Il mercato elettrico italiano:
stato dell’arte e prospettive
Virginia Canazza
Pavia, 19 Maggio 2014
Obiettivi ed agenda
Obiettivi:
• Trasferire le nozioni di base sull’organizzazione attuale del mercato elettrico italiano
• Introdurre i principali indicatori utilizzati per l’analisi di mercato
• Rendere noti i fattori chiave che caratterizzano le dinamiche in corso e i trend futuri
Agenda:
• Breve presentazione di REF-E
1. Overview sul mercato elettrico italiano
 Gli attori e gli elementi chiave dell’organizzazione 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 più recenti
3. Prospettive future
 Conclusioni
2
BREVE PRESENTAZIONE DI REF-E
3
Chi sono..
•
Ho conseguito nel 2000 la laurea in Ingegneria Elettrica, indirizzo Sistemi di Potenza Elettrici, presso
l'Università degli Studi di Pavia. Dal 2001 a metà 2007 ho svolto attività 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 attività principali:
–
sono responsabile degli studi e delle previsioni sul mercato dell’energia 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 dell’utilizzo dei modelli di ottimizzazione per la soluzione delle
problematiche e la valutazione dell’impatto delle riforme regolatorie sui mercati dell’energia e del
dispacciamento
– Partecipo vita aziendale: sono responsabile dell’IT e membro del CDA
•
Tra le mie esperienze più significative, ho supportato numerosi operatori nelle decisioni strategiche di
investimento e nell’elaborazione dei piani industriali, nella programmazione, nell’ottimizzazione del
trading, nel risk management, nei procedimenti antitrust
www.ref-e.com
[email protected]
4
Chi siamo..
WE HAVE WORKED FOR …
FOUR WORDS FOR REF-E
for economics: independent
analysis, underpinned by solid
understanding of the
fundamentals
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
changing
for the environment: policies,
products and services that are
always compliant with the
latest regulatory developments,
to meet the challenges of the
future
Corporate
strategies
Network
regulation
Public Policies
COMPETENCES
Market and
incentive design
Antitrust policies
and litigations
Surveys
EU
PUBLICATIONS
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 their
decision making processes
• REF-E Products to solve operational and strategic problems
are customised to meet client requirements.
• REF-E Publications to provide full and constantly up-todate technical knowledge, available to everybody
• REF-E Modeling Tools, the result of our advanced
modeling skills acquired and employed over the years by
REF-E professionals, are released on a standard or tailormade basis.
• REF-E Databases allow advanced access to many complex
data gathered in the years and constantly updated.
1. OVERVIEW SUL MERCATO ELETTRICO
ITALIANO
7
Il processo di liberalizzazione
Le giustificazioni della liberalizzazione
• L’evoluzione tecnologica (in particolare la diffusione della tecnologia CCGT) ha
diminuito i costi fissi della generazione, riducendo la scala efficiente minima delle
imprese produttrici
• L’information technology ha ridotto sia la necessità di concentrazione delle decisioni di
dispacciamento sia i costi di transazione e quindi le economie di scopo che
giustificavano l’integrazione verticale
• Tendenza mondiale verso l’uscita dello Stato dai settori energetici (privatizzazione)
Nella UE la liberalizzazione della generazione e della vendita è stata imposta per
legge:
• 3 cicli (1996, 2003, 2009)
• 2 macrofasi: apertura dei mercati a livello nazionale; integrazione dei mercati nazionali
8
Principali riferimenti normativi
EU Electricity
market
Phase 1
Phase 2
IT Electricity market
EU environment
IT environment
Directive 96/92/EC
Dlgs 79/99
(Decreto Bersani)
Directive 2001/77/CE
(renewables)
Dlgs 387/2003
Directive
2003/54/EC
Law 290/03
DG competition
ENERGY SECTOR
INQUIRY
10 January 2007
Directive
2009/72/EC
Phase 3
Regulation (EC) No
714/2009
2015
Network code
Dlgs 216/06
Law 239/04
Law 125/07
Directive 2003/87/CE
(ETS)
Law 99/2009
Dlgs 93/11
DL 1/2012
Destinazione IT
March 2013:
National Energy
Strategy
Law 129/10 (salva
Alcoa)
Directive 2009/28/CE e
2009/29/CE
(20-20-20)
Dlgs 28/11
Directive 2012/27/EU
(efficiency)
DM 5 and 6 july 2012
15/12/2011 Energy
Roadmap 2050
(comunication)
March 2013: SEN
9
Il disegno del mercato libero in Italia
Produzione e
import
Trasmissione e
dispacciamento
Mercato
Distribuzione
Vendita
Dismissioni ex monopolista in 3 Genco
Incentivi nuovi impianti
Incentivi alle fonti rinnovabili
Unbundling proprietario: TERNA TSO
unico (prima ISO)
Creazione di una borsa (IPEX) un gestore
del mercato (GME) e possibilità di
contrattare attraverso bilaterali (OTC)
Norme principali
Dlgs. 79/99
(Decreto Bersani)
L. 239/04
(Legge Marzano)
L. 125/07
(conversione Dl
73/07)
Unbundling legale e funzionale
Mercato libero introdotto gradualmente; dal 2004
tutti i non domestici, da luglio 2007 tutti.
