Il mercato elettrico
Esperienza italiana di liberalizzazione e market design
Corso di Economia e Regolazione delle Public Utilities
a.a. 2009/10 - Università di Bologna
Dr. Stefano Verde
Ph.D in Diritto ed Economia, LL.M in Competition Law & Economics
Schema della lezione
 Cenni sulle caratteristiche del settore
 La liberalizzazione del settore elettrico
• L’impulso comunitario (cenni)
• Il decreto Bersani (d.lgs 79/99)
• Le tappe successive
 L’attuale disegno del mercato elettrico
• Configurazione del mercato wholesale
• Vincoli della trasmissione
• Configurazione del mercato retail
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Parte prima
 I fondamentali del mercato elettrico
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Fondamentali: la filiera elettrica
Generazione / Importazione
Mercato all’ingrosso
(Borsa Elettrica / Contratti Bilaterali OTC)
Rete di Trasmissione Nazionale
Rete di distribuzione locale
Vendita al consumatore finale
(industriale o domestico)
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I fondamentali: la domanda di elettricità
 Domanda di elettricità:
• Caratterizzata da importanti fluttuazioni
o Stagionali
o Settimanali
o Giornaliere
• Elasticità della domanda nel breve: molto scarsa
o è un bene essenziale, il cui uso è derivato
o non è sostituibile (soprattutto nel breve periodo!)
o “Demand Side Management” (vv. contatori per fasce)
• Una maggiore elasticità della domanda nel medio-
lungo
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I fondamentali: le fluttuazioni della D
Evoluzione prezzo e.e. in Italia nel 2007 e 2008
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I fondamentali: le fluttuazioni della D
Evoluzione domanda e prezzo e.e. in Italia
nell’ultimo mese
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I fondamentali: le fluttuazioni della D
Evoluzione domanda e prezzo (MGP) e.e. in Italia il
lunedì 23/11/2009
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I fondamentali: l’offerta di elettricità
 Elettricità si ottiene da trasformazione di fonti
di energia primaria
• fossili o tradizionali (carbone, derivati del greggio,
gas naturale, nucleare)
• rinnovabili (idroelettrico, eolico, fotovoltaico,
biomasse, geotermia, …)
Fuel Oil
11.61%
Other thermals
5.64%
Derived gas
1.89%
Hydro natural
11.68%
Wind
0.76%
Hydro pumping
2.22%
Other renewables
4.48%
Solar
0.001%
Geothermal
1.72%
Biomass
1.99%
Natural Gas
48.35%
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Coal
14.13%
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I fondamentali: l’offerta di elettricità
 Generazione di e.e. da ciascuna fonte primaria
ha caratteristiche proprie:
•
•
•
•
•
Costi fissi e costi variabili
Costi di combustibile
Tempi e possibilità di ramp-up e di ramp-down
Caratteristiche tecniche, rendimenti medi,vita utile
Intermittenza o continuità (vv anche programmabili
o non programmabili)
 Il parco di generazione ideale NON esiste, si
deve invece perseguire il giusto mix energetico
(sicurezza, impatto ambientale, costo medio,…)
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0
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Idroelettrico grande
taglia
Idroelettrico piccola
taglia
Eolico off-shore
Quota O&M
Eolico on-shore
Biogas
Biomasse solide
Quota investimento
Nucleare
IGCC
Polverino con
sequestro carbonio
Polverino di carbone
Gas Ciclo combinato
con sequestro del
carbonio
Ciclo combinato gas
euro/MWh
I fondamentali: costi delle diverse fonti
 Costo annualizzato dell’e.e. per diversa fonte primaria
Quota combustibile
250
200
150
100
50
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I fondamentali: l’offerta di elettricità
 In conclusione, gli impianti di generazione e.e.
possono essere suddivisi in:
• Impianti x soddisfare il carico di base (“baseload”)
o Es. elevati costi fissi, bassi costi variabili, poca
flessibilità, lunghi tempi di avvio (nucleare, carbone)
• Impianti di modulazione (“mid-load”)
o Es.
• Impianti x soddisfare il carico di picco (“peak-load”)
o Es. bassi costi fissi, alti costi variabili, alta flessibilità,
veloci tempi di accensione e spegnimento (Combined
Cycle Gas Turbines, olio combustibile)
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I fondamentali: la trasmissione di e.e.
