Infrastrutture elettriche e borsa dell’energia:
quali prospettive per il mercato italiano
Prof. Carlo Andrea BOLLINO
Presidente
Forum PA 2004 – Roma, 14 maggio 2004
Parte Prima
Stato del sistema elettrico italiano
-2-
Stato del sistema elettrico italiano
Bilancio elettrico nazionale 2003
2003
(*)
(miliardi di kWh)
Fabbisogno :
Produzione nazionale
destinata al consumo :
2002
Variazione
(miliardi di kWh)
(%)
319,7
310,7
+ 2,9
(100%)
(100%)
268,7
260,1
(84,1%)
(83,7%)
51,0
50,6
(15,9%)
(16,3%)
Saldo estero :
import:
51,5
51,5
export:
0,5
0,9
(*) Dati Provvisori
-3-
+ 3,3
+ 0,7
Bilancio elettrico nazionale - Anno 2003
Dati provvisori
13.2%
Acqua
53%
33,3 TWh
Centrali idroelettriche
69.3%
Carbone
Olio Gas
Centrali termoelettriche
Fluidi
Geotermici
Clienti industriali
229,0 TWh
1.51%
Centrali geotermoelettriche
Vento
5,0 TWh
0,4%
2%
RETE TRASMISSIONE
NAZIONALE
Clienti domestici
380-220-150-132 kV
Oltre 43 mila km
Illuminazione
pubblica
1,4 TWh
Aerogeneratori
Saldo Estero
21%
€
15.5%
Totale energia richiesta 319,7 TWh
51,0 TWh
24%
Clienti terziari
380-220 V
-4-
Previsioni sulla crescita dei consumi
Aggiornamento gennaio 2004
(*)
Tasso di
incremento
medio annuo
Anno
Miliardi di
kWh
2003
319,7
2004
330,5
+ 3,4 %
2005
340,5
+ 3,0 %
2006
351,0
+ 3,1 %
Provvisorio
-5-
(*)
+ 2,9 %
Gestione del sistema
Criticità 2003
• Distacchi programmati a rotazione, effettuati a livello nazionale
il 26 giugno, che hanno comportato interruzioni della fornitura di
elettricità per complessivi 12.850 MWh;
• Black out nazionale del 28 settembre, che ha comportato la
mancata fornitura di energia elettrica per complessivi 180.000 MWh
-6-
Andamento atteso della copertura del fabbisogno
Anno 2004 – Potenza (MW)
Andamento atteso copertura fabbisogno 2004 Area Continente (85%)
51000
CRITICITA'
Adeguamento ESTERO
Disponibilità gruppi compresi nuovi ingressi
Fabbisogno
46000
MW
41000
36000
31000
-7-
dic-04
nov-04
ott-04
set-04
ago-04
lug-04
giu-04
mag-04
mag-04
apr-04
mar-04
feb-04
gen-04
26000
Andamento atteso della copertura del fabbisogno
Anno 2004 – Potenza (MW)
Andamento atteso copertura fabbisogno 2004 Area Continente (85%)
51000
Deroghe
azioni
TUTTE leambientali
CRITICITA'
Adeguamento ESTERO
Disponibilità gruppi compresi nuovi ingressi
Fabbisogno
46000
MW
41000
36000
31000
-8-
dic-04
nov-04
ott-04
set-04
ago-04
lug-04
giu-04
mag-04
mag-04
apr-04
mar-04
feb-04
gen-04
26000
Principali azioni avviate per incrementare la sicurezza
a) Azioni con impatto 2004
Le criticità dell’estate 2003
ed i periodi critici previsti
per il 2004 richiamano la
necessità di incrementare il
coordinamento e la
sicurezza del sistema
b) Piano di Sicurezza
c) Accelerazione sviluppo rete
-9-
Azioni con impatto 2004
1. Riprogrammazione dell’utilizzo degli impianti idroelettrici
2. Avvio della Borsa dell’energia per
•
•
assicurare al produttore una remunerazione correlata alla effettiva
domanda di energia
incentivare la produzione nei periodi critici
3. Riattivazione di impianti in arresto di lunga durata
4. Incremento della capacità interrompibile al fine di ridurre al
massimo il rischio di distacchi programmati per l’utenza
diffusa
5. Protocollo GRTN - ETRANS
- 10 -
Piano di Sicurezza 2004