Chi non vuole rimane nel tutelato
10
La filiera elettrica: il percorso “fisico”
Produzione e
importazione
Dispacciamento
e trasmissione
Distribuzione
Prelievo,
misura, aggregazione
Business in
concorrenza
Trasformazione di fonti di energia primaria in elettricità
Trasporto e trasformazione di energia elettrica sulla
rete ad alta tensione
Monopolio naturale
TERNA
Trasporto e trasformazione di energia elettrica su reti
di distribuzione a media e bassa tensione, per la
consegna ai clienti finali
Installazione dei misuratori, lettura e aggregazione dei dati
Installazione e lettura spettano al distributore locale, l’aggregazione di
tutte le misure utili ai fini commerciali e il calcolo del load profiling è
demandata al distributore maggiore (Enel Distribuzione)
Monopolio locale
DISTRIBUTORI
Business
REGOLATO
11
La filiera elettrica: il percorso “commerciale”
Percorso fisico
Produzione e
importazione
Percorso commerciale
Vendita all‘ingrosso
Trasmissione e
dispacciamento
Distribuzione
Vendita al dettaglio
Misura, aggregazione
12
La filiera commerciale
IMPORTATORI
CIP6, RINNOV NON
PROGRAMMABILI,
PICCOLA TAGLIA
ASTE INTERCONNESSIONE
GENERATORI
MERCHANT
MERCATO
INGROSSO
CLIENTI
ENERGY
INTENSIVE/
CONSORZI
Distributore
/società
separata
FORNITORI
CLIENTI
SALVAGUARDIA
Aste per accesso
al mercato
RETAILERS
CLIENTI LIBERI
CLIENTI
TUTELATI:
domestici e
piccole
imprese
13
The Italian regulatory authority
Founded 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
Main Competences
Decisional path
Network tariffs’ criteria
Resolutions. Entrance in force
upon publication on the web site
Rules for TPA: includes
Network code criteria and
dispatch rules
Usually after a consultation
process
Promotion of competition
Possibility to appeal with a two
stages jurisdictional process:
Tribunale amministrativo
regionale della Lombardia (TAR) +
Consiglio di Stato
Market monitoring and
surveillance
They can grant provisional
suspension
Reference Prices for
safeguarded clients
14
The Italian Energy Market Operator
IPEX
Environmental Market
Green Certificates
GO
TEE
ETS
IDEX
OIL LOGISTIC
Gas Market
GME is owned 100% by GSE
15
The Single Buyer
Main Competences
The procurement electricity for the protected
customers
IPEX
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
In 2012 the AU buy
40TWh on the
wholesale market,
with around 22%
market share,
expected to
increase in 2013
The AU is owned 100% by GSE
16
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
In 2012 the GSE sold
51TWh on the wholesale
market, with around 17%
market share
Miscellaneous
The GSE is owned 100% by the Italian
Ministry of Economics and Finance
17
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
Terna is owned 29% by CCDP, 48% by
institutional investors, 22% by retail
Based in Rome
www. Terna.it
Important document: The Network Code
(Codice di Rete)
http://www.terna.it/default/home_en/ele
ctric_system/grid_code.aspx)
18
The «Cashier»
Main money flows
RES-E producers
Raw
Material
CCSE
Terna
Other costs
GSE
Network Tariffs
Producers
Despatch
Fee
Balance
Trader/
Wholesaler
Distributor
Others
Raw
Material
Supplier
Final Customer
RES-E
incentives
La Cassa conguaglio per il
settore elettrico (CCSE) è un
ente pubblico non economico
che opera nei settori
dell’elettricità, del gas e
dell'acqua. La sua
missione principale è 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 dall’Autorità
per l'energia elettrica e 19
il gas.
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Cos’è un mercato regolamentato? E perché è importante
l’esistenza di un mercato per lo scambio di energia?
20
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Un mercato regolamentato per lo scambio di energia (o di qualsiasi altro
prodotto) può essere definito come:
•
•
•
•
•
un sistema multilaterale
un sistema che consente o facilita l’incontro, 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 del
mercato stesso
un sistema basato su regole non discrezionali
un sistema gestito da una società di gestione
21
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Un mercato regolamentato:
•
•
•
•
facilita l’ingresso di nuovi operatori lato vendita ed acquisto mettendo a disposizione
un luogo dove avvengano le contrattazioni
Attraverso criteri oggettivi permette la definizione di un prezzo orario che riflette
condizioni di domanda e offerta
Fornisce segnali al mercato circa scarsità/sovra capacità produttiva
Fornisce la garanzia del pagamento dell’energia prodotta e venduta
22
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Le negoziazioni su mercati regolamentati possono essere:
•
Negoziazione ad asta: è la modalità di contrattazione che prevede
l’inserimento, la modifica e la cancellazione di proposte di negoziazione in un
determinato intervallo temporale, al fine della conclusione di contratti in un
unico momento futuro e a un unico prezzo
•
Negoziazione continua: si intende la modalità di contrattazione basata
sull’abbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con la
possibilità di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante le
sessioni di contrattazione.
23
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Borse Organizzate:
•
Molti paesi hanno borse organizzate/mercati collegate alle unità 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
unità di produzione (costi di avviamento, costi di rampa, ecc.)
•
Borse organizzate dell’energia 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 mercato dell’energia elettrica
Modelli di organizzazione del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
sono:
• Contratti bilaterali
- Le condizioni economiche sono liberamente stabilite dalle parti
- Consentono la negoziazione bilaterale con livelli più o meno elevati di
standardizzazione; non offrono il servizio di controparte
- Principali piattaforme in Europa: TFS, ICE, RWE Essent, ICAP
• Borsa centralizzata (power exchange)
S
- Meccanismo centralizzato di aste per la gestione di offerte di vendita e acquisto di
energia elettrica; di solito la partecipazione è volontaria
Complessità e costi
• Piattaforme per la negoziazione bilaterale
- Caratteristiche: parità di trattamento, chiarezza delle regole, quotazione di un
prezzo, riduzione del rischio di controparte
- Obiettivi: concorrenza, riduzione barriere all’entrata, definizione di un ordine di
dispacciamento efficiente
Mercati del dispacciamento/bilanciamento
25
I mercati all’ingrosso in Europa
Mercati all’ingrosso per lo scambio di energia
Mercati Spot (fisici)
Bilaterali
Mercati a termine
Organizzati
Francia
Italia
Germania
Scandinavia
UK
Spagna
Bilaterali
Fisici
Finanziari
Organizzati
Fisici
Finanziari
26
La filiera commerciale: il mercato all’ingrosso in Italia
IMPORTATORI
CIP6, RINNOV NON
PROGRAMMABILI, PICCOLA
TAGLIA
ASTE INTERCONNESSIONE
GENERATORI
MERCHANT
MERCATO
INGROSSO