 Nelle reti magliate, l’e.e. fluisce lungo il
percorso in cui la resistenza è minore (leggi di
Kirchoff) → non è possibile seguire il percorso
dell’e.e. lungo la rete → percorsi fisici e
commerciali dell’e.e. non coincidono!
 L’e.e., ad oggi, non può essere stoccata (in
modo economico) → L’equilibrio tra
immissioni in rete e prelievi (cioè tra S e D)
deve essere costantemente garantito perché
frequenza e tensione della rete non oscillino
oltre le bande di tolleranza
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I fondamentali: la trasmissione di e.e.
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Parte seconda
 La liberalizzazione del settore elettrico
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La liberalizzazione: l’impulso UE
 La I Direttiva Elettricità (Direttiva 96/92/CE)
•
•
•
•
•
•
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Nuovi impianti di generazione affidati con gara d’appalto o
con sistema di autorizzazioni;
introdurre Gestore rete di trasmissione, che deve essere
indipendente almeno a livello gestionale (managerial
unbundling) dalle altre attività della filiera;
gestore della rete di distribuzione per ciascuna area
identificata;
imprese elettriche integrate tengono conti separati per
attività come se fossero entità indipendenti (account
unbundling)
accesso dei terzi alla rete (TPA): negoziato, regolamentato o
con figura dell’Acquirente Unico
Apertura del mercato a clienti idonei
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La liberalizzazione: l’impulso UE
 La II Direttiva Elettricità (Direttiva 2003/54/CE)
• Autorizzazione nuovi impianti con meccanismi di
gara
• Separazione giuridica del gestore del sistema di
trasmissione (legal unbundling)
• Separazione giuridica del gestore del sistema di
distribuzione (legal unbundling)
• TPA
• Apertura del mercato finale:
o
o
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dal 1 luglio 2004: tutti i clienti non civili
dal 1 luglio 2007: tutti i clienti
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La liberalizzazione: l’impulso UE
 Il “Terzo Pacchetto Energia”:
•
•
•
Separazione legale e funzionale non basta:
o
conflitto di interessi tra operatore di rete e i terzi
o
non è garantita trasparenza delle informazioni;
o
incentivi ad investire non sono adeguati
La Commissione auspica separazione proprietaria (vietare
controllo congiunto in capo ad uno stesso soggetto) oppure
soluzione ISO (operatore completamente indipendente da
proprietario che opera tutta la gestione rete)
Regola di reciprocità per evitare discriminazione con paesi
terzi extra-UE (es. Russia)
 Compromesso uscito da Consiglio UE del 2008 non è
una vera separazione proprietaria (“modello ITO”…)
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La liberalizzazione: il d.lgs. 79/99
 Il “Decreto Bersani” recepisce la Prima Direttiva:
•
•
•
•
•
•
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liberalizzazione dell’attività di generazione, vendita
finale e interscambi con l’estero
accesso regolamentato alla rete di trasmissione tramite
tariffe definite da AEEG
trasmissione e dispacciamento affidate a in concessione
a gestore della rete
separazione societaria dell’incumbent (Enel)
introduzione di nuove figure istituzionali: GRTN, GME,
AU
cessione di capacità produttiva di Enel (c.d. “Gencos”)
per ridurre concentrazione del mercato
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La liberalizzazione: il d.lgs. 79/99
 Alcune misure proconcorrenziali nell’attività di
generazione e.e.:
• impone un tetto massimo alla generazione ed
importazione di e.e. imputabile ad un solo
operatore, pari al 50%;
• semplifica procedure di autorizzazione di nuove
centrali → riduce le barriere normative all’ingresso
nell’attività di generazione;
• impone ad Enel la cessione di almeno 15 GW di
capacità di generazione → riduce posizione
dominante dell’incumbent
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La liberalizzazione: il d.lgs. 79/99
 Alcune misure proconcorrenziali nell’attività
della vendita finale:
• definisce la tipologia di clienti idonei, ammessi a
contrattare l’energia dal fornitore che preferiscono
ricorrendo al mercato libero o a contratti bilaterali;
• definisce clienti vincolati gli utenti che vengono
serviti ex lege dal distributore della propria area
geografica. L’energia per i clienti vincolati viene
approvvigionata all’ingrosso dall’AU;
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La liberalizzazione: altri interventi
 Legge 234/04 (“Legge Marzano”): recepisce
alcune disposizioni della Seconda Direttiva:
• dal 1 luglio 2007 tutti i clienti possono scegliere di
essere riforniti sul mercato libero (l. 234/2004).