Le azioni per migliorare i sistemi di difesa del
sistema elettrico sono indirizzate su cinque aree di
intervento:
1. programmazione dell’esercizio;
2. supervisione in linea;
3. protezione del sistema e regolazione del macchinario di
compensazione
4. controllo del transitorio di frequenza;
5. piano di riaccensione del sistema
- 11 -
Lo sviluppo della rete: obiettivi
• sicurezza e continuità della fornitura di energia elettrica alle
imprese ed alle famiglie
• aumento dell'efficienza e dell'economicità del servizio di
trasmissione dell’energia e del sistema elettrico nazionale
• connessione alla rete elettrica di trasmissione delle nuove centrali
di produzione
• riduzione delle congestioni sulla rete elettrica attraverso la
realizzazione di nuove linee
• sviluppo e potenziamento delle linee di interconnessione con
l'estero
• rispetto dei vincoli ambientali e paesaggistici
- 12 -
Piano di Sviluppo 2004
Indicazioni per l’ubicazione di nuova capacità produttiva
Necessità di disporre nel lungo periodo di ulteriori 8.000 – 9.000 MW di nuova
capacità produttiva
• Zona Nord:
Lombardia (Brescia, Cremona, Bergamo)
• Zona
Emilia
Centro-Nord:
Romagna
(Reggio,
Modena,
Bologna)
Toscana (Firenze, Prato, Pistoia)
• Fascia adriatica:
Marche – Abruzzo settentrionale –
Umbria meridionale
• Area tirrenica:
Lazio meridionale – Campania settentrionale – Isole
maggiori
- 13 -
Piano di Sviluppo 2004
Dati principali
Elettrodotti (km)
1.920
Nuove stazioni (No.)
51
Nuovi trasformatori (MVA)
12.700
Stima investimenti nel breve – termine (2004-2006): 450 milioni di €uro
Stima investimenti nel lungo – termine (dopo il 2006): 1.250 milioni di €uro
- 14 -
Piano di Sviluppo 2004
Dati principali per livelli di tensione
380 kV
Nuove stazioni (N.ro)
220 kV
120-150 kV
Totale
27
5
19
51
Breve-medio termine
14
3
13
30
Medio-lungo termine
13
2
6
21
Increm. Pot. trasf. (MVA)
10.750
2.060
Breve-medio termine
4.300
1.390
0
5.690
Medio-lungo termine
6.450
670
-110
7.010
Elettrodotti (km)
-110
12.700
2.320
- 890
490
1.920
Breve-medio termine
430
- 130
200
500
Medio-lungo termine
1.890
- 760
290
1.420
- 15 -
Piano di Sviluppo 2004
Sviluppo della Rete
OBIETTIVI
CLASSIFICAZIONE INTERVENTI IN
BASE AI PRINCIPALI BENEFICI
Sicurezza e continuità della fornitura
(criterio N-1)
1. Incremento della TTC
nell’interconnessione con l'estero
Miglioramento dell’affidabilità e della
qualità del servizio
2. Riduzioni delle congestioni e dei
Riduzione delle congestioni
poli di produzione limitati
Aumento dell'efficienza e
dell'economicità del servizio
3. Miglioramento della sicurezza del
servizio di trasmissione
Potenziamento dell’interconnessione
con l'estero
4. Miglioramento degli standard di
qualità e sicurezza nella
distribuzione
VINCOLO
Tutela dell’ambiente
- 16 -
Lo sviluppo dell’ interconnessione con l’estero
Esigenze di sviluppo dell’interconnessione
• Sicurezza degli approvvigionamenti
• Economicità delle forniture
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Nuove linee di interconnessione con l’estero
Nuova linea
Italia-Austria
Nuova linea
Italia-Svizzera
1.000 MW
1.500 MW
Lienz (A)
Robbia (CH)
Nuova linea
Italia-Slovenia
1.500 MW
Okroglo (SLO)
Udine
S. Fiorano (BS)
Cordignano (TV)