CLIENTI
ENERGY
INTENSIVE/
CONSORZI
FORNITORI
CLIENTI
SALVAGUARDIA
Aste per accesso
al mercato
RETAILERS
CLIENTI LIBERI
Distributore
/società
separataaq
1
CLIENTI
TUTELATI:
domestici e
piccole
imprese
27
I mercati gestiti dal GME: il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
Mercato del giorno prima
Transazioni
commerciali del
mercato
all’ingrosso
Mercato infragiornaliero
Mercato dei servizi di
dispacciamento
Mercato a termine
Piattaforma per la
consegna dei derivati
Piattaforma conti energia
“mercato” per
l’approvvigionamento 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 all’ingrosso dell’energia elettrica
Contratti bilaterali (OTC), Contratti futures
Registrazione bilaterali
su PCE
t-365
t-60
il Mercato del Giorno
Prima (MGP) dell’energia
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 all’asta
t-2
MGP
MI
t-1
Il Mercato
Infragiornaliero (MI) ha
per oggetto – tramite
offerte di vendita e di
acquisto - la
contrattazione delle
variazioni di quantità di
energia rispetto a quelle
negoziate sul MGP e si
articola in due aste che
determinano un prezzo di
equilibrio
MSD ex-ante
MSD ex-post
t
il Mercato del Servizio di
Dispacciamento (MSD),
articolato in MSD ex ante e
Mercato di Bilanciamento (MB),
ha per oggetto
l’approvvigionamento 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 d’asta remunera il
prezzo offerto
29
Mercato elettrico: svolgimento dell’asta a system marginal price
In ogni ora:
• Ogni impianto presenta un’offerta (p, q)
- p: prezzo minimo a qui è disposto a vendere
- q: quantità massima che è disposto a vendere
• Ogni acquirente presenta una offerta (p, q)
- p: prezzo massimo a cui è disposto ad acquistare
- q: quantità massima che è 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
30
SMP
Come funziona il SMP
Richiesta di
energia in Italia
euro/MWh
P*
mark up
Oneri ambientali
System Marginal Price SMP:
è il prezzo di sistema dato dal
prezzo dell’offerta più
costosa
fissi
variabili
Tech 1
Tech 2
Tech 3
Tech 4
Tech 5
MWh
31
SMP
Come funziona il SMP
Richiesta di
energia in Italia
euro/MWh
P*
mark up
Oneri ambientali
fissi
variabili
Tech 1
Tech 2
Tech 3
Tech 4
Tech 5
Nel mercato italiano, hanno priorità di dispacciamento in borsa (cosiddetta produzione passante):
•Contratti bilaterali (se a prezzo nullo)
•Energia rinnovabile
•Energia CIP6
•Energia prodotta da impianti di cogenerazione
MWh
32
Ordine di merito e dispacciamento
Richiesta di
energia in Italia
min
euro/MWh
max
P*
mark up
Oneri ambientali
fissi
Impianto
Impianto
variabili
marginale
inframarginale
Tech 1
Produzioni passanti
Tech 2
Tech 3
Tech 4
Tech 5
MWh
Impianti baseload Impianti midmerit Impianti peakload
33
PAB
Come potrebbe funzionare il PAB
domanda
euro/MWh
P*
mark up
CV + ETS
fissi
Pay as Bid PAB: a ogni
impianto è pagato un prezzo
pari alla sua offerta, il prezzo
pagato dai consumatori è poi
dato dalla media di questi
prezzi
variabili
Tech 1
Tech 2
Tech 3
Tech 4
Tech 5
MWh
34
Il System Marginal Price
Vantaggi:
Svantaggi:
• 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 l’efficienza
• fornisce una rendita a copertura dei costi fissi
• segnala situazioni di scarsità
• la rivelazione del vero costo non è una
strategia dominante
• esiste la possibilità 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
disponibilità di capacità
35
Come si forma il prezzo sulla borsa
esempio di curva di domanda e offerta
36
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 dell’incontro tra domanda e offerta non sono pienamente eseguibili dal punto
di vista fisico
• Prezzo nodale (es. PJM): Valorizzazione dell’energia in ogni nodo di immissione e
prelievo dalla rete. Il costo include il costo di congestione. Sono algoritmi molto
complessi, il prezzo non risulta trasparente, la gestione del sistema diviene
complessa, ma il meccanismo è perfettamente efficiente.
• Prezzo zonale (Nordpool): Il territorio è suddiviso in zone. Se i flussi superano il limite
massimo di transito consentito dalla rete il prezzo viene ricalcolato in ogni zona come
se ciascuna fosse un mercato separato rispetto alle altre.
• Counter trading: Il gestore di rete acquista su un apposito mercato le risorse
necessarie a risolvere le congestioni
• Redispatching: nessuna remunerazione per le unità escluse per vincoli di congestione
37
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Il MGP funziona come un’asta non discriminatoria, in cui a tutti gli operatori di
mercato 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 vendita
sulla borsa a prezzo nullo, per quanto riguarda le quantità vendute, e a offerte di
acquisto sulla borsa senza indicazione di prezzo, per quanto riguarda le quantità
acquistate.
• L’algoritmo per la risoluzione del mercato tiene conto dei limiti massimi di transito tra
le 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 prezzi
differenti, che riflettono differenze nei costi di generazione. Questi si applicano solo agli
operatori che vendono energia
I vincoli fisici
impediscono il
verificarsi della
soluzione più
efficiente
• Gli operatori che acquistano pagano, in ogni caso, il prezzo unico nazionale (PUN),
calcolato come media ponderata (bilaterali inclusi) dei prezzi zonali
38
Le zone (e i nodi) definite da Terna
Criteri per la definizione delle
zone:
•Capacità di trasporto
interzonale limitata
•Assenza di congestioni
intrazonali
•Dislocazione di immissioni e
prelievi all’interno di una zone
ininfluente sulla capacità di
trasporto tra zone
Esistono attualmente 6
zone di mercato, le zone
sono riviste da Terna
quando cambiano le
congestioni sistematiche
Esistono anche poli di produzione
limitata
39
Internal network constraints: 2013-2015
WINTER
SUMMER
Hv – limits at night; Hp - daily limits
March 2014
40
Source: REV19 “Valori dei limiti di transito fra le zone di mercato”, Terna
I risultati del mercato: prezzi MGP (aprile 2014)
41
I risultati del mercato: quantità su MGP (aprile 2014)
42
2. LE DINAMICHE IN CORSO
43
Electricity Balance for Italy - 2012
40%
21%
Coal, gas,
fuel oil
Industrial Customers
NATIONAL
TRANSMISSION GRID
380--220
380
220--150
150--132 kV
Biomass
2%
More than 44.000 km
Residential Customers
Hydro
Grid Losses
7%
Agricolture
31%
Geothermal
fluids
Total Electricity Demand: 328 TWh
Tertiary Sector
Customers
Wind, solar
Source: Terna 2012 data
Import
44
€
Il bilancio attuale e le sue voci
45
I driver del prezzo
Componenti del prezzo
Fattori driver
Domanda
Offerta
Clean Spark
Spread
Rete
Oneri ambientali
Prezzi fuel
Copertura costo
variabile
impianto
marginale
Oneri ambientali (ETS)
Struttura del mercato
46
Contesto macroeconomico
 Domanda guidata
dall’economia nazionale
 Tassi di variazione
simili tra il PIL e la
richiesta di energia
elettrica
 Distacco nel 2013:
molto più netta la
contrazione della
domanda rispetto a
quella del PIL
Variazione del PIL e della domanda elettrica.
