il mercato elettrico italiano: stato dell’arte e prospettive
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Virginia CanazzaPavia, 19 Maggio 2014ref-eTRANSCRIPT
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Il mercato elettrico italiano:stato dellarte e prospettive
Virginia Canazza
Pavia, 19 Maggio 2014
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Obiettivi:
Trasferire le nozioni di base sullorganizzazione attuale del mercato elettrico italiano Introdurre i principali indicatori utilizzati per lanalisi di mercato Rendere noti i fattori chiave che caratterizzano le dinamiche in corso e i trend futuri
Agenda:
Breve presentazione di REF-E1. Overview sul mercato elettrico italiano
Gli attori e gli elementi chiave dellorganizzazione 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 pi recenti
3. Prospettive future Conclusioni
Obiettivi ed agenda
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BREVE PRESENTAZIONE DI REF-E
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Ho conseguito nel 2000 la laurea in Ingegneria Elettrica, indirizzo Sistemi di Potenza Elettrici, presso l'Universit degli Studi di Pavia. Dal 2001 a met 2007 ho svolto attivit 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 attivit principali: sono responsabile degli studi e delle previsioni sul mercato dellenergia 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 dellutilizzo dei modelli di ottimizzazione per la soluzione delle
problematiche e la valutazione dellimpatto delle riforme regolatorie sui mercati dellenergia e del dispacciamento
Partecipo vita aziendale: sono responsabile dellIT e membro del CDA
Tra le mie esperienze pi significative, ho supportato numerosi operatori nelle decisioni strategiche di investimento e nellelaborazione dei piani industriali, nella programmazione, nellottimizzazione del trading, nel risk management, nei procedimenti antitrust
www.ref-e.com
Chi sono..
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for economics: independent analysis, underpinned by solid understanding of the fundamentals
WE HAVE WORKED FOR
FOUR WORDS FOR REF-E
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 changingfor the environment: policies, products and services that are always compliant with the latest regulatory developments, to meet the challenges of the future
EU
Chi siamo..
COMPETENCES
Public PoliciesNetwork
regulation
Market and incentive design
Antitrust policiesand litigations
Corporate strategies
Surveys
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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 theirdecision making processes
REF-E Products to solve operational and strategic problemsare customised to meet client requirements.
REF-E Publications to provide full and constantly up-to-date technical knowledge, available to everybody
REF-E Modeling Tools, the result of our advancedmodeling skills acquired and employed over the years byREF-E professionals, are released on a standard or tailor-made basis.
REF-E Databases allow advanced access to many complexdata gathered in the years and constantly updated.
PUBLICATIONS
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1. OVERVIEW SUL MERCATO ELETTRICO ITALIANO
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Le giustificazioni della liberalizzazione Levoluzione tecnologica (in particolare la diffusione della tecnologia CCGT) ha
diminuito i costi fissi della generazione, riducendo la scala efficiente minima delleimprese produttrici
Linformation technology ha ridotto sia la necessit di concentrazione delle decisioni didispacciamento sia i costi di transazione e quindi le economie di scopo chegiustificavano lintegrazione verticale
Tendenza mondiale verso luscita dello Stato dai settori energetici (privatizzazione)
Il processo di liberalizzazione
Nella UE la liberalizzazione della generazione e della vendita stata imposta perlegge:
3 cicli (1996, 2003, 2009)
2 macrofasi: apertura dei mercati a livello nazionale; integrazione dei mercati nazionali
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Dlgs 79/99(Decreto Bersani)
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Directive 96/92/EC
Directive 2003/54/EC
DG competitionENERGY SECTOR
INQUIRY10 January 2007
Directive 2009/72/EC
Regulation (EC) No 714/2009
2015
Network code
Law 290/03
Law 239/04
Law 125/07
Law 99/2009
Dlgs 93/11
DL 1/2012
Directive 2001/77/CE(renewables)
Directive 2003/87/CE(ETS)
Directive 2009/28/CE e 2009/29/CE(20-20-20)
Directive 2012/27/EU (efficiency)
15/12/2011 Energy Roadmap 2050 (comunication)
Dlgs 387/2003
Dlgs 216/06
Law 129/10 (salvaAlcoa)
Dlgs 28/11
DM 5 and 6 july 2012
March 2013: SEN
EU Electricity market
IT Electricity market EU environment IT environment
Phase 1
Phase 2
Phase 3Destinazione IT
March 2013: National Energy
Strategy
Principali riferimenti normativi
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Il disegno del mercato libero in Italia
Distribuzione
Produzione e import
Trasmissione e dispacciamento
Dismissioni ex monopolista in 3 GencoIncentivi nuovi impiantiIncentivi alle fonti rinnovabili
Unbundling proprietario: TERNA TSOunico (prima ISO)
Creazione di una borsa (IPEX) un gestoredel mercato (GME) e possibilit dicontrattare attraverso bilaterali (OTC)
Mercato libero introdotto gradualmente; dal 2004tutti i non domestici, da luglio 2007 tutti.Chi non vuole rimane nel tutelato
Vendita
Mercato
Unbundling legale e funzionale
Norme principaliDlgs. 79/99
(Decreto Bersani)L. 239/04
(Legge Marzano)L. 125/07
(conversione Dl 73/07)
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La filiera elettrica: il percorso fisico
Distribuzione
Produzione e importazione
Dispacciamento e trasmissione
Trasformazione di fonti di energia primaria in elettricit
Trasporto e trasformazione di energia elettrica sullarete ad alta tensione
Trasporto e trasformazione di energia elettrica su retidi distribuzione a media e bassa tensione, per laconsegna ai clienti finali
Installazione dei misuratori, lettura e aggregazione dei datiInstallazione e lettura spettano al distributore locale, laggregazione ditutte le misure utili ai fini commerciali e il calcolo del load profiling demandata al distributore maggiore (Enel Distribuzione)
Prelievo,misura, aggregazione
Business in concorrenza
Business REGOLATO
Monopolio locale DISTRIBUTORI
Monopolio naturaleTERNA
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La filiera elettrica: il percorso commerciale
Distribuzione
Produzione e importazione
Trasmissione e dispacciamento
Misura, aggregazione
Vendita allingrosso
Percorso fisico Percorso commerciale
Vendita al dettaglio
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La filiera commerciale
GENERATORI
MERCHANT
IMPORTATORICIP6, RINNOV NON
PROGRAMMABILI,
PICCOLA TAGLIA
MERCATO
INGROSSO
ASTE INTERCONNESSIONE
CLIENTI ENERGY INTENSIVE/CONSORZI
CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese
Distributore/societ separata
FORNITORI
RETAILERS
