULL’IPEX È
ABBASTANZA BUONO AL NORD, MENO AL
CENTRO-SUD E SARDEGNA
Valor medio orario dell'indice di concentrazione HHI
2012

2013
2014
Nord
1.234
1285
Centro‐nord
3.209
2810
Centro‐Sud
3.343
3.452
Sicilia
3.250
3428
Sardegna
3.674
4141
Fonte: ns elaborazioni su dati GME
1.456
2.838
4.094
2.633
4.311
Globalmente il grado di concorrenza misurato
dall’indice HHI non sta aumentando, ma è
accettabile al Nord e poco soddisfacente
soprattutto nella zona Centro-Sud (le FER
tendono a peggiorarlo perché il GSE è considerato
un operatore unico)
16
8
26/01/2015
NONOSTANTE LA DISCESA, IL PREZZO IPEX
RIMANE BEN AL DI SOPRA DELLA MEDIA EUROPEA
periodo

IPEX
EPEX
Nord Pool
Germania
OMEL
EPEX
Francia
scarto
Italia vs
FR-DE
anno 2004 *
51,6
28,52
28,91
27,93
28,13
23,28
anno 2005
58,59
45,97
29,33
53,67
46,67
12,27
anno 2006
74,75
50,78
48,59
50,53
49,29
24,72
anno 2007
70,99
37,99
27,93
39,35
40,88
31,56
anno 2008
86,99
65,76
44,73
64,44
69,15
19,54
anno 2009
63,72
38,85
35,02
36,96
43,01
22,79
anno 2010
64,12
44,49
53,06
37,01
47,5
18,13
anno 2011
72,23
51,12
47,05
49,93
48,89
22,23
anno 2012
75,48
42,6
31,2
47,23
46,94
30,71
anno 2013
62,99
37,78
38,35
44,26
43,24
22,48
anno 2014
52,08
32,76
29,61
34,63
42,15
14,62
Il prezzo italiano, nonostante l’integrazione dei
mercati, è sempre rimasto al di sopra della media
centro-europea (ma lo scarto sta diminuendo)
17
LA STRUTTURA (OLTRE IL LIVELLO) DEL PREZZO
DI BORSA È CAMBIATA MOLTO NEGLI ULTIMI ANNI

Prezzo orario Italia del terzo mercoledì del mese di luglio
(€/MWh)
250,0
16/07/2014
17/07/2013
16/07/2008
200,0
150,0
100,0
50,0
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

A causa del contributo delle fonti rinnovabili, il prezzo orario
è molto più piatto e il picco in molti mesi non si verifica più
nelle ore di massimo carico (11-12, 16-17)
18
9
26/01/2015
LA TENDENZA ALLA RIDUZIONE DEL RAPPORTO
PREZZO PICCO/FUORI PICCO NON È SOLO
ITALIANA, MA IN ITALIA È STATA PIÙ FORTE
1.5
1.3
1.1
0.9
Q1‐Q3
2006
Q1‐Q3
2007
ITALY


Q1‐Q3
2008
Q1‐Q3
2009
GERMANY
Q1‐Q3
2010
Q1‐Q3
2011
FRANCE
Q1‐Q3
2012
Q1‐Q3
2013
Q1‐Q3
2014
SWITZERLAND
L’Italia ha un rapporto PL/BL del 20% inferiore
a quello di altri Paesi europei (manca il
riscaldamento elettrico e c’è molto solare)
Memento: secondo la teoria, lo spread punta-base serve a ripagare
i costi operativi e fissi degli impianti di base (vedi oltre)
19
SCHEMA DELL’INTERVENTO
1. La trasformazione del sistema elettrico in
Italia: i messaggi a partire dalle cifre
2. L’Evoluzione del mercato elettrico italiano
3. IL PROBLEMA DEGLI IMPIANTI CCGT E DEL
CAPACITY PAYMENT
20
10
26/01/2015
UN RICHIAMO ALLA TEORIA ECONOMICA


La costruzione del mercato elettrico liberalizzato e l’introduzione
della borsa elettrica come strumento centrale di governo di tale
mercato si basa sulle seguenti deduzioni teoriche:
Se il parco elettrico è «adattato» e se vi è concorrenza tra i
produttori, allora:
1.
2.
3.
4.
il prezzo alla punta è pari al costo marginale (combustibile) più il costo
fisso (inclusivo del costo capitale) della tecnologia di punta;
Il prezzo nei periodi fuori punta è pari al costo marginale (=variabile)
dell’impianto più caro necessario per soddisfare la domanda in quel
momento
Tutti gli impianti ricevono lo stesso prezzo (SMP). Nelle ore di punta gli
impianti di punta coprono i loro costi totali di produzione mentre gli altri
impianti ricevono un pagamento superiore al loro costo marginale e la
differenza contribuisce a coprire i loro costi fissi. Nelle ore fuori punta
l’impianto marginale copre esattamente il suo costo variabile mentre
tutti gli altri impianti ricevono una rendita inframarginale che serve per
coprire i loro costi fissi (in particolare i costi di investimento)
I costi totali per soddisfare la domanda sono quelli minimi e i ricavi totali
dei produttori sono uguali ai loro costi totali di produzione (non ci sono
né extra-profitti né perdite)
21
I PROBLEMI DEI PRODUTTORI NEL MERCATO
LIBERALIZZATO (IN BASE ALLA TEORIA)

Due problemi dei produttori nel mercato liberalizzato:
1.
2.