Elaborazioni REF-E.
 Ripresa dal 2014?
La domanda elettrica
 Forte crollo della
richiesta elettrica in
seguito alla crisi (oltre 5% nel 2009)
 Tentativo di ripresa nel
biennio successivo
Richiesta di energia elettrica.
Elaborazioni REF-E su dati Terna.
 Nuova contrazione nel
2012-2013
 Richiesta elettrica al
minimo storico da
quando esiste il
mercato
 Ripresa nel futuro?
I consumi settoriali di energia elettrica
 La riduzione dei consumi di energia
elettrica si è riflettuta in una profonda
modifica della loro struttura settoriale.
 Sebbene nel quinquennio 2008-2013 i
consumi del terziario abbiano registrato
una crescita del 10%, i circa 9 TWh di
maggiori consumi accumulati non hanno
controbilanciato i circa 32 TWh di minori
consumi industriali (-21% nel periodo
2008-2013).
 Sempre nel quinquennio 2008-2013 non
hanno invece registrato variazioni rilevanti
né i consumi dell’agricoltura, né quelli
domestici.
Consum i settoriali di energia elettrica 2008-2013
(TWh)
Agricoltura
Industria
Terziario
Domestico
320
288
256
224
192
160
128
96
64
32
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013*
*Stima REF-E
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
Variazione consum i settoriali di energia elettrica 2008-2013
(GWh)
35000
28000
21000
14000
7000
0
-7000
-14000
-21000
-28000
-35000
-42000
9328
164
365
-22185
-32042
Agricoltura*
Industria*
*Stima REF-E
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
Terziario*
Domestico*
Totale*
La penetrazione rinnovabile - 1
 Capacità di generazione da idroelettrico
 pressoché invariata negli ultimi 5 anni
(+4%)
 sostanzialmente stabile al 2020 (+3%
rispetto al 2013)
Dati TERNA e previsioni REF-E.
Dati TERNA e previsioni REF-E.
 Capacità di generazione da geotermico
 debole crescita negli ultimi 5 anni
(+9%)
 lenta crescita al 2020 (+22% rispetto
al 2013)
La penetrazione rinnovabile - 2
 Capacità di generazione da eolico
 più che raddoppiata negli ultimi 5
anni (+140%)
 continuerà il trend di crescita (seppur
rallentata) al 2020 (+40% rispetto al
2013)
Dati TERNA e previsioni REF-E
 Capacità di generazione da biomassa
 più 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
La penetrazione rinnovabile - 3
 2011 – 1° semestre:
Boom della capacità FV
installata per effetto delle
generose tariffe del II Conto
Energia e della legge SalvaAlcoa
 2011 – 2° semestre:
Forte crescita di impianti di
grande taglia sotto il IV Conto
Energia, nonostante
l’introduzione del Registro
Grandi Impianti
Dati TERNA e previsioni REF-E.
 2012:
Rallentamento legato alla crisi economica
 2013:
L’avvio del V Conto Energia e l’esclusione 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
 La dinamica della
produzione da fonti
rinnovabili è
fortemente
condizionata dalla
variabilità
dell’idroelettrico,
dettata dal grado di
piovosità
 Rilevante impatto
della generazione
fotovoltaica
Dati TERNA e previsioni REF-E.
 2012: accelerazione degli investimenti per accedere ai meccanismi di incentivazione attuali
(CV, tariffe onnicomprensive, Quarto Conto Energia), anche se limitata dalla crisi economica
 2013: l’avvio di nuovi meccanismi di incentivazione caratterizzati da un più elevato grado di
incertezza (registri obbligatori e aste) frena lo sviluppo di nuova capacità
La produzione RES-E – per zona
Dati TERNA e previsioni REF-E.
 Forte concentrazione di generazione rinnovabile:
 Il Sud risulta essere una zona di
bassa domanda e alta
 al Nord (principalmente programmabile: idroelettrico)
produzione rinnovabile
 al Sud (principalmente intermittente: solare ed eolico)
 in export verso le altre zone
Il load factor dei CCGT
 Diminuisce il
dispacciamento
della tecnologia
marginale
Stime e previsioni REF-E.
 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)
Mix produttivo: la produzione termoelettrica si riduce
400
350
Thermal
300
Large hydro
Small hydro
250
Self-generation
200
Net import
Solar
150
Wind
100
Geothermal
Biomass
50
Demand+Pumping cons.
0
2010*
2011*
2012**
2013
2020
2020 SEN
*Final data;**Provisional data
Source: TERNA, REF-E forecast, National Energy Strategy
• 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
56
Il FV influisce sui flussi sulla rete (TWh): le congestioni interzonali si riducono su
MGP
NORD:
• Zona di transito
• Si riduce la domanda
dell’industria
Centro:
• Zona
importatrice
Isole:
• Alte res-e
• In export per vincoli
di sicurezza
Fonte : elaborazioni REF-E su dati Terna
Sud:
• Zona esportatrice
• Alta concentrazione di RES-E
57
Margine di riserva al picco come indicatore di adeguatezza:
la forte overcapacity nel breve-medio periodo
La capacità rinnovabile contribuisce
in misura ridotta all’adeguatezza del
sistema
L’ alta overcapacity in condizioni di debole domanda, con alta
penetrazione delle fonti rinnovabili con priorità di dispacciamento
produce una marcata riduzione della domanda contendibile dalla
produzione a mercato
58
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
Dati TERNA e previsioni REF-E.
 Nel 2013 il prezzo zonale è 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
 Nella grande maggioranza delle ore, il prezzo elettrico marginale viene fissato sull’MGP da impianti a gas:
Stime e previsioni REF-E.
 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
•
Mercati più liquidi: in Italia
l’aumento della liquidità 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
L’onere ETS
 A partire dal 2013 i
permessi di emissione CO2
sono allocati tramite aste
al settore termoelettrico e
il costo della CO2 è
internalizzato come costo
variabile degli impianti
termoelettrici
Stime e previsioni REF-E.
 L’impatto sul prezzo
elettrico è 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 d’obbligo
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
Stime e previsioni REF-E.
