Studi di scenario per l’avvio
della Borsa Elettrica
27 Giugno 2002
1
Sommario
 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
27 Giugno 2002
2
Suddivisione tra mercato libero e vincolato
Anno
2000
209,4
Anno
2001
184,8
Mercato libero
46,1
76,0
Totale Autoconsumi
23,8
25,0
TOTALE
279,3
285,8
DOMANDA DI ENERGIA [TWh]
Mercato vincolato
Mercato libero
9%
Mercato vincolato
17%
Autoconsumi
9%
27%
64%
74%
anno 2000
anno 2001
27 Giugno 2002
3
Copertura della domanda
Fonti per il mercato - anno 2001
19%
36%
78%
11%
11%
Importazione
CIP6
45%
mercato libero
Totale 76 TWh
Altra Produzione
Nazionale
mercato vincolato
Totale 185 TWh
(*) La ripartizioni percentuale tra le fonti a copertura della domanda
del mercato è al netto degli autoconsumi
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Aste CIP6 per il mercato libero
Assegnazioni da fonti CIP6 per l'anno 2002
8% 500 MW
25%
1.500 MW
67%
Clienti interrompibili
in tempo reale
Clienti interrompibili
con preavviso
Clienti idonei non
disponibili a
distacco di carico
4.070 MW
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Importazioni
NTC invernale
dell'interconnessione anno 2002
Mercato
Vincolato
contratti
lungo
temine
43%
Totale
6.000 MW
operatori
esteri
22%
Mercato
Libero
operatori
nazionali
35%
27 Giugno 2002
6
Prezzo dell’energia all’ingrosso per il vincolato
PGN medio (valore pesato sulle fasce orarie)
7,00
6,00
4,00
3,00
2,00
1,00
02
bi
m
02
3°
bi
m
02
2°
bi
m
01
1°
bi
m
01
6°
m
bi
bi
m
01
5°
01
4°
bi
m
01
3°
bi
m
01
2°
bi
m
00
1°
bi
m
00
6°
bi
m
00
5°
m
bi
bi
m
00
4°
00
3°
m
bi
2°
bi
m
00
0,00
1°
Cent/kWh
5,00
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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
27 Giugno 2002
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Il parco di generazione a fine 2002
Ripartizione percentuale in potenza del
parco di generazione italiano a fine
2002
67%
Termoelettrica
Geotermoelettrica
1%
1%
Idroelettrica
Eolica
31%
Totale potenza efficiente netta 67.219 MW
27 Giugno 2002
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Il parco di generazione a fine 2002
Ripartizione percentuale della potenza per società
2% 2%
4%
13%
52%
1% 1%3% 4%
4%
1%
5%
0,3%
7%
7%
8%
9%
10%
67%
Potenza termoelettrica
Potenza idroelettrica
Interpower
Acea Roma
AEM Torino
AEC Bolzano
AEM Milano
Eurogen
Geval
Endesa
Enel GreenPower
Edison
Enel Produzione
ENIPOWER
INTERPOWER
Altri
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Simulazioni di mercato
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Simulazioni di mercato - Copertura del Fabbisogno
 Fabbisogno al 2003:
COPERTURA DEL FABBISOGNO
ANNO 2003
Fabbisogno complessivo
CIP 6
Estero
Autoconsumi
Altra produzione nazionale
ENERGIA
[TWh]
321,9
54,1
52,0
22,0
193,8
 Importazioni: sono stati considerati i limiti 2002
27 Giugno 2002
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Simulazioni 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
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Il simulatore di mercato
Vincoli
sulle
quote di
mercato
Prezzi dei
combustibili
e contratti
vincolanti
Ordine di
merito
economico
Modulo 1
(unit
commitment
minimi costi)
Domanda
di energia
Costi
marginali
per area e
società
Sistema
elettrico
Vincoli di
transito tra
aree
Tattiche
d’offerta scelte
dai produttori
Modulo 2
(generatore
di offerte per
la Borsa)
Offerte
di
vendita
Modulo 3
(incrocio
domandaofferta,gestione
congestioni
interzonali)
Prezzi
orari di
mercato
e prezzi
zonali
Dispacc.
di borsa
Quote di
mercato
risultanti
Elasticità
della
domanda
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Il 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.
