Il mercato elettrico Esperienza italiana di liberalizzazione e market design

1. Il mercato elettricoEsperienza 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

2. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

3. Parte prima • I fondamentali del mercato elettrico Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

4. Fondamentali: la filiera elettrica Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

5. I fondamentali: la domanda di elettricità • Domanda di elettricità: • Caratterizzata da importanti fluttuazioni • Stagionali • Settimanali • Giornaliere • Elasticità della domanda nel breve: molto scarsa • è un bene essenziale, il cui uso è derivato • non è sostituibile (soprattutto nel breve periodo!) • “Demand Side Management” (vv. contatori per fasce) • Una maggiore elasticità della domanda nel medio-lungo Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

6. I fondamentali: le fluttuazioni della D Evoluzione prezzo e.e. in Italia nel 2007 e 2008 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

7. I fondamentali: le fluttuazioni della D Evoluzione domanda e prezzo e.e. in Italia nell’ultimo mese Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

8. I fondamentali: le fluttuazioni della D Evoluzione domanda e prezzo (MGP) e.e. in Italia il lunedì 23/11/2009 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

9. 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, …) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

10. 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,…) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

11. I fondamentali: costi delle diverse fonti • Costo annualizzato dell’e.e. per diversa fonte primaria Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

12. 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”) • Es. elevati costi fissi, bassi costi variabili, poca flessibilità, lunghi tempi di avvio (nucleare, carbone) • Impianti di modulazione (“mid-load”) • Es. • Impianti x soddisfare il carico di picco (“peak-load”) • Es. bassi costi fissi, alti costi variabili, alta flessibilità, veloci tempi di accensione e spegnimento (Combined Cycle Gas Turbines, olio combustibile) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

13. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

14. I fondamentali: la trasmissione di e.e. Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

15. Parte seconda • La liberalizzazione del settore elettrico Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

16. La liberalizzazione: l’impulso UE • La I Direttiva Elettricità (Direttiva 96/92/CE) • 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

17. 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: • dal 1 luglio 2004: tutti i clienti non civili • dal 1 luglio 2007: tutti i clienti Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

18. La liberalizzazione: l’impulso UE • Il “Terzo Pacchetto Energia”: • Separazione legale e funzionale non basta: • conflitto di interessi tra operatore di rete e i terzi • non è garantita trasparenza delle informazioni; • 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”…) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

19. La liberalizzazione: il d.lgs. 79/99 • Il “Decreto Bersani” recepisce la Prima Direttiva: • 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

20. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

21. 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; Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

22. 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) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

23. Parte terza • L’attuale disegno del mercato elettrico Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

24. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

25. 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) • negoziati direttamente tra le parti, vanno registrati su una Piattaforma che tiene traccia dei volumi scambiati, rimane un rischio credito di controparte • “Borsa elettrica” • 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) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

26. 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) Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

27. Market design: MGP • MGP è la sessione di mercato più importante, in cui 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-As-Bid Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

28. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

29. 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’? Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

30. 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? • 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

31. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

32. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

33. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

34. Market design: il MSD • MSD: • 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 • 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 • Il sistema con cui le offerte vengono accettate è del tipo pay-as-bid • È attesa una riforma dell’MSD dal 2010 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

35. 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… Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

36. Market design: i vincoli della rete UE Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

37. 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, … Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

38. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10

39. 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 Economia e Regolazione delle Public Utilities - a.a. 2009/10