Quale mark-up applicare al costo variabile da parte dei
proprietari degli impianti di punta (non conoscendo bene il
numero di ore di funzionamento degli impianti di punta)?
Come decidere i propri investimenti in nuovi impianti?
Si noti che secondo la teoria:
Ai produttori non conviene che si crei un eccesso di offerta
(altrimenti scompare il mark-up nelle ore di punta)
 Ai produttori (nel loro complesso) non conviene che il parco
impianti sia quello ottimale, ma è meglio che vi siano più
impianti a costo variabile elevato di quelli richiesti per
minimizzare i costi (in tal modo gli impianti inframarginali
ottengono una rendita)
 Il coordinamento «spontaneo» degli investimenti dei produttori
per tendere verso il parco ottimo richiederebbe mercati in
equilibrio e razionalità e informazione perfetta (perciò è molto
difficile e si possono creare eccessi-deficit di investimenti)

22
11
26/01/2015
DALLA TEORIA ALLA PRATICA
(PRESCINDENDO DAL PROBLEMA DELLA CONCORRENZA)







Operiamo sempre in condizioni di incertezza sul futuro (in
particolare circa la domanda e i prezzi dei combustibili)
Il parco ottimo (cioè capacità installata pari esattamente a quella
richiesta e composizione del parco impianti tale da minimizzare i
costi totali di produzione) è un’astrazione
La teoria non tiene conto che per realizzare gli impianti ci vuole
anche il consenso sociale e che anche la sua mancanza può
impedire la realizzazione del parco ottimo di impianti
CONSEGUENZE per l’industria elettrica:
In presenza di parco non ottimale (o «disadattato») i produttori
possono ottenere profitti elevati oppure non coprire i costi fissi
I risultati dei produttori dipendono anche (e non poco) da condizioni
«esterne» (prezzi dei combustibili, andamento domanda, costo
permessi di emissione, sviluppo rinnovabili, interventi delle
autorità…)
23
I risultati dei singoli produttori dipendono fortemente dalla
composizione del loro parco impianti
LA SITUAZIONE ITALIANA OGGI





La domanda è più bassa del previsto (nel 2007 TERNA
prevedeva nello scenario base per il 2014 374 TWh invece
che ca. 310 effettivi)
Lo sviluppo delle rinnovabili è stato più forte del previsto
(+31 GW dal 2001 al 2013)
Vi è un eccesso di capacità termoelettrica (20 GW?) (perché
si è investito molto nei cicli combinati: tra 2001 e 2013: +
22,9 GW con CC semplice e + 10,2 GW con CC cogenerativi)
Gli impianti CC fanno quasi sempre il prezzo (anche nelle
ore di punta: sono di fatto la tecnologia di riferimento anche
alla punta)
Il parco elettrico è disadattato (alle condizioni odierne)
anche per un difetto di impianti a carbone
24
12
26/01/2015
LE CONSEGUENZE: CLEAN SPARK/DARK SPREAD ANALYSIS
CSS ON BASELOAD STILL NEGATIVE, BUT SLIGHTLY IMPROVED
2014
2014 Vs 2013
Q4 2014 Vs Q4 2013
1.22
2.50
0.83
3.45
‐8.63
‐4.92
‐0.27
6.17
11.31
€/MWh
10
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
11
12
‐5
Clean Dark Spread ‐ Baseload
30
20
10
0
Scenario 08 01 2015
2015
Clean Spark Spread on PL
15
25
Q1
Q2
Q3
Q4
Year
Q1
Q2
Q3
Q4
Year
clean spark clean spark clean dark spread on BL* spread on PL* spread on BL**
1.21
11.07
20.86
‐7.59
‐1.20
16.89
1.23
4.18
25.65
‐1.68
8.29
23.33
‐1.71
5.57
21.70
‐4.66
5.66
13.55
‐1.32
1.99
9.04
3.12
6.16
11.23
0.82
11.74
18.42
‐0.49
6.41
13.07
€/MWh
€/MWh
2013
1
2
3
4
5
6
2013
7
8
9
10
2014
• Starting from the second quarter of 2014 a light increase in CSS on Baseload was recordered, due to the strong
reduction of gas prices (even if it is still negative). Even the CSS measured on the Peakload hours increased in the
last two quarters.
• There was a strong contraction in the clean dark spread (-8.63 €/MWh), due to the drop in the power price
exceeding the reduction of the CO2 and Coal prices.
(*) Clean spark spread: difference between the PUN and the sum of: gas cost (PSV), CO2, CV and variable transport costs. The efficiency used for the CCGT technology is 53%.
The CCT component is excluded because the spreads are measured with respect to PUN.
(**) Clean dark spread: difference between PUN and the sum of: coal cost including logistics, CV cost, CO2 cost (CCT not included). The efficiency used for the COAL technology
is 35%.
Source: internal analysis
L’ECCESSO DI CAPACITÀ PRODUTTIVA HA
ANCHE RIDOTTO MOLTO LE ORE DI UTILIZZO
DEGLI IMPIANTI A CICLO COMBINATO
CCGT**
Ore funzionamento 2009
Zona Nord
3416
Zona Sud
3040
2010
2011
2012
2013
2014*
3416
3145
2198
1455
1260
2698
2111
1867
1542
1626
* Stima sulla base primi nove mesi
** Solo impianti CCGT non cogenerativi
Per recuperare i costi operativi «evitabili» annui
di ca. 15-20.000 €/MW, gli impianti a CC con uno
CSP di 5-7 €/MWh dovrebbero funzionare ca.
3000 ore all’anno
 Attualmente gli impianti CCGT non recuperano
perciò neppure i costi operativi evitabili
(personale, manutenzione, acquisto capacità
trasporto gas) e rischiano perciò di chiudere