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Nuove linee sul territorio (principali)
Turbigo-Rho
Redipuglia-Udine Ovest
Trino-Lacchiarella
Venezia N. - Cordignano
Voghera-La Casella
Matera – Napoli S. Sofia
Cavo
Sardegna - Continente
Rizziconi - Laino
Cavo
Sicilia - Continente
- 19 -
Lo sviluppo dell’interconnessione con l’estero
Studio
nuova linea
Italia-Svizzera
Studio
nuova linea
Italia-Austria
Studio
nuova linea
Italia-Francia
Studio
nuovo cavo
Italia-Croazia
Studio
nuovo cavo
Italia-Algeria
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Parte Seconda
L’avvio della Borsa elettrica
- 21 -
La Borsa elettrica
Perché la Borsa elettrica:
 per promuovere la concorrenza tra gli operatori, la libera
iniziativa e gli investimenti;
 per garantire la sicurezza, l’affidabilità e l’efficienza del sistema
elettrico, tutelando gli interessi delle famiglie e delle imprese
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La Borsa elettrica
Che cos’è la Borsa elettrica:
un sistema organizzato di offerte, di vendita e di acquisto di energia
elettrica, basato su:
 Mercato dell’energia
 Mercato del giorno prima (MGP)
 Mercato di aggiustamento (MA)
 Mercato del servizio di dispacciamento (MSD)
- 23 -
La Borsa elettrica: il mercato dell’energia
 Mercato del Giorno Prima (MGP)
è finalizzato allo scambio di energia all’ingrosso tra produttori e grossisti (o
clienti idonei). Si svolge nella mattinata del giorno precedente al giorno di
consegna dell’energia, e possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a
tutti i punti di offerta.
 Mercato di Aggiustamento (MA):
è il mercato sul quale gli operatori possono modificare i programmi definiti
durante il MGP, presentando ulteriori offerte di vendita o di acquisto. Si svolge
subito dopo il MGP nella tarda mattinata, e possono parteciparvi i produttori in
relazione a tutti i punti di offerta
- 24 -
La Borsa elettrica: le informazioni
Sul sito www.mercatoelettrico.org sono disponibili ogni giorno i dati relativi al
MGP. In particolare:
 Prezzo di acquisto:
media aritmetica, media ponderata, minimo e massimo;
 Liquidità: indica la quota percentuale della quantità di energia elettrica
scambiata nell’IPEX rispetto alle quantità complessive del Sistema Italia 2004;
 Quantità: indica il quantitativo orario di energia elettrica venduta e acquistata
per ciascuna zona;
- 25 -
Il ruolo dell’Acquirente Unico
E’ la società a cui è affidato il compito di assicurare ai clienti vincolati (famiglie e
piccole imprese) la fornitura di energia elettrica a prezzi competitivi in condizioni
di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio.
 stipula contratti di compravendita, al di fuori della Borsa elettrica, per una
quantità non superiore al 25% della previsione della domanda complessiva
annua;
 partecipa alle procedure per l’assegnazione della capacità di trasporto per
l’importazione di energia elettrica;
 partecipa alle procedure per l’assegnazione dell’energia CIP 6;
 si approvvigiona nella Borsa elettrica, previa stipula di contratti per la
copertura del rischio di prezzo e di quantità;
 acquisisce tutta l’energia elettrica dei contratti pluriennali di importazione
in essere, stipulati da Enel Spa anteriormente al 19 febbraio 1997.