CLIENTI LIBERI
CLIENTI SALVAGUARDIA
Aste per accesso al mercato
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The Italian regulatory authority Main Competences
Network tariffs criteriaFounded 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
Rules for TPA: includes Network code criteria and
dispatch rules
Reference Prices for safeguarded clients
Promotion of competition
Market monitoring and surveillance
Decisional path
Resolutions. Entrance in force upon publication on the web site
Usually after a consultation process
Possibility to appeal with a two stages jurisdictional process:
Tribunale amministrativoregionale della Lombardia (TAR) +
Consiglio di Stato
They can grant provisional suspension
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The Italian Energy Market Operator
Gas Market
Environmental Market
Green Certificates
GO
TEE
ETS
IDEX
IPEX
GME is owned 100% by GSE
OIL LOGISTIC
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The Single Buyer
Main Competences
The procurement electricity for the protected customers
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
IPEX
The AU is owned 100% by GSE
In 2012 the AU buy 40TWh on the wholesale market, with around 22% market share, expected to increase in 2013
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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
Miscellaneous
In 2012 the GSE sold 51TWh on the wholesale market, with around 17% market share
The GSE is owned 100% by the Italian Ministry of Economics and Finance
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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
Based in Rome
www. Terna.it
Terna is owned 29% by CCDP, 48% by institutional investors, 22% by retail
Important document: The Network Code (Codice di Rete) http://www.terna.it/default/home_en/electric_system/grid_code.aspx)
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The Cashier
Final Customer
Supplier
Trader/Wholesaler
Distributor
GSETernaCCSE
Main money flows
RES-E producers
Producers
Raw Material
Raw Material
Others
RES-E incentives
Network TariffsOther costs
Despatch Fee
BalanceLa Cassa conguaglio per il settore elettrico (CCSE) un ente pubblico non economico che opera nei settori dellelettricit, del gas e dell'acqua. La sua missione principale 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 dallAutorit per l'energia elettrica e il gas.
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Cos un mercato regolamentato? E perch importante lesistenza di un mercato per lo scambio di energia?
Modelli di mercato dellenergia elettrica
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Un mercato regolamentato per lo scambio di energia (o di qualsiasi altro prodotto) pu essere definito come:
un sistema multilaterale un sistema che consente o facilita lincontro, 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 delmercato stesso
un sistema basato su regole non discrezionali un sistema gestito da una societ di gestione
Modelli di mercato dellenergia elettrica
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Un mercato regolamentato:
facilita lingresso di nuovi operatori lato vendita ed acquisto mettendo a disposizioneun luogo dove avvengano le contrattazioni
Attraverso criteri oggettivi permette la definizione di un prezzo orario che riflettecondizioni di domanda e offerta
Fornisce segnali al mercato circa scarsit/sovra capacit produttiva Fornisce la garanzia del pagamento dellenergia prodotta e venduta
Modelli di mercato dellenergia elettrica
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Le negoziazioni su mercati regolamentati possono essere:
Negoziazione ad asta: la modalit di contrattazione che prevedelinserimento, la modifica e la cancellazione di proposte di negoziazione in undeterminato intervallo temporale, al fine della conclusione di contratti in ununico momento futuro e a un unico prezzo
Negoziazione continua: si intende la modalit di contrattazione basatasullabbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con lapossibilit di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante lesessioni di contrattazione.
Modelli di mercato dellenergia elettrica
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Borse Organizzate: Molti paesi hanno borse organizzate/mercati collegate alle unit 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
unit di produzione (costi di avviamento, costi di rampa, ecc.)
Borse organizzate dellenergia 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
Modelli di mercato dellenergia elettrica
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Modelli di organizzazione del mercato allingrosso dellenergia elettrica sono: Contratti bilaterali
- Le condizioni economiche sono liberamente stabilite dalle parti
Piattaforme per la negoziazione bilaterale- Consentono la negoziazione bilaterale con livelli pi o meno elevati di
standardizzazione; non offrono il servizio di controparte
- Principali piattaforme in Europa: TFS, ICE, RWE Essent, ICAP
Borsa centralizzata (power exchange)- Meccanismo centralizzato di aste per la gestione di offerte di vendita e acquisto di
energia elettrica; di solito la partecipazione volontaria
- Caratteristiche: parit di trattamento, chiarezza delle regole, quotazione di un prezzo, riduzione del rischio di controparte
- Obiettivi: concorrenza, riduzione barriere allentrata, definizione di un ordine di dispacciamento efficiente
Modelli di mercato dellenergia elettricaStandardizzazione
Complessit e costi
Mercati del dispacciamento/bilanciamento
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I mercati allingrosso in Europa
Mercati allingrosso per lo scambio di energia
Mercati Spot (fisici) Mercati a termine
Bilaterali Organizzati
Francia
Germania
UK
Italia
Scandinavia
Spagna
Fisici FinanziariFisici Finanziari
Bilaterali Organizzati
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La filiera commerciale: il mercato allingrosso in Italia
GENERATORI
MERCHANT
IMPORTATORICIP6, RINNOV NON
PROGRAMMABILI, PICCOLA
TAGLIA
MERCATO
INGROSSO
ASTE INTERCONNESSIONE
CLIENTI ENERGY INTENSIVE/CONSORZI
CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese
Distributore/societ separataaq1FORNITORI
RETAILERS
CLIENTI LIBERI
CLIENTI SALVAGUARDIA
Aste per accesso al mercato
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I mercati gestiti dal GME: il mercato allingrosso dellenergia elettrica
Mercato del giorno prima Mercato infragiornaliero
Mercato dei servizi di dispacciamento
Mercato a termine
Piattaforma per la consegna dei derivati
Piattaforma conti energiaPiattaforma conti energia
Transazioni commerciali del
mercato allingrosso
mercato per lapprovvigionamento di
risorse per la sicurezza del sistema elettrico
Registrazione delle posizioni OTC/bilaterali necessaria al
fine della determinazione del prezzo sul mercato MGP
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I mercati gestiti dal GME: il mercato allingrosso dellenergia elettrica