26
13
26/01/2015
CHE FARE?



Laissez faire: che il mercato continui a funzionare senza
intervenire (deprimendo i prezzi e facendo morire i
produttori più deboli). Motivazione: c’è un eccesso di
capacità produttiva e quindi non c’è rischio di black-out. I
consumatori beneficiano di prezzi più bassi. I produttori
non recuperano quanto hanno investito, ma hanno
sbagliato previsioni e adesso pagano…
Intervenire introducendo il capacity payment.
Motivazione: si è consapevoli che il mercato può non
garantire neppure la copertura dei costi evitabili. Questo,
facendo chiudere un numero eccessivo di impianti, può
mettere in pericolo la sicurezza del sistema. Conviene
pagare una «assicurazione ragionevole»
L’Italia (e altri Paesi UE) ha scelto la seconda strada, ma
continua a procrastinare la sua messa in opera
27
ALCUNI PROBLEMI DEL CAPACITY PAYMENT
Il meccanismo d’asta elaborato sembra piuttosto
complesso nel tentativo di ricerca dell’ottimo (e di
non cadere sotto la scure di Bruxelles)
 Dietro all’apparente tecnicità ci sono però scelte
nelle quali si può inserire un margine di
discrezionalità non indifferente (e ancora non del
tutto chiarito/deciso).
 Si possono formulare le seguenti domande:
 Quale sarà effettivamente la quantità zonale
richiesta e messa a gara?
 Quale sarà il floor price delle aste?
 Quale sarà lo strike price?

28
14
26/01/2015
ALCUNI PROBLEMI «POLITICI» DEL
CAPACITY PAYMENT



Si sta pensando a un «tetto» della somma a disposizione per
il capacity payment? (Ad es. se la quantità richiesta fosse
30.000 MW e il floor/premio medio fosse di 20.000 €/MW ci
vorrebbero 600 milioni di €/anno)
La riduzione necessaria della capacità produttiva (20 GW
di cui 10 di CC?) sarà lasciata alle decisioni spontanee dei
produttori o sarà «guidata» politicamente? Se sì, come? (Si è
pensato all’impatto sociale delle chiusure di impianti?)
L’introduzione del capacity payment per molti versi
significa ritornare a un sistema elettrico amministrato
(tramite le quantità messe a gara, la scelta della tecnologia
di riferimento, il floor price e lo strike price). E’ questo che
si vuole e questa riforma è ritenuta sufficiente o si
immaginano anche altre soluzioni alternative?
29
MESSAGGI CONCLUSIVI
1.
2.
Il sistema elettrico italiano si è profondamente
trasformato dalla liberalizzazione (Decreto Bersani del
1999) ad oggi
Non è chiaro il ritmo di ulteriore penetrazione delle FER
e della generazione distribuita (le due Visioni estreme di
ENTSO-E per il 2030 indicano: 25 GW di FV e 14 GW di W
(vision 1) e 69 GW di FV e 22 GW di W (vision 4)). L’intervento
3.
4.
pubblico sarà ancora decisivo. Al momento non è chiaro se
è come si vuole proseguire nel sostegno alle rinnovabili
Gli impianti a CC sono in crisi e rischiano di chiudere
aprendo un problema di sicurezza di fornitura
L’Italia ha scelto il capacity payment con una sua
metodologia per affrontare il problema del parco
termoelettrico. Bisogna però passare rapidamente alla
sua attuazione e l’intervento politico è necessario anche
per guidare la chiusura degli impianti eccedentari.
30
15