 Per questo, nonostante
l’aumento dei prezzi CV,
l’onere sul prezzo elettrico
si riduce
progressivamente
Il clean spark spread: la marginalità che esprime il mercato in relazione al suo
grado di concorrenzialità
 Relazione decrescente tra:
 Margine di riserva: rapporto
tra la capacità di generazione
disponibile al picco e la
domanda di picco (indica
l’overcapacity del sistema)
 Clean spark spread: differenza
tra il PUN medio baseload e i
costi variabili totali della
tecnologia marginali
(marginalità ottenibile dai
CCGT)
Stime e previsioni REF-E.
La struttura di mercato
2012
2011
2010
2009
•
2008
Altri
BG
•
C.V.A.
ACEAELECTRABEL
ALPIQ
•
ISAB
SARLUX
SORGENIA
IREN
TIRRENO POWER
•
EGL
A2A
E.ON
ENI
EDISON
ENEL
0%
5%
Source: REF-E elaboration on GME data
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
La concentrazione di
MGP si è molto ridotta
dal 2008 ad oggi
Le zone più
concorrenziali sono il
Nord ed il Sud
Le altre zone
mostrano un
progressivo
incremento di
concorrenzialità
(eccetto CentroSud)
Le quote di mercato
2012-2013 rimangono
sostanzialmente stabili
Le componenti del prezzo
CCGT unit fixed costs structure*
Fixed costs
90
Debt
Variable O&M
Equity
80
Inclusivi di
costo di
trasporto
70
60
Anche con load factor più alti della media del
parco CCGT i costi fissi e di capitale non sono
interamente coperti su MGP
50
40
30
20
10
0
1000 hours of operation
2000 hours of operation
3500 hours of operation
5500 hours of operation
Il recupero di redditività su MSD è 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
* Based on LTMC calculation of a new entrant CCGT
April 2013
66
Source: REF-E
estimate
La marginalità nel 2013: i vantaggi/svantaggi della flessibilità
IL CCGT con efficienza 53%:
IL CCGT con efficienza 53%:
•
ottiene CSS=5.7€/MWh con lf pari a circa 1300 ore annue
•
• Ottiene CSS=0 con lf paria 6500 ore
• Ottiene CSS=0 con lf paria 2800 ore
•
Un funzionamento flessibile può migliorare la marginalità unitaria su MGP
per il CCGT:
Downside:
Upside:
•
ottiene CSS=8.3 €/MWh con lf pari a circa 1300 ore annue
•
Funzionando a Pmax nelle ore con prezzi
superiori ai costi variabili, l’efficienza è superiore
a quella media
•
•
Con ridotto lf aumentano i costi fissi unitari di trasporto
gas
Aumentano gli O&M variabili
La flessibilità ha un costo (penalizzazione sbilanciamenti
e costi di start-up)
67
67
Dinamiche del prezzo elettrico – livelli
• Netto trend di decrescita a
partire dal 2012
• Possibile effetto di:
–
–
–
–
PUN medio mensile dell’ultimo triennio.
Dati GME.
domanda elettrica
penetrazione rinnovabile
prezzo gas
Overcapacity e
concorrenzialità che
incidono sulla marginalità
• Forte componente
stagionale
– fattori climatici
Dinamiche del prezzo elettrico – profilo orario
 Abbassamento del
prezzo nelle ore centrali
della giornata
 Accentuazione del picco
serale (relativamente al
prezzo delle altre ore)
PUN medio per ora nell’ultimo triennio.
Dati GME.
 Possibile effetto di:
 penetrazione
rinnovabile (in
particolare
fotovoltaica)
 recupero di
marginalità da parte
di impianti più
flessibili
Idro ed eolico: forte variabilità della producibilità annua
Variabilità storica della produzione idroelettrica (ultimi 10 anni)
min
GWh
max
30%
su base mensile
7000
6000
La variabilità
dell’idroelettrico è
rilevante:
•
questa fonte
attualmente
rappresenta circa metà
della produzione
rinnovabile
•
la più importante tra le
fonti rinnovabili
programmabili
5000
4000
3000
2000
1000
0
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
Variabilità storica della produzione eolica (ultimi 6 anni)
min
h/mese
250
max
Da 1200 a 2000
ore annue
200
La maggior variabilità è
stata riscontrata per il
mese di agosto (+100% tra
min e max)
150
100
50
0
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
ago
set
ott
nov
70
dic
Fotovoltaico e eolico: forte variabilità stagionale e oraria
Carico orario estivo di un impianto fotovoltaico
Carico orario invernale di un impianto fotovoltaico
NORD
CNORD
CSUD
SAR
SUD
NORD
SIC
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
Variabilità oraria
Le della produzione fotovoltaica
NORD
60
50
40
30
20
10
SUD
SIC
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
70
SAR
0.00
0.00
80
CSUD
La variabilità stagionale
0.60
della
produzione
fotovoltaica0.50è maggiore
0.40
nelle aree settentrionali
(la
0.30
producibilità raddoppia
0.20
nelle ore centrali della
0.10
giornata)
0.60
MW
90
CNORD
MW/MWp
0.70
MW/MWp
0.70
CNORD
perturbazioni
possono
modificare il
profilo di
produzione del
parco
fotovoltaico a
livello zonale
CSUD
SAR
SUD
Variabilità
Laoraria della produzione eolica
NORD
SIC
MW
800
700
600
500
400
CNORD
producibilità
eolica è molto
variabile
anche a livello
aggregato
CSUD
SAR
SUD
SIC
300
200
100
-
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
Fonte: Terna
71
Rischio di
mercato
Aumenta la volatilità dei prezzi in relazione al peso nel mix
delle rinnovabili intermittenti
Volatilità sui mercati elettrici europei day-ahead
•
•
Aumento volatilità
pressoché in tutti i
paesi (tranne Francia
dove si riduce e Olanda
dove tende ad
oscillare)
Livelli di volatilità:
•
•
•
L’incremento di volatilità 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%)
•
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%)
72
3. PROSPETTIVE FUTURE
73
I mercati all’ingrosso in Europa - SPOT
OPCOM
74
Target Model for day-ahead market: the market coupling
Complete development of the market
coupling:
• The offers (bids and sell) compete at a
European level
• Development thruogh a unique centralized
market (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 is
important also for the intraday and
forward market
75
Elementi chiave della transizione del settore elettrico
europeo verso gli obiettivi al 2020: quadro molto complesso
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 flessibilità
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
maturità dei mercati nei vari paesi
Market design comune a livello europeo e
mercati integrati per l’ottimizzazione delle
risorse sull’intero sistema europeo
Investimenti di
rete
Reti nazionali e investimenti decisi
a livello interno.