t-365 t-60 t-2 t-1 t
Contratti bilaterali (OTC), Contratti futures
Registrazione bilaterali su PCE
MGP MI MSD ex-ante MSD ex-post
il Mercato del Giorno Prima (MGP) dellenergia
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 allasta
Il Mercato Infragiornaliero (MI) ha
per oggetto tramite offerte di vendita e di
acquisto - la contrattazione delle
variazioni di quantit di energia rispetto a quelle negoziate sul MGP e si articola in due aste che
determinano un prezzo di equilibrio
il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD),
articolato in MSD ex ante e Mercato di Bilanciamento (MB),
ha per oggetto lapprovvigionamento 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 dasta remunera il prezzo offerto
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In ogni ora:
Ogni impianto presenta unofferta (p, q)- p: prezzo minimo a qui disposto a vendere- q: quantit massima che disposto a vendere
Ogni acquirente presenta una offerta (p, q)- p: prezzo massimo a cui disposto ad acquistare- q: quantit massima che 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
Mercato elettrico: svolgimento dellasta a system marginal price
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SMP Come funziona il SMP
Tech 3 MWh
euro/MWh
mark up
Oneri ambientali
fissi
variabili
Richiesta di energia in Italia
P*System Marginal Price SMP:
il prezzo di sistema dato dal prezzo dellofferta pi
costosa
Tech 1 Tech 2 Tech 4 Tech 5
31
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SMP Come funziona il SMP
Tech 3 MWh
euro/MWh
mark up
Oneri ambientali
fissi
variabili
Richiesta di energia in Italia
P*
Nel mercato italiano, hanno priorit di dispacciamento in borsa (cosiddetta produzione passante):
Contratti bilaterali (se a prezzo nullo)Energia rinnovabileEnergia CIP6Energia prodotta da impianti di cogenerazione
Tech 1 Tech 2 Tech 4 Tech 5
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Ordine di merito e dispacciamento
Tech 3 MWh
euro/MWh
mark up
Oneri ambientali
fissi
variabili
Richiesta di energia in Italia
P*
Tech 1 Tech 2 Tech 4 Tech 5
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minmax
Produzioni passanti Impianti baseload Impianti midmerit Impianti peakload
Impianto
marginaleImpianto
inframarginale
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PABCome potrebbe funzionare il PAB
MWh
euro/MWh
mark up
CV + ETS
fissi
variabili
domanda
P* Pay as Bid PAB: a ogni impianto pagato un prezzo pari alla sua offerta, il prezzo pagato dai consumatori poi
dato dalla media di questi prezzi
Tech 5Tech 4Tech 3Tech 2Tech 1
34
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Vantaggi: 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 lefficienza
fornisce una rendita a copertura dei costi fissi segnala situazioni di scarsit
Il System Marginal Price
Svantaggi: la rivelazione del vero costo non una
strategia dominante
esiste la possibilit 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 disponibilit di capacit
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Come si forma il prezzo sulla borsaesempio di curva di domanda e offerta
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Prezzo nodale (es. PJM): Valorizzazione dellenergia in ogni nodo di immissione eprelievo dalla rete. Il costo include il costo di congestione. Sono algoritmi moltocomplessi, il prezzo non risulta trasparente, la gestione del sistema divienecomplessa, ma il meccanismo perfettamente efficiente.
Prezzo zonale (Nordpool): Il territorio suddiviso in zone. Se i flussi superano il limitemassimo di transito consentito dalla rete il prezzo viene ricalcolato in ogni zona comese ciascuna fosse un mercato separato rispetto alle altre.
Counter trading: Il gestore di rete acquista su un apposito mercato le risorsenecessarie a risolvere le congestioni
Redispatching: nessuna remunerazione per le unit escluse per vincoli di congestione
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 dellincontro tra domanda e offerta non sono pienamente eseguibili dal punto di vista fisico
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Il MGP funziona come unasta non discriminatoria, in cui a tutti gli operatori dimercato 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 venditasulla borsa a prezzo nullo, per quanto riguarda le quantit vendute, e a offerte diacquisto sulla borsa senza indicazione di prezzo, per quanto riguarda le quantitacquistate.
Lalgoritmo per la risoluzione del mercato tiene conto dei limiti massimi di transito trale 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 prezzidifferenti, che riflettono differenze nei costi di generazione. Questi si applicano solo aglioperatori che vendono energia
Gli operatori che acquistano pagano, in ogni caso, il prezzo unico nazionale (PUN),calcolato come media ponderata (bilaterali inclusi) dei prezzi zonali
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
I vincoli fisici impediscono il verificarsi della soluzione pi
efficiente
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Le zone (e i nodi) definite da Terna
Esistono attualmente 6 zone di mercato, le zone
sono riviste da Terna quando cambiano le
congestioni sistematiche
Criteri per la definizione delle zone:
Capacit di trasporto interzonale limitata
Assenza di congestioni intrazonali
Dislocazione di immissioni e prelievi allinterno di una zone
ininfluente sulla capacit di trasporto tra zone
Esistono anche poli di produzione limitata
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Internal network constraints: 2013-2015
40 Source: REV19 Valori dei limiti di transito fra le zone di mercato, Terna
WINTER SUMMER
Hv limits at night; Hp - daily limitsMarch 2014
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I risultati del mercato: prezzi MGP (aprile 2014)
41
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I risultati del mercato: quantit su MGP (aprile 2014)
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2. LE DINAMICHE IN CORSO
43
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44
Industrial Customers
Residential Customers
Agricolture
Tertiary Sector Customers
NATIONAL NATIONAL TRANSMISSION GRIDTRANSMISSION GRID
380380--220220--150150--132 kV132 kV
More than 44.000 kmMore than 44.000 km
Total Electricity Demand: 328 TWh
40%40%
22%%22%%
21%21%21%21%
31%31%31%31%
Source: Terna 2012 data
Grid Losses7%7%7%7%
Electricity Balance for Italy - 2012
Geothermal fluids
Import
Wind, solar
Hydro
Biomass
Coal, gas, fuel oil
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Il bilancio attuale e le sue voci
45
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I driver del prezzo
46
Fattori driver
Domanda
Offerta
Rete
Prezzi fuel
Oneri ambientali (ETS)
Struttura del mercato
Copertura costo variabile impianto marginale
Oneri ambientali
Clean SparkSpread
Componenti del prezzo
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Contesto macroeconomico
Variazione del PIL e della domanda elettrica.