27 Giugno 2002
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Primo 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)
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Primo 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
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Prezzi di mercato
Prezzi orari: 8.760 valori orari
120
100
€/MWh
80
60
40
20
0
49
84
81
76
13
69
45
61
77
53
09
46
41
38
73
30
05
23
37
15
9
76
1
ore
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Prezzi di mercato per fasce e per aree
FASCIA 1 FASCIA 2 FASCIA 3 FASCIA 4
[€/MWh] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh]
76,25
69,67
67,60
40,01
Nord
78,56
70,80
68,02
40,19
CentroNord
78,82
71,14
68,02
40,54
CentroSud
78,82
71,14
68,02
40,54
Sud
83,80
75,67
72,76
50,19
Sicilia
77,37
70,46
68,35
41,11
Sardegna
AREA
• 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)
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Prezzi medi di mercato
 Prezzi medi:
Prezzo unico acquisto
[€/MWh]
Prezzo medio
(media aritmetica)
53,36
Prezzo medio
(media ponderale)
57,56
 I prezzi dipendono da fattori quali:



Idraulicità
Flessibilità impianti
Strategie di offerta
 Idroelettrico e pompaggio non partecipano alla formazione
del prezzo
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Secondo 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
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Secondo scenario: 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
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Prezzi dell’energia scambiata in borsa
Prezzi di borsa scenario 1:
Prezzo unico acquisto
[€/MWh]
Prezzo medio
53,36
(media aritmetica)
Prezzo medio
57,56
(media ponderale)
Prezzi di borsa scenario 2:
Prezzo unico acquisto
[€/MWh]
Prezzo medio
53,43
(media aritmetica)
Prezzo medio
59,45
(media ponderale)
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Prezzo 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:
Quantità
[TWh]
Prezzo medio
[cent.€/kWh]
106,1
4,40
Senza eventuale
intermediazione
Pertanto, il prezzo medio dell’energia si abbassa.
Energia non
Energia scambiata
scambiata in borsa
in borsa
Prezzo
Prezzo
Quantità
Quantità unico di
medio
[TWh]
[TWh] acquisto
[€/MWh]
[€/MWh]
106,1
44,0
193,8
53,43
Energia totale (*)
Quantità
[TWh]
Prezzo unico
di acquisto
complessivo
[€/MWh]
299,9
50,0
(*) A meno degli autoconsumi.
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Commento 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.
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Considerazioni 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
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Contendibilità delle quote di mercato
 La contendibilità della quota di mercato dell’operatore di
riferimento dipende dai margini di capacità disponibile dei
concorrenti
Quota soddisfatta della
produzione termoelettrica
dei concorrenti
Quota soddisfatta dalla
produzione termoelettrica del
produttore di riferimento
(quota base)
Domanda soddisfatta dalla
produzione termoelettrica nell’ora i
Quota non contendibile
del produttore di riferimento
Margine di capacità
disponibile dei concorrenti
(quota contendibile)
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Contendibilità del produttore di riferimento - 2003
QUOTA
QUOTA BASE
CONTENDIBILE CONTENDIBILITÀ
[TWh]
[TWh]
115
36,4
0,32
1
0,9
Contendibilità =
quota contendibile
quota base
Contendibilità
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000 10000
Ore
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28
Contendibilità del produttore di riferimento - 2006
QUOTA
QUOTA BASE
CONTENDIBILE CONTENDIBILITÀ
[TWh]
[TWh]
82,82
52,83
0,63
2,4
Crescita della
domanda:
Capacità aggiunta al
parco:
15,5 GW
Aumento dell’energia
di importazione di:
9 TWh
2
Contendibilità
40 TWh
2,2
1,8
1,6
1,4
2006
1,2
1
0,8
0,6
0,4
2003
0,2
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000 10000
Ore
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29