Interconnessioni limitate fra paesi
Pianificazione europea e investimenti mirati a
promuovere l’ottimizzazione delle risorse a
livello europeo
Dispacciamento TSO nazionali con accordi bilaterali
coi TSO adiacenti
della rete
I TSO nazionali collaborano strettamente come
se fossero un unico TSO centrale
Lo stato di avanzamento e le modalità attuative del processo nel breve-medio
periodo sono molto diversi nei differenti paesi
76
Le questioni emergenti
Competitività dei
paesi
Sicurezza
Adeguatezza
Rischio di
mercato
Necessità di
infrastrutture
•
•
Merit order eterogeneo
Costi medi del mix evolvono in modo diversificato
•
•
•
La necessità di flessibilità è diversa a seconda del mix
Nuove opportunità per le tecnologie flessibili
Gli scambi dipendono dalla diversa evoluzione del mix nei paesi
•
Diverso livello di deficit/overcapacity e diverso contributo
all’adeguatezza delle tecnologie nel mix
Meccanismi di remunerazione della capacità: necessari per
garantire l’adeguatezza e l’affidabilità ma l’eterogeneità può
introdurre barriere e distorsioni del mercato cross-border
•
•
•
•
Aumenta la volatilità dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabili
intermittenti e l’interdipendenza dinamica fra i prezzi elettrici dei paesi
interconnessi
Rimane elevata la competitività dei mercati
Il mercato segnala le necessità di nuove infrastrutture per
aumentare l’efficienza e la competitività
77
APPENDICE
78
Competitività
dei paesi
Forte eterogeneità del Merit Order Europeo
convenzionale
CCGT
carbone
carbone USC
lignite
TE imposto
Nucleare
RES-E
Forte eterogeneità del mix di
capacità
e
delle
caratteristiche del parco
produttivo (età, rendimenti
medi delle tecnologie) come
esito di una storia di cicli di
investimento molto diverse
nei paesi
200
180
Merit Order
Unconstrained
160
140
120
€/
100
80
60
•
40
20
•
0
0
100
200
300
400
500
MW
600
IT: ha parco relativamente
nuovo
BE, GE, FR hanno parco più
obsoleto
Fonte: elaborazioni REF-E
Il CCGT Italiano
è il più nuovo ed
efficiente ma
con costi gas più
elevati
Lignite: SL - GE
Carbone USC: NL - IT
Carbone: NL -AT - IT - SL - DE - BE - FR
CCGT: NL – BE – DE – FR – AT - IT
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
79
Competitività
dei paesi
Il costo medio del mix produttivo tende a ridursi
•
Costo medio del mix produttivo
2012
2016
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Il dispacciamento del sistema EU diviene più
efficiente per migliore allocazione delle
risorse col market coupling e perché le
rinnovabili nel mix si sostituiscono al
termico più caro
il costo variabile medio del mix europeo (sui paesi
monitorati) rimane praticamente invariato (circa
20€/MWh) con prezzo gas che cresce in media del
6% e prezzo carbone che cresce del 25%
€/
–
•
IT
FR
DE
AT
SL
BE
NL
Fonte: Elaborazioni REF-E
Il costo variabile medio del mix produttivo si
riduce notevolmente nei paesi dove
aumenta fortemente il peso delle rinnovabili
–
Quota rinnovabile nel mix produttivo
2012
2016
90%
In Germania il CM aumenta lievemente anche se le
rinnovabili aumentano peso nel mix perché il
carbone nel mix modula (con peso del CCGT
costante e nucleare in lieve riduzione)
80%
70%
60%
•
Per il consumatore finale questo può non
tradursi in una riduzione di costi a causa
degli oneri a supporto rinnovabili
•
Nel medio-lungo periodo il trend sarà forse
attenuato dell’evoluzione del parco nucleare
ed a carbone che potrà essere sostituito
oltre che dalle rinnovabili anche dal CCGT
80
50%
40%
30%
20%
10%
0%
IT
FR
DE
AT
CH
SL
BE
NL
LU
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: scenario 2016 a confronto con 2012
Sicurezza
RES-E
La necessità di flessibilità è diversa a seconda del mix
Bassa
prevedibilità
Forte
instabilità
Necessità di sistemi
flessibili per
compensare l’alta
variabilità e gli
sbilanciamenti
L’esigenza di flessibilità dipende dalla
quota di rinnovabili e di programmabili
nel mix e dalla presenza di tecnologie
flessibili
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016
Aumenta dove è 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)
È inferiore nei paesi dove la quota
baseload è elevata (Francia) cosi come
dove il peso nel mix è alto per
l’idroelettrico e basso per le rinnovabili
intermittenti (es. Austria, Svizzera)
81
Sicurezza
Emergono nuove opportunità per le tecnologie flessibili 1/2
•
Le nuove tecnologie avranno potenzialmente un impatto di rilievo nel mediolungo periodo.