Elaborazioni REF-E.
Domanda guidata dalleconomia nazionale Tassi di variazione
simili tra il PIL e la richiesta di energia elettrica
Distacco nel 2013: molto pi netta la contrazione della domanda rispetto a quella del PIL
Ripresa dal 2014?
-
La domanda elettrica
Richiesta di energia elettrica.
Elaborazioni REF-E su dati Terna.
Forte crollo della richiesta elettrica in seguito alla crisi (oltre -5% nel 2009)
Tentativo di ripresa nel biennio successivo
Nuova contrazione nel 2012-2013 Richiesta elettrica al
minimo storico da quando esiste il mercato
Ripresa nel futuro?
-
La riduzione dei consumi di energiaelettrica si riflettuta in una profondamodifica della loro struttura settoriale.
Sebbene nel quinquennio 2008-2013 iconsumi del terziario abbiano registratouna crescita del 10%, i circa 9 TWh dimaggiori consumi accumulati non hannocontrobilanciato i circa 32 TWh di minoriconsumi industriali (-21% nel periodo2008-2013).
Sempre nel quinquennio 2008-2013 nonhanno invece registrato variazioni rilevantin i consumi dellagricoltura, n quellidomestici.
I consumi settoriali di energia elettrica
Consumi settoriali di energia elettrica 2008-2013(TWh)
*Stima REF-EFonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
0326496
128160192224256288320
2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Agricoltura Industria Terziario Domestico
Variazione consumi settoriali di energia elettrica 2008-2013(GWh)
*Stima REF-EFonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
164
-32042
9328
365
-22185
-42000-35000-28000-21000-14000-7000
07000
14000210002800035000
Agricoltura* Industria* Terziario* Domestico* Totale*
-
La penetrazione rinnovabile - 1
Capacit di generazione da idroelettrico pressoch invariata negli ultimi 5 anni
(+4%) sostanzialmente stabile al 2020 (+3%
rispetto al 2013)
Capacit di generazione da geotermico debole crescita negli ultimi 5 anni
(+9%) lenta crescita al 2020 (+22% rispetto
al 2013)
Dati TERNA e previsioni REF-E.
Dati TERNA e previsioni REF-E.
-
La penetrazione rinnovabile - 2
Capacit di generazione da eolico pi che raddoppiata negli ultimi 5
anni (+140%) continuer il trend di crescita (seppur
rallentata) al 2020 (+40% rispetto al 2013)
Capacit di generazione da biomassa pi 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
Dati TERNA e previsioni REF-E
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La penetrazione rinnovabile - 3
2011 1 semestre:Boom della capacit FV installata per effetto delle generose tariffe del II Conto Energia e della legge Salva-Alcoa
2011 2 semestre:Forte crescita di impianti di grande taglia sotto il IV Conto Energia, nonostante lintroduzione del Registro Grandi Impianti
2012:Rallentamento legato alla crisi economica
2013:Lavvio del V Conto Energia e lesclusione 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%)
Dati TERNA e previsioni REF-E.
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La produzione RES-E per fonte
2012: accelerazione degli investimenti per accedere ai meccanismi di incentivazione attuali (CV, tariffe onnicomprensive, Quarto Conto Energia), anche se limitata dalla crisi economica
2013: lavvio di nuovi meccanismi di incentivazione caratterizzati da un pi elevato grado di incertezza (registri obbligatori e aste) frena lo sviluppo di nuova capacit
La dinamica della produzione da fonti rinnovabili fortemente condizionata dalla variabilit dellidroelettrico, dettata dal grado di piovosit
Rilevante impatto della generazione fotovoltaica
Dati TERNA e previsioni REF-E.
-
La produzione RES-E per zona
Forte concentrazione di generazione rinnovabile: al Nord (principalmente programmabile: idroelettrico) al Sud (principalmente intermittente: solare ed eolico)
Il Sud risulta essere una zona di bassa domanda e alta produzione rinnovabile in export verso le altre zone
Dati TERNA e previsioni REF-E.
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Il load factor dei CCGT
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)
Stime e previsioni REF-E.
Diminuisce il dispacciamento della tecnologia marginale
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*Final data;**Provisional dataSource: TERNA, REF-E forecast, National Energy Strategy
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2010* 2011* 2012** 2013 2020 2020 SEN
Thermal
Large hydro
Small hydro
Self-generation
Net import
Solar
Wind
Geothermal
Biomass
Demand+Pumping cons.
Mix produttivo: la produzione termoelettrica si riduce
56
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
-
Il FV influisce sui flussi sulla rete (TWh): le congestioni interzonali si riducono su MGP
57Fonte : elaborazioni REF-E su dati Terna
Sud:
Zona esportatrice Alta concentrazione di RES-E
NORD:
Zona di transito Si riduce la domanda
dellindustria
Centro:
Zonaimportatrice
Isole:
Alte res-e In export per vincoli
di sicurezza
-
Margine di riserva al picco come indicatore di adeguatezza:la forte overcapacity nel breve-medio periodo
58
L alta overcapacity in condizioni di debole domanda, con alta penetrazione delle fonti rinnovabili con priorit di dispacciamento produce una marcata riduzione della domanda contendibile dalla produzione a mercato
La capacit rinnovabile contribuisce in misura ridotta alladeguatezza del sistema
-
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
Nel 2013 il prezzo zonale 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
Dati TERNA e previsioni REF-E.
-
Il prezzo del gas
Mercati pi liquidi: in Italia laumento della liquidit 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
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
Nella grande maggioranza delle ore, il prezzo elettrico marginale viene fissato sullMGP da impianti a gas:
Stime e previsioni REF-E.
-
Lonere ETS
A partire dal 2013 i permessi di emissione CO2sono allocati tramite aste al settore termoelettrico e il costo della CO2 internalizzato come costo variabile degli impianti termoelettrici
Limpatto sul prezzo elettrico destinato a crescere negli anni (da 2 /MWh circa per gli impianti marginali nel 2013 ad oltre 8 /MWh nel 2020)
Stime e previsioni REF-E.