- 26 -
Il ruolo dell’Acquirente Unico
Domanda 2004 Mercato Vincolato :
170
Domanda 1 Aprile – 31 Dicembre :
126
TWh
TWh (Sistema Italia 2004)
Energia
 import pluriennale:
Percentuale
11,3 TWh
8,9%
 import annuale 2004:
3,2 TWh
2,5%
 CIP 6 - 2004:
5,8 TWh
4,6%
 contratti bilaterali:
31,7 TWh
25,0%
 contratti per differenza:
18,7 TWh
14,9%
 Borsa senza copertura:
55,5 TWh
43,9%
- 27 -
Parte Terza
Lineamenti di politica energetica
- 28 -
Legge 27 ottobre 2003, n. 290 : principali disposizioni
 Unificazione di proprietà e gestione della RTN (DPCM 11
maggio 2004);
 Trasferimento delle competenze in materia di import di energia
elettrica dall’AEEG al Ministero Attività Produttive;
 Nuove linee elettriche private di interconnessione con l’estero;
 Procedimenti di autorizzazione alla costruzione e all’esercizio di
nuove centrali e di nuovi elettrodotti;
 Procedura di messa fuori servizio degli impianti;
 Definizione standard di efficienza degli impianti;
- 29 -
Legge 27 ottobre 2003, n. 290 : principali disposizioni
 Tariffe di remunerazione delle reti di trasmissione e distribuzione
 Facoltà in capo al GRTN di modificare i profili di immissione e
di prelievo dei contratti bilaterali
 Presentazione annuale da parte del GRTN al MAP di un
“Piano di Sicurezza” con gli adeguamenti dei programmi di
difesa del sistema elettrico
 Proroga al 30 giugno 2004 dell’entrata in vigore del Testo unico
sulle espropriazioni, per quanto attiene alle reti energetiche
 Possibilità per il MAP di emanare decreti per:
riprogrammazione
utilizzo
impianti
idroelettrici,
concentrazione manutenzioni, riattivazione impianti in arresto
di lunga durata, incremento capacità interrompibile.
- 30 -
D.L. 379/03 (capacity payment)
Lo scopo
“assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell’adeguatezza
della capacità produttiva, al fine di garantire la copertura della
domanda nazionale” (art. 1)
Il “capacity payment” si basa su meccanismi concorrenziali,
trasparenti, non discriminatori, e non distorsivi per il mercato.
- 31 -
D.L. 379/03 (capacity payment)
I principi generali
 La remunerazione si applica alle centrali di nuova realizzazione
nonché al mantenimento, in esercizio efficiente, della capacità
esistente;
 La remunerazione è commisurata agli obiettivi di capacità
produttiva del sistema elettrico, indicati dal GRTN;
 La remunerazione può essere applicata anche ai consumatori che
siano tecnicamente in grado di fornire il servizio di riserva, ma che
non beneficiano di altre agevolazioni;
 La remunerazione è subordinata al rilascio di apposita garanzia
prestata dai soggetti beneficiari.
- 32 -
Il nuovo scenario normativo
In Europa
Direttiva 2003/54/CE :
 Completa liberalizzazione della fornitura per i clienti
industriali: dal 1 luglio 2004
 Completa liberalizzazione di tutta l’utenza, anche
domestica: dal 1 luglio 2007
- 33 -
Il nuovo scenario normativo
In Italia
Disegno di legge di riordino del settore energetico :
 Stabilisce principi e obiettivi della legislazione sull’energia;
 Definisce le competenze dello Stato e delle Regioni
secondo il nuovo Titolo V della Costituzione;
 Completa la liberalizzazione dei mercati energetici;
 Contiene interventi per incrementare l’efficienza del
mercato interno.
- 34 -
Il nuovo scenario normativo
In Italia
Il disegno di legge di riordino del settore energetico ha un
obiettivo finale: ridurre i costi dell’energia per il consumatore
obiettivo intermedio:
una politica coordinata che stimola la concorrenza e regolamenta i
monopoli naturali
strumenti di regolazione
per dare certezza agli operatori e stimolare gli investimenti
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Il nuovo scenario normativo
In Italia
Mercato
Produzione
Vendita
Diffusione
Concentrazione
Trasmissione
Distribuzione
Servizio pubblico
Il servizio pubblico è insufficiente
se lasciato solo alle regole del mercato
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