•
Importante il ruolo della domanda per aggiungere flessibilità cosi come la
partecipazione ai servizi ancillari delle rinnovabili e della generazione distribuita
CCGT non cogenerativi
Altri termoelettrici (carbone)
limitatamente
Fornire flessibilità al sistema
nazionale, non solo con un
funzionamento flessibile sui
mercati dell’energia ma anche
fornendo servizi di riserva sui
mercati del dispacciamento
Idroelettrico
modulabile
Pompaggio
Esportare flessibilità verso i paesi interconnessi
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
l’allocazione della flessibilità disponibile al
sistema
82
Sicurezza
Emergono nuove opportunità per le tecnologie flessibili 2/2
2012
2016
I consumi per il pompaggio
tendono ad aumentare per
fornire flessibilità sui
mercati dell’energia
interconnessi
14.0
12.0
10.0
8.0
T
6.0
4.0
2.0
0.0
IT
FR
DE
AT
CH
SL
BE
NL
LU
Fonte: Simulazione Elfo++ Europe
Ore a potenza massima
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
BE
FR
Elaborazioni
REF-E
conEurope
Elfo++ Europe: case study 2016
Fonte: Simulazione
Elfo++
DE
IT
Il load factor dei CCGT si
mantiene sui livelli attuali
anche nel medio periodo,
sintomo di un
funzionamento
estremamente flessibile
83
L’evoluzione degli scambi è determinata dalla diversa
evoluzione del mix nei paesi
Sicurezza
Gli scambi netti alle frontiere nei vari paesi mutano in conseguenza dell’evoluzione della
struttura e del costo medio del mix produttivo
Export 2012
Export 2016
Import 2012
Export netto 2012
Import 2016
Export netto 2016
60
80
40
60
40
20
20
0
T
0
-20
-20
-40
-40
-60
IT
FR
DE
CH
AT
SL
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe
Tuttavia gli scambi in
import/export si
dovrebbero intensificare e
mostrare alta variabilità
oraria per favorire gli
scambi di flessibilità
BE
NL
LU
-60
IT
FR
DE
CH
AT
SL
BE
NL
LU
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe
La simulazione deterministica a minimi costi tende a
sottovalutare tale effetto: l’effetto delle strategie di prezzo e
della variabilità di breve termine dei profili delle rinnovabili
intermittenti rivelerebbe più intensamente questo trend
(soprattutto col market coupling )e le opportunità
conseguenti per le tecnologie flessibili
84
Condizioni di deficit/overcapacity eterogenee e diverso
contributo all’adeguatezza delle tecnologie nel mix
Adeguatezza
RES-E
Affidabilità
•
Disponibilità della capacità non garantita in qualsiasi istante
•
Limitato contributo all’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
all’adeguatezza anche se ne aumenta il peso
nel mix
• Vengono progressivamente dismessi vecchi
impianti nucleare-carbone che invece
fornivano contributo maggiore a pari
capacità
Il margine di capacita disponibile al picco di domanda
2013
2016
•
Complessivamente non è facile capire
se il sistema sia equilibrato perché ci
sono condizioni di adeguatezza
differenti e bisognerebbe tener conto
del contributo delle interconnessioni
•
L’Italia appare come il sistema che più
ha sovrainvestito in tecnologie non utili
alla copertura della domanda mentre
Francia, Germania e Belgio sono i più
deficitari nel breve-medio periodo85
2020
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
-20%
IT
FR
DE
Fonte: Elaborazioni REF-E su dati ENTSO-E
AT
CH
SL
BE
NL
LU
Adeguatezza
•
•
I meccanismi di remunerazione della capacità necessari per
garantire l’adeguatezza e l’affidabilità ma molto eterogenei
I meccanismi di remunerazione della
capacità diventano necessari per garantire
l’adeguatezza e l’affidabilità nel lungo
periodo
la penetrazione delle rinnovabili come esito
delle politiche di decarbonizzazione
allontana i prossimi cicli di scarsità sui
mercati che possano favorire nuovi cicli di
investimento
Fonte: National Regulatory Authorities and ACER (2013)
CM:
•
Eterogenei e
nazionali
•
In genere non
aperti alla
partecipazione
cross-border
Barriere all’implementazione del mercato unico europeo
a causa di possibili effetti distorsivi dei mercati:
•
Diversa definizione della domanda di adeguatezza
•
Diversi tipi di obblighi (disponibilità per il
presente/futuro)
•
Diversa allocazione dei costi
•
Diversa selezione delle risorse ammesse
Possono ridurre
la competitività e
l’efficienza dei
mercati crossborder
Recenti segnalazioni
ACER e CE su necessità
86
di armonizzazione
Rischio di
mercato
Rimane elevata la competitività dei mercati
Spark spread*
€/MWh
francia
olanda
germania
belgio
italia
svizzera
g
a
l
o
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
* calcolato assumendo un rendimento medio del 53%, al lordo di costi di logistica e oneri ambientali
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016 –
domanda idrotermica a mercato in TWh
La domanda di mercato contendibile
dal termoelettrico si riduce
ulteriormente quasi ovunque nel medio
periodo
Fonte: elaborazioni su dati Reuters e Platt's
•
La marginalità sul mercato si è ridotta
fortemente negli ultimi anni
•
Date le condizioni attese di elevata
competitività dei mercati, potrà
recuperare lentamente solo se riprenderà
la domanda contendibile nel più lungo
periodo (con recupero domanda , phase
out nucleare e riduzione quota carbone)
87
Necessità
infrastrutture
Il mercato segnala le necessità di nuove infrastrutture
per aumentare l’efficienza e la competitività
• I PCI (recentemente approvata
la lista dalla CE) sono progetti
di interesse comune per lo
sviluppo delle infrastrutture
energetiche ritenute di
importanza strategica per
realizzare l’interconnessione
transfrontaliera delle reti
• Obiettivi: competitività,
sostenibilità e sicurezza
dell’approvvigionamento
•
Fondamentale la definizione delle bidding zones e l’allocazione della capacità di
scambio col metodo flow-based al fine di evidenziare le nuove congestioni sulla
rete a seguito dell’evoluzione dei mix produttivi e degli scambi sia sulle reti
nazionali che cross-border
•
I segnali di mercato anticipano la necessità di rinforzi delle infrastrutture e ne
determinano una valorizzazione su cui basare la relativa analisi costi-benefici
88
L’attività di dispacciamento (1)
•
•
Poiché l’energia elettrica non può essere facilmente immagazzinata in grandi
quantità e a costi ragionevoli, la sua produzione e il suo consumo devono
risultare continuamente bilanciati per evitare deviazioni troppo ampie della
frequenza dal livello nominale (50 Hz).
Per garantire un’adeguata qualità del servizio, anche per i livelli di tensione sulla
rete di trasmissione devono essere evitate oscillazioni troppo ampie dal livello
nominale (220 V).
L’obiettivo dell’attività di dispacciamento svolta da Terna è quello di
gestire in sicurezza il sistema elettrico: mantenere il bilanciamento
fra generazione e carico e mantenere i livelli di tensione sulla rete ed
i flussi di potenza sulle linee entro determinati range di sicurezza
L’attività di dispacciamento (2)
• L’attività di dispacciamento è 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 interrompibilità del carico, che può essere sia con
preavviso, che automatico o senza preavviso
• I costi che Terna sostiene per lo svolgimento dell’attività di
dispacciamento (assieme ad altre componenti di costo per Terna)
vengono ribaltati sui consumatori finali attraverso una specifica
componente a piè di lista (uplift) della bolletta elettrica.