-
I certificati verdi
La percentuale dobbligo 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
Per questo, nonostante laumento dei prezzi CV, lonere sul prezzo elettrico si riduce progressivamente
Stime e previsioni REF-E.
-
Il clean spark spread: la marginalit che esprime il mercato in relazione al suo grado di concorrenzialit
Stime e previsioni REF-E.
Relazione decrescente tra: Margine di riserva: rapporto
tra la capacit di generazione disponibile al picco e la domanda di picco (indica lovercapacity del sistema)
Clean spark spread: differenza tra il PUN medio baseload e i costi variabili totali della tecnologia marginali (marginalit ottenibile dai CCGT)
-
La struttura di mercato
La concentrazione di MGP si molto ridotta dal 2008 ad oggi
Le zone pi concorrenziali sono il Nord ed il Sud
Le altre zone mostrano un progressivo incremento di concorrenzialit (eccetto CentroSud)
Le quote di mercato 2012-2013 rimangono sostanzialmente stabili
Source: REF-E elaboration on GME data
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%
ENEL
EDISON
ENI
E.ON
A2A
EGL
TIRRENO POWER
IREN
SORGENIA
SARLUX
ISAB
ALPIQ
ACEAELECTRABEL
C.V.A.
BG
Altri
2012 2011 2010 2009 2008
-
Le componenti del prezzo
-
66
* Based on LTMC calculation of a new entrant CCGT
April 2013 Source: REF-E estimate
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1000 hours of operation 2000 hours of operation 3500 hours of operation 5500 hours of operation
Fixed costs Debt Variable O&M Equity
Inclusivi di costo di
trasporto
CCGT unit fixed costs structure*
Anche con load factor pi alti della media del parco CCGT i costi fissi e di capitale non sono
interamente coperti su MGP
Il recupero di redditivit su MSD 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
-
La marginalit nel 2013: i vantaggi/svantaggi della flessibilit
67
IL CCGT con efficienza 53%:
Ottiene CSS=0 con lf paria 2800 ore
IL CCGT con efficienza 53%:
ottiene CSS=5.7/MWh con lf pari a circa 1300 ore annue
Ottiene CSS=0 con lf paria 2800 ore
IL CCGT con efficienza 53%:
Ottiene CSS=0 con lf paria 6500 ore
IL CCGT con efficienza 53%:
ottiene CSS=8.3 /MWh con lf pari a circa 1300 ore annue
Ottiene CSS=0 con lf paria 6500 ore
Upside: Funzionando a Pmax nelle ore con prezzi
superiori ai costi variabili, lefficienza superiore a quella media
Un funzionamento flessibile pu migliorare la marginalit unitaria su MGP per il CCGT:
67
Downside: Con ridotto lf aumentano i costi fissi unitari di trasporto
gas
Aumentano gli O&M variabili La flessibilit ha un costo (penalizzazione sbilanciamenti
e costi di start-up)
-
Dinamiche del prezzo elettrico livelli
Netto trend di decrescita a partire dal 2012
Possibile effetto di: domanda elettrica penetrazione rinnovabile prezzo gas Overcapacity e
concorrenzialit che incidono sulla marginalit
Forte componente stagionale fattori climatici
PUN medio mensile dellultimo triennio.
Dati GME.
-
Dinamiche del prezzo elettrico profilo orario
Abbassamento del prezzo nelle ore centrali della giornata
Accentuazione del picco serale (relativamente al prezzo delle altre ore)
Possibile effetto di: penetrazione
rinnovabile (in particolare fotovoltaica)
recupero di marginalit da parte di impianti pi flessibili
PUN medio per ora nellultimo triennio.
Dati GME.
-
Idro ed eolico: forte variabilit della producibilit annua
70
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic
GWh
Variabilit storica della produzione idroelettrica (ultimi 10 anni)
min max
0
50
100
150
200
250
gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic
h/mese
Variabilit storica della produzione eolica (ultimi 6 anni)
min max
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
La variabilitdellidroelettrico rilevante:
questa fonteattualmenterappresenta circa metdella produzionerinnovabile
la pi importante tra le fonti rinnovabiliprogrammabili
La maggior variabilit stata riscontrata per il
mese di agosto (+100% tramin e max)
30%su base mensile
Da 1200 a 2000ore annue
-
Fotovoltaico e eolico: forte variabilit stagionale e oraria
71
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW/MWp
Ora
Carico orario invernale di un impianto fotovoltaicoNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW/MWp
Ora
Carico orario estivo di un impianto fotovoltaicoNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
Ora
Variabilit oraria della produzione fotovoltaicaNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC
-
100
200
300
400
500
600
700
800
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
Ora
Variabilit oraria della produzione eolicaNORD CNORD CSUD SAR SUD SIC
La variabilit stagionaledella produzione
fotovoltaica maggiorenelle aree settentrionali (la
producibilit raddoppianelle ore centrali della
giornata)
La variabilit stagionaledella produzione
fotovoltaica maggiorenelle aree settentrionali (la
producibilit raddoppianelle ore centrali della
giornata)
Le perturbazioni
possonomodificare il
profilo di produzione del
parcofotovoltaico a livello zonale
Le perturbazioni
possonomodificare il
profilo di produzione del
parcofotovoltaico a livello zonale
La producibilit
eolica molto variabile
anche a livelloaggregato
La producibilit
eolica molto variabile
anche a livelloaggregato
Fonte: Terna
-
Aumenta la volatilit dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabili intermittenti
72
Rischio di mercato
Volatilit sui mercati elettrici europei day-ahead Aumento volatilit
pressoch in tutti i paesi (tranne Francia dove si riduce e Olanda dove tende ad oscillare)