Alcune tipologie di clienti che non hanno ancora
optato per il mercato libero possono rimanere nel
c.d. mercato di maggior tutela o nel mercato di
salvaguardia (temporaneamente)
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Parte terza
 L’attuale disegno del mercato elettrico
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Market design: introduzione
 Disegno di mercato che emerge da processo di
liberalizzazione delle fasi della filiera che sono
concorrenziali (es. generazione, importazione,
vendita)
• disegno delle attività di vendita all’ingrosso
(wholesale)
• disegno delle attività di vendita al dettaglio (retail)
• disegno dei mercati per la risoluzione di
congestioni e per il dispacciamento
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Market design: mercato all’ingrosso
 E.e. all’ingrosso in Italia può essere scambiata
tra gli operatori secondo due modalità:
• Contratti bilaterali o contratti “OTC” (Over The
Counter)
o
negoziati direttamente tra le parti, vanno registrati su
una Piattaforma che tiene traccia dei volumi scambiati,
rimane un rischio credito di controparte
• “Borsa elettrica”
o è un insieme di mercati che permette lo scambio di
e.e. con una controparte centrale (GME) a prezzi
prevalenti ora per ora (risultato di algoritmo)
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Market design: la Borsa elettrica
 Borsa elettrica si articola in più mercati
successivi fra loro:
• MGP, Mercato del Giorno Prima, si tiene nel D-1 e
restituisce come esito un valore di prezzo per
ciascuna ora del giorno D (per ciascuna zona, vv
infra)
• MI, Mercato Infragiornaliero, per adesso si tiene
dopo il MGP sempre in D-1, in futuro sarà esteso
anche al giorno D
• MSD, Mercato dei Servizi di Dispacciamento, serve
a Terna (operatore rete) per procurarsi le “riserve
terziarie” (vv. infra)
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Market design: MGP
• MGP è la sessione di mercato più importante, in cui
•
•
•
•
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viene scambiata la maggior parte dei volumi di e.e.
La sessione MGP si chiude alle 9.00 del D-1
Gli operatori offrono volumi di e.e. ad un prezzo
per ciascuna delle ore del giorno D
Il gestore del mercato (GME) ricostruisce la curva di
offerta aggregata per ciascuna ora e la relativa
curva di domanda e perviene ad un prezzo di
equilibrio per ciascuna ora (e ciascuna zona, vv
infra)
Si impiega il metodo del System Marginal Price (in
alternativa si potrebbe ricorrere al sistema Pay-AsBid
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Market design: MGP e zone
• La rete di trasmissione impone dei vincoli massimi
alla trasmissione di energia da una zona all’altra →
l’algoritmo del GME tiene conto anche del rispetto
di tali vincoli (congestioni di rete)
• La violazione di un vincolo di trasmissione fra due
zone determina la separazione tra due zone, c.d.
market splitting → verrà trasferita la quantità
massima di e.e. tra le zone e si formeranno due
differenti prezzi zonali
• La media ponderata dei diversi prezzi zonali è il
PUN, Prezzo Unico Nazionale
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Market design: perché i prezzi zonali
• I prezzi zonali hanno un valore segnaletico per
identificare le zone del mercato in cui l’e.e. ha un
valore maggiore (a causa delle congestioni o della
scarsa capacità installata)
• Al fine di non discriminare tra gli utenti di diverse
zone del paese, chi ACQUISTA in Borsa e.e. compra
sempre pagando il PUN
• Al contrario, chi immette e.e. nel sistema (cioè chi
la produce) viene remunerato al Prezzo Zonale
dell’area in cui immette
• PERCHE’?