– disciplina del dispacciamento
I servizi di dispacciamento (1)
SERVIZIO
PARTECIPAZIONE
REMUNERAZIONE
Regolazione primaria
Obbligatoria per generatori
idonei > 10 MVA
Nessuna remunerazione,
eccetto per le isole
Regolazione secondaria
Volontaria, ma obbligo di
offerta per i generatori
qualificati
A mercato
Regolazione terziaria
Volontaria, ma obbligo di
offerta per i generatori
qualificati
A mercato
Risoluzione congestioni intrazonali
Volontaria, ma obbligo di
offerta per i generatori
qualificati
A mercato
Bilanciamento
Volontaria, ma obbligo di
offerta per i generatori
qualificati
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
Rifiuto del carico
Obbligatoria per generatori
termoelettrici > 100 MVA
Nessuna remunerazione
Obbligatoria per generatori
inclusi nel Piano di Riavvio
del Sistema
Nessuna remunerazione
Obbligatoria per generatori
autorizzati su MSD
Nessuna remunerazione
Volontaria per consumatori
Premio annuo +
remunerazione
positiva/negativa per
interruzioni effettive
(impianto acceso che alimenta solo i
servizi ausiliari)
Black start
Telescatto
(disconnessione automatica
dell’impianto dalla rete)
Interrompibilità del carico
Regolata, ma mai definita
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) possono
volontariamente partecipare a MSD richiedendo una specifica «qualifica» a
Terna, ma una volta qualificati a partecipare sono tenuti ad offrire tutti
l’intero margine di regolazione a salire e a scendere di risultante dai
programmi di MGP e MI
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (2)
•
Nel corso della fase di programmazione (MSD ex-ante) Terna accetta le offerte in
acquisto e in vendita per:
– l’approvvigionamento 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 zone
avviene invece su MGP attraverso il meccanismo del market splitting)
•
Nel corso della fase di gestione in tempo reale, ovvero sul Mercato di
Bilanciamento (MB) Terna accetta le offerte in acquisto e in vendita per:
– l’utilizzo 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 dell’ora di consegna
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (3)
• 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 più 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 MSD
rimane uno dei mercati più «lenti» in Europa.
Tem pi di gate cl osure dei m ercati dell'energia in alcuni paesi e uropei
(h. e min.)
Gate closure
Italia
5 h. 30 min - 9 h. 30 min
Francia
45 min.
Germania/Austria
45 min.
Regno Unito
15 min.
Spagna/Portogallo
3 h. 15 min.
Nordpool
1 h.
Fonte: REF-E
I motivi alla base dell’introduzione del capacity market
MGP
MSD
RES non programmabili
incrementano il fabbisogno
di servizi di bilanciamento in
tempo reale
Riduzione margini per gli
impianti idro-termoelettrici
Potenziale recupero di
marginalità per gli impianti
idro-termoelettrici
Segnale negativo per i nuovi
investimenti
Segnale positivo per i nuovi
investimenti, ma alta
incertezza legata alla
probabilità di accettazione
su MSD
Capacity
Market
Coordinamento
RES non programmabili
riducono la domanda
contendibile per gli impianti
idro-termoelettrici
Mercato
forward per i
servizi ancillari
Obiettivo è
l’adeguatezza:
rende stabili i
segnali positivi
per i nuovi
investimenti nel
lungo periodo
Obiettivo è la
sicurezza:
assicura
sufficienti
risorve per il
bilanciamento
in tempo reale
nel breve
periodo
Il capacity market a regime
•
Il capacity market a regime é basato sullo strumento delle reliability options:
– Terna ha il diritto ma non l’obbligo di ricevere dai generatori per ogni MW di capacità
contrattualizzata l’eventuale differenza positiva tra i prezzi su MGP/MSD e uno strike
price
• lo strike price è dato dal costo variabile dell’impianto di punta
– i generatori ottengono il pagamento di un premio annuo da Terna
Possono partecipare solo gli impianti programmabili (nuovi o
esistenti) non incentivati e con capacità > 10 MW.
Terna ha già pubblicato lo schema di disciplina del nuovo
mercato, le cui prime aste si svolgeranno entro fine anno.
Gli impatti del capacity market a regime sul mercato dell’energia
•
In equilibrio, con un mercato perfetto in cui non vi sono asimmetrie informative e potere
di mercato ed in presenza di un mercato della capacità in cui sia ammessa tutta la capacità
di generazione:
–
–
–
nelle ore critiche, che rappresentano i momenti di scarsità in cui il prezzo evolve verso un livello superiore al
costo variabile dell’impianto di punta, il prezzo dell’energia elettrica sottostante converge verso lo strike price
il premio annuo converge alla somma annua delle differenze tra il vecchio prezzo dell’energia e lo strike price
delle ore critiche ed ammonta al costo standard fisso annuo dell’impianto teorico di punta
a parità di profilo di carico il costo per i consumatori finali resta invariato in quanto a fronte di un prezzo spot
dell’energia più basso nelle ore critiche su di essi viene scaricato l’onere del premio annuo incassato dai
generatori
L’area verde
equivale al
premio annuo
versato ai
generatori e
scaricato sui
consumatori
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Esempio di divisione del mercato in zone
Zona Sud
Parco impianti efficiente:
offerte di vendita a prezzi più
bassi
Domanda zona Sud: 40 MW
Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 60 MW
Esportazioni verso Sicilia: 20 MW
Flusso commerciale 20
MW
>
Capacità di trasporto!!!
Capacità di
trasporto
10 MW
Zona Sicilia
Parco impianti meno
efficiente: offerte di
vendita a prezzi più
alti
Domanda zona Sicilia: 20 MW
Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 0 MW
Importazioni da Sud: 20 MW
101
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Esempio di divisione del mercato in zone
€/MWh
Zona Sud
Parco impianti efficiente
offerte di vendita a prezzi più
bassi
Domanda zona Sud: 40 MW
Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 50 MW
Esportazioni verso Sicilia: 10 MW
Capacità di
trasporto
10 MW
60
50
60
MW
€/MWh
150
Zona Sicilia
Parco impianti meno
efficiente
offerte di vendita a
prezzi più
alti
70
Domanda zona Sicilia: 20 MW
Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 10 MW
Importazioni da Sud: 10 MW
70*
0
10
MW
102
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
• I differenziali di prezzo tra zone rappresentano una misura del beneficio
conseguente all’incremento della capacità di trasporto tra le zone; in altre parole,
danno un valore alla capacità di trasporto
- I produttori delle zone che “esportano” energia elettrica, e che quindi contribuiscono
ad accrescere le congestioni interzonali, pagano implicitamente un corrispettivo per la
capacità di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo più basso per l’energia venduta
- I produttori delle zone che “importano” energia elettrica, e che quindi contribuiscono a
ridurre le congestioni interzonali, incassano implicitamente un corrispettivo per la
capacità di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo più alto per l’energia venduta
• Un importante effetto del meccanismo zonale è l’incentivo alla localizzazione
della nuova capacità nelle zone che importano e in cui, in presenza di
congestioni, sono dispacciati impianti più costosi rispetto alle altre zone (e si
determinano prezzi più alti)
103