Livelli di volatilit: 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%)
Lincremento di volatilit 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%)
-
3. PROSPETTIVE FUTURE
73
-
OPCOM
I mercati allingrosso in Europa - SPOT
74
-
Complete development of the market coupling:
The offers (bids and sell) compete at a European level
Development thruogh a unique centralizedmarket (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 isimportant also for the intraday and forward market
Target Model for day-ahead market: the market coupling
75
-
Elementi chiave della transizione del settore elettrico europeo verso gli obiettivi al 2020: quadro molto complesso
76
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 flessibilit
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 maturit dei mercati nei vari paesi
Market design comune a livello europeo e mercati integrati per lottimizzazione delle risorse sullintero sistema europeo
Investimenti di rete
Reti nazionali e investimenti decisi a livello interno.Interconnessioni limitate fra paesi
Pianificazione europea e investimenti mirati apromuovere lottimizzazione delle risorse a livello europeo
Dispacciamento della rete
TSO nazionali con accordi bilateralicoi TSO adiacenti
I TSO nazionali collaborano strettamente come se fossero un unico TSO centrale
Lo stato di avanzamento e le modalit attuative del processo nel breve-medio periodo sono molto diversi nei differenti paesi
-
Le questioni emergenti
77
La necessit di flessibilit diversa a seconda del mix Nuove opportunit per le tecnologie flessibili Gli scambi dipendono dalla diversa evoluzione del mix nei paesi
Sicurezza
Diverso livello di deficit/overcapacity e diverso contributoalladeguatezza delle tecnologie nel mix
Meccanismi di remunerazione della capacit: necessari pergarantire ladeguatezza e laffidabilit ma leterogeneit puintrodurre barriere e distorsioni del mercato cross-border
Adeguatezza
Merit order eterogeneo Costi medi del mix evolvono in modo diversificato
Competitivit dei paesi
Aumenta la volatilit dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabiliintermittenti e linterdipendenza dinamica fra i prezzi elettrici dei paesiinterconnessi
Rimane elevata la competitivit dei mercati
Rischio di mercato
Necessit di infrastrutture
Il mercato segnala le necessit di nuove infrastrutture peraumentare lefficienza e la competitivit
-
APPENDICE
78
-
Fonte: elaborazioni REF-E
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 100 200 300 400 500 600
/MWh
convenzionale CCGT carbone carbone USC
lignite TE imposto Nucleare RES-EForte eterogeneit del mix dicapacit e dellecaratteristiche del parcoproduttivo (et, rendimentimedi delle tecnologie) comeesito di una storia di cicli diinvestimento molto diversenei paesi
IT: ha parco relativamentenuovo
BE, GE, FR hanno parco piobsoleto
Forte eterogeneit del Merit Order Europeo
79
Competitivit dei paesi
Merit Order Unconstrained
MW
Lignite: SL - GECarbone USC: NL - IT
Carbone: NL -AT - IT - SL - DE - BE - FRCCGT: NL BE DE FR AT - IT
Il CCGT Italiano il pi nuovo ed
efficiente ma con costi gas pi
elevati 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
-
Il dispacciamento del sistema EU diviene piefficiente per migliore allocazione dellerisorse col market coupling e perch lerinnovabili nel mix si sostituiscono altermico pi caro
il costo variabile medio del mix europeo (sui paesimonitorati) rimane praticamente invariato (circa20/MWh) con prezzo gas che cresce in media del6% e prezzo carbone che cresce del 25%
Il costo variabile medio del mix produttivo siriduce notevolmente nei paesi doveaumenta fortemente il peso delle rinnovabili
In Germania il CM aumenta lievemente anche se lerinnovabili aumentano peso nel mix perch ilcarbone nel mix modula (con peso del CCGTcostante e nucleare in lieve riduzione)
Il costo medio del mix produttivo tende a ridursi
80
Competitivit dei paesi
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
IT FR DE AT CH SL BE NL LU
Quota rinnovabile nel mix produttivo
2012 2016
Fonte: Elaborazioni REF-E
05
101520253035404550
IT FR DE AT SL BE NL
/MWh
Costo medio del mix produttivo
2012 2016
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: scenario 2016 a confronto con 2012
Per il consumatore finale questo pu non tradursi in una riduzione di costi a causa degli oneri a supporto rinnovabili
Nel medio-lungo periodo il trend sar forse attenuato dellevoluzione del parco nucleare ed a carbone che potr essere sostituito oltre che dalle rinnovabili anche dal CCGT
-
RES-E
Necessit di sistemi flessibili per
compensare lalta variabilit e gli sbilanciamenti
Lesigenza di flessibilit dipende dallaquota di rinnovabili e di programmabilinel mix e dalla presenza di tecnologieflessibili
La necessit di flessibilit diversa a seconda del mix
81
Sicurezza
Bassa prevedibilit
Forte instabilit
Aumenta dove 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)
inferiore nei paesi dove la quota baseload elevata (Francia) cosi come
dove il peso nel mix alto per lidroelettrico e basso per le rinnovabili
intermittenti (es. Austria, Svizzera)
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016
-
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 lallocazione della flessibilit disponibile al
sistema
Emergono nuove opportunit per le tecnologie flessibili 1/2
82
Le nuove tecnologie avranno potenzialmente un impatto di rilievo nel medio-lungo periodo.