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Market design: il MI
• Il Mercato Infragiornaliero (MI) fino al mese scorso
era “Mercato di Aggiustamento”
• Il suo ruolo per il momento è ancora quello di un
mercato di aggiustamento delle offerte del MGP
• In prospettiva dovrebbe fungere da mercato in
negoziazione continua tra MGP e MSD, diventando
quindi davvero un Mercato Infragiornaliero, come
disposto dalle normativa UE
• Perché c’è interesse per mercato intraday?
o
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Più ci si avvicina al momento della consegna dell’e.e.,
maggiori sono le informazioni a disposizione degli
operatori per decidere se/come offrire la propria
produzione → riduce scelte in asimmetria informativa
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Market design: il MSD
• Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento serve
all’operatore della rete (TERNA) per
approvvigionarsi dei c.d. “servizi di
dispacciamento”
• Perché c’è bisogno dei servizi di dispacciamento?
E.e. NON è immagazzinabile, quindi deve essere
garantito in OGNI istante l’equilibrio tra S e D tale
da mantenere la frequenza della rete entro una
banda di oscillazione accettabile per il sistema
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Market design: le riserve a disposizione
• Se l’e.e. fosse immagazzinabile, si potrebbe
ricorrere a STOCCAGGI (vv. gas) per colmare in ogni
momento i disequilibri tra domanda (prelievi dalla
rete) e offerta (immissioni in rete)
 Esistono forme di riserva anche dell’e.e.
• “Riserva di regolazione”: alcuni impianti che
rispettano determinate caratteristiche tecniche
devono essere dotati della strumentazione
necessaria e mantenere una porzione della propria
capacità per rispondere automaticamente e in
tempo reale ad eventuali deviazioni della
frequenza della rete dalla frequenza obiettivo
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Market design: le riserve a disposizione
• “Riserva secondaria”: è chiamata in azione circa un
minuto dopo il verificarsi del disequilibrio, dal
gestore della rete a mezzo di impulsi e viene
remunerata all’operatore. Serve per “liberare” la
riserva primaria.
• “Riserva operativa o sostitutiva”: viene chiamata
dal gestore della rete per essere resa disponibile a
partire da 10/15 minuti dopo il verificarsi del
disequilibrio. “Libera” riserva secondaria. Viene
remunerata secondo gli esiti del MSD
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Market design: il MSD
• MSD:
o mercato in cui operatori offrono la disponibilità ad
essere chiamati a incrementare o ridurre la propria
generazione, dietro remunerazione, per risolvere le
eventuali congestioni della rete
o serve a Terna per avere a disposizione una capacità di
riserva con cui rispondere a disequilibri persistenti o a
deviazioni dalle previsioni circa la domanda e/o
l’offerta di e.e. formulata al D-1
o Il sistema con cui le offerte vengono accettate è del
tipo pay-as-bid
• È attesa una riforma dell’MSD dal 2010
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Market design: vincoli di rete con estero
• I fenomeni di congestione che determinano la
separazione fra le diverse zone del mercato italiano
valgono anche per le linee di interconnessione con
l’estero
• In questo caso i mercati hanno ancora carattere
nazionale, ma il flusso massimo di import/export è
influenzato dalla capacità della linea di
interconnessione
• Teoricamente, se la capacità di interconnessione
fosse illimitata, dovrebbe esistere un solo prezzo
per tutti i mercati interconnessi, invece…
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Market design: i vincoli della rete UE
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Market design: mercato finale
 Esiste mercato libero da cui qlq cliente può
approvvigionarsi
 Alcune tipologie di utente che non sono ancora
state costrette a migrare al mercato libero (es.
clienti domestici e “piccole imprese”) possono
invece restare nel mercato di maggior tutela:
• Approvvigionate secondo le condizioni economiche
di maggior tutela stabilite trimestralmente
dall’AEEG in base ad andamento combustibili,
recupero oneri, costi trasmissione, …
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Market design: mercato finale
 Anche in questo caso non vi è più coincidenza
tra chi approvvigiona commercialmente il
cliente (venditore) e chi lo approvvigiona
fisicamente (distributore locale).
• Prima della liberalizzazione nella fase retail
distributore = venditore
• Adesso è complesso rapporto da definire
soprattutto in caso di inadempimenti contrattuali
di una delle parti
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Riferimenti bibliografici per il corso
 Marzi G., “Concorrenza e regolazione nel settore elettrico”,
Carocci editore, 2006, capp. 2, 3.1, 3.2, 3.3, 3.6, 4.3, 4.4.,
9.1, 9.2
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