Importante il ruolo della domanda per aggiungere flessibilit cosi come lapartecipazione ai servizi ancillari delle rinnovabili e della generazione distribuita
Sicurezza
Fornire flessibilit al sistema nazionale, non solo con un funzionamento flessibile sui mercati dellenergia ma anche fornendo servizi di riserva sui mercati del dispacciamento
Esportare flessibilit verso i paesi interconnessi
Idroelettrico modulabile
PompaggioCCGT non cogenerativiAltri termoelettrici (carbone)
limitatamente
-
Emergono nuove opportunit per le tecnologie flessibili 2/2
83
Sicurezza
Fonte: Simulazione Elfo++ Europe
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
IT FR DE AT CH SL BE NL LU
TWh
2012 2016
I consumi per il pompaggio tendono ad aumentare per
fornire flessibilit sui mercati dellenergia
interconnessi
Il load factor dei CCGT si mantiene sui livelli attuali anche nel medio periodo,
sintomo di un funzionamento
estremamente flessibileFonte: Simulazione Elfo++ Europe
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
BE FR DE IT
TWh
Ore a potenza massima
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016
-
La simulazione deterministica a minimi costi tende a sottovalutare tale effetto: leffetto delle strategie di prezzo e
della variabilit di breve termine dei profili delle rinnovabili intermittenti rivelerebbe pi intensamente questo trend
(soprattutto col market coupling )e le opportunit conseguenti per le tecnologie flessibili
Gli scambi netti alle frontiere nei vari paesi mutano in conseguenza dellevoluzione della struttura e del costo medio del mix produttivo
Levoluzione degli scambi determinata dalla diversa evoluzione del mix nei paesi
84
Sicurezza
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
IT FR DE CH AT SL BE NL LU
TWh
Export 2012 Export 2016 Import 2012 Import 2016
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe
-60
-40
-20
0
20
40
60
IT FR DE CH AT SL BE NL LU
TWh
Export netto 2012 Export netto 2016
Tuttavia gli scambi in import/export si
dovrebbero intensificare e mostrare alta variabilit
oraria per favorire gli scambi di flessibilit
-
Condizioni di deficit/overcapacity eterogenee e diverso contributo alladeguatezza delle tecnologie nel mix
85
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 alladeguatezza anche se ne aumenta il peso nel mix
Vengono progressivamente dismessi vecchi impianti nucleare-carbone che invece fornivano contributo maggiore a pari capacit
Disponibilit della capacit non garantita in qualsiasi istante
Limitato contributo alladeguatezzaAffidabilitRES-E
Fonte: Elaborazioni REF-E su dati ENTSO-E
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
IT FR DE AT CH SL BE NL LU
Il margine di capacita disponibile al picco di domanda
2013 2016 2020
Complessivamente non facile capire se il sistema sia equilibrato perch ci sono condizioni di adeguatezza differenti e bisognerebbe tener conto del contributo delle interconnessioni
LItalia appare come il sistema che pi ha sovrainvestito in tecnologie non utili alla copertura della domanda mentre Francia, Germania e Belgio sono i pi deficitari nel breve-medio periodo
-
Barriere allimplementazione del mercato unico europeo a causa di possibili effetti distorsivi dei mercati:
Diversa definizione della domanda di adeguatezza
Diversi tipi di obblighi (disponibilit per il presente/futuro)
Diversa allocazione dei costi
Diversa selezione delle risorse ammesse
I meccanismi di remunerazione della capacit necessari per garantire ladeguatezza e laffidabilit ma molto eterogenei
86
Adeguatezza
Fonte: National Regulatory Authorities and ACER (2013)
I meccanismi di remunerazione della capacit diventano necessari per garantire ladeguatezza e laffidabilit nel lungo periodo
la penetrazione delle rinnovabili come esito delle politiche di decarbonizzazioneallontana i prossimi cicli di scarsit sui mercati che possano favorire nuovi cicli di investimento
CM:
Eterogenei e nazionali
In genere non aperti alla partecipazione cross-border
Possono ridurre la competitivit e
lefficienza dei mercati cross-
borderRecenti segnalazioni
ACER e CE su necessit di armonizzazione
-
87
Rimane elevata la competitivit dei mercatiRischio di mercato
La domanda di mercato contendibiledal termoelettrico si riduce
ulteriormente quasi ovunque nel medio periodo
La marginalit sul mercato si ridotta fortemente negli ultimi anni
Date le condizioni attese di elevata competitivit dei mercati, potr recuperare lentamente solo se riprender la domanda contendibile nel pi lungo periodo (con recupero domanda , phaseout nucleare e riduzione quota carbone)
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016 domanda idrotermica a mercato in TWh
Spark spread*
* calcolato assumendo un rendimento medio del 53%, al lordo di costi di logistica e oneri ambientali
Fonte: elaborazioni su dati Reuters e Platt's
-30-20-10
0102030405060 gen-08
apr-08
lug-08
ott-08
gen-09
apr-09
lug-09
ott-09
gen-10
apr-10
lug-10
ott-10
gen-11
apr-11
lug-11
ott-11
gen-12
apr-12
lug-12
ott-12
/MWh
francia olanda germania
belgio italia svizzera
-
I PCI (recentemente approvata la lista dalla CE) sono progettidi interesse comune per lo sviluppo delle infrastruttureenergetiche ritenute di importanza strategica per realizzare linterconnessionetransfrontaliera delle reti
Obiettivi: competitivit, sostenibilit e sicurezzadellapprovvigionamento
Il mercato segnala le necessit di nuove infrastrutture per aumentare lefficienza e la competitivit
88
Necessit infrastrutture
Fondamentale la definizione delle bidding zones e lallocazione della capacit di scambio col metodo flow-based al fine di evidenziare le nuove congestioni sulla rete a seguito dellevoluzione dei mix produttivi e degli scambi sia sulle reti nazionali che cross-border
I segnali di mercato anticipano la necessit di rinforzi delle infrastrutture e ne determinano una valorizzazione su cui basare la relativa analisi costi-benefici
-
Poich lenergia elettrica non pu essere facilmente immagazzinata in grandiquantit e a costi ragionevoli, la sua produzione e il suo consumo devonorisultare continuamente bilanciati per evitare deviazioni troppo ampie dellafrequenza dal livello nominale (50 Hz).
Per garantire unadeguata qualit del servizio, anche per i livelli di tensione sullarete di trasmissione devono essere evitate oscillazioni troppo ampie dal livellonominale (220 V).
Lattivit di dispacciamento (1)
Lobiettivo dellattivit di dispacciamento svolta da Terna quello digestire in sicurezza il sistema elettrico: mantenere il bilanciamentofra generazione e carico e mantenere i livelli di tensione sulla rete edi flussi di potenza sulle linee entro determinati range di sicurezza
-
Lattivit di dispacciamento 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 interrompibilit del carico, che pu essere sia conpreavviso, che automatico o senza preavviso
I costi che Terna sostiene per lo svolgimento dellattivit didispacciamento (assieme ad altre componenti di costo per Terna)vengono ribaltati sui consumatori finali attraverso una specificacomponente a pi di lista (uplift) della bolletta elettrica. disciplina del dispacciamento
Lattivit di dispacciamento (2)
-
I servizi di dispacciamento (1)
SERVIZIO PARTECIPAZIONE REMUNERAZIONE
Regolazione primariaObbligatoria per generatori
idonei > 10 MVANessuna remunerazione,
eccetto per le isole
Regolazione secondariaVolontaria, ma obbligo di
offerta per i generatori qualificati
A mercato
Regolazione terziariaVolontaria, ma obbligo di
offerta per i generatori qualificati
A mercato
Risoluzione congestioni intra-zonali
Volontaria, ma obbligo di offerta per i generatori
qualificatiA mercato
BilanciamentoVolontaria, 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
Regolata, ma mai definita
Rifiuto del carico(impianto acceso che alimenta solo i
servizi ausiliari)
Obbligatoria per generatori termoelettrici > 100 MVA
Nessuna remunerazione
Black startObbligatoria per generatori inclusi nel Piano di Riavvio
del SistemaNessuna remunerazione
Telescatto(disconnessione automatica
dellimpianto dalla rete)
Obbligatoria per generatori autorizzati su MSD
Nessuna remunerazione
Interrompibilit del carico Volontaria per consumatori
Premio annuo + remunerazione
positiva/negativa per interruzioni effettive
-
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) possonovolontariamente partecipare a MSD richiedendo una specifica qualifica aTerna, ma una volta qualificati a partecipare sono tenuti ad offrire tuttilintero margine di regolazione a salire e a scendere di risultante daiprogrammi di MGP e MI
-
Nel corso della fase di programmazione (MSD ex-ante) Terna accetta le offerte inacquisto e in vendita per: lapprovvigionamento 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 zoneavviene invece su MGP attraverso il meccanismo del market splitting)
Nel corso della fase di gestione in tempo reale, ovvero sul Mercato diBilanciamento (MB) Terna accetta le offerte in acquisto e in vendita per: lutilizzo 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 dellora di consegna
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (2)
-
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 pi 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
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (3)
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La fase di programmazione del Mercato dei Servizi di Dispacciamento
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Le tempistiche del Mercato dei Servizi di Dispacciamento
Nonostante le ultime riforme inerenti il dispacciamento, il MSDrimane uno dei mercati pi lenti in Europa.
Tempi di gate closure dei mercati dell'energia in alcuni paesi europei(h. e min.)
ItaliaFrancia
Germania/AustriaRegno Unito
Spagna/PortogalloNordpool
Fonte: REF-E
Gate closure5 h. 30 min - 9 h. 30 min
45 min.45 min.15 min.
3 h. 15 min.1 h.
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I motivi alla base dellintroduzione del capacity market
MGP MSD
RES non programmabili riducono la domanda
contendibile per gli impianti idro-termoelettrici
Riduzione margini per gli impianti idro-termoelettrici
Segnale negativo per i nuovi investimenti
RES non programmabili incrementano il fabbisogno
di servizi di bilanciamento in tempo reale
Potenziale recupero di marginalit per gli impianti
idro-termoelettrici
Segnale positivo per i nuovi investimenti, ma alta incertezza legata alla
probabilit di accettazione su MSD
Capacity
Market
Mercato forward per i
servizi ancillari
Coordinamento
Obiettivo ladeguatezza:
rende stabili i segnali positivi
per i nuovi investimenti nel lungo periodo
Obiettivo la sicurezza:
assicura sufficienti
risorve per il bilanciamento in tempo reale
nel breve periodo
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Il capacity market a regime basato sullo strumento delle reliability options: Terna ha il diritto ma non lobbligo di ricevere dai generatori per ogni MW di capacit
contrattualizzata leventuale differenza positiva tra i prezzi su MGP/MSD e uno strikeprice
lo strike price dato dal costo variabile dellimpianto di punta i generatori ottengono il pagamento di un premio annuo da Terna
Il capacity market a regime
Possono partecipare solo gli impianti programmabili (nuovi oesistenti) non incentivati e con capacit > 10 MW.
Terna ha gi pubblicato lo schema di disciplina del nuovomercato, le cui prime aste si svolgeranno entro fine anno.
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In equilibrio, con un mercato perfetto in cui non vi sono asimmetrie informative e poteredi mercato ed in presenza di un mercato della capacit in cui sia ammessa tutta la capacitdi generazione:
nelle ore critiche, che rappresentano i momenti di scarsit in cui il prezzo evolve verso un livello superiore alcosto variabile dellimpianto di punta, il prezzo dellenergia elettrica sottostante converge verso lo strike price
il premio annuo converge alla somma annua delle differenze tra il vecchio prezzo dellenergia e lo strike pricedelle ore critiche ed ammonta al costo standard fisso annuo dellimpianto teorico di punta
a parit di profilo di carico il costo per i consumatori finali resta invariato in quanto a fronte di un prezzo spotdellenergia pi basso nelle ore critiche su di essi viene scaricato lonere del premio annuo incassato daigeneratori
Gli impatti del capacity market a regime sul mercato dellenergia
Larea verde equivale al
premio annuo versato ai
generatori e scaricato sui consumatori
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La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Zona SudParco impianti efficiente:
offerte di vendita a prezzi pibassi
Zona SiciliaParco impianti meno efficiente: offerte di vendita a prezzi pi
alti
Esempio di divisione del mercato in zone
Domanda zona Sud: 40 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 60 MWEsportazioni verso Sicilia: 20 MW
Capacit di trasporto10 MW
Domanda zona Sicilia: 20 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 0 MWImportazioni da Sud: 20 MW
Flusso commerciale 20 MW
> Capacit di trasporto!!!
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La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Zona SudParco impianti efficiente
offerte di vendita a prezzi pibassi
Zona SiciliaParco impianti meno
efficienteofferte di vendita a
prezzi pialti
Esempio di divisione del mercato in zone
Capacit di trasporto10 MW
/MWh
MW60
70
50
60
/MWh
MW
150
10
70*
Domanda zona Sud: 40 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 50 MWEsportazioni verso Sicilia: 10 MW
Domanda zona Sicilia: 20 MWOfferte di vendita accettate in assenza di vincoli
di trasporto: 10 MWImportazioni da Sud: 10 MW
0
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I differenziali di prezzo tra zone rappresentano una misura del beneficioconseguente allincremento della capacit di trasporto tra le zone; in altre parole,danno un valore alla capacit di trasporto
- I produttori delle zone che esportano energia elettrica, e che quindi contribuisconoad accrescere le congestioni interzonali, pagano implicitamente un corrispettivo per lacapacit di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo pi basso per lenergia venduta
- I produttori delle zone che importano energia elettrica, e che quindi contribuiscono aridurre le congestioni interzonali, incassano implicitamente un corrispettivo per lacapacit di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo pi alto per lenergia venduta
Un importante effetto del meccanismo zonale lincentivo alla localizzazionedella nuova capacit nelle zone che importano e in cui, in presenza dicongestioni, sono dispacciati impianti pi costosi rispetto alle altre zone (e sideterminano prezzi pi alti)
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
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