Studi di scenario per l’avvio della Borsa Elettrica

1. Studi di scenario per l’avvio della Borsa Elettrica

2. Sommario • La liberalizzazione del mercato elettrico in Italia • Bilancio fonti/impieghi del sistema elettrico italiano • La domanda di energia • Il prezzo di vendita dell’energia • Il parco di generazione italiano a fine 2002 • Scenari di simulazione e previsione dei prezzi • Tutta l’energia scambiata in borsa • Parte dell’energia scambiata al di fuori della borsa • Contendibilità dell’operatore di riferimento

3. Suddivisione tra mercato libero e vincolato

4. Copertura della domanda (*) La ripartizioni percentuale tra le fonti a copertura della domanda del mercato è al netto degli autoconsumi

5. Assegnazioni da fonti CIP6 per l'anno 2002 Aste CIP6 per il mercato libero

6. Importazioni Mercato Vincolato Mercato Libero

7. Prezzo dell’energia all’ingrosso per il vincolato

8. Il prezzo dell’energia per il mercato libero • Transazioni da produzione nazionale a grossisti • scambi tra le società produttrici e i grossisti appartenenti allo stesso gruppo. Si può ipotizzare uno sconto rispetto al PGN. • Transazioni da aste CIP 6 a grossisti e a clienti interrompibili • 5,1 cent.€/kWh al mercato libero • Transazioni da importazione con allocazione nazionale verso grossisti • Per il 2001 ci sono indicazioni di contratti su tutta la frontiera a circa 2,6÷3,6 cent.€/kWh. • Transazioni da importazione con allocazione estera verso grossisti • l’energia viene venduta con uno sconto di circa 0,2÷0,4 cent.€/kWh rispetto al PG (o al PGN medio) di fine anno

9. Il parco di generazione a fine 2002

10. Il parco di generazione a fine 2002

11. Simulazioni di mercato

12. Simulazioni di mercato - Copertura del Fabbisogno • Fabbisogno al 2003: • Importazioni: sono stati considerati i limiti 2002

13. Simulazioni di mercato: disponibilità • Consistenza del parco: quella del 2002 • Periodi di manutenzione delle unità termoelettriche allocati in modo da: • mantenere un margine di riserva operativa di almeno il 7 % sulla punta di carico mensile • privilegiare i mesi di basso carico (Marzo, Aprile, Agosto, Settembre) • Minimo margine di riserva ottenuto pari a 3,2 GW in Agosto

14. Il simulatore di mercato

15. Il simulatore di mercato - generazione dell‘offerta • Per i prezzi dei combustibili si è fatto riferimento ai prezzi riportati nelle deliberazioni 90/01, 91/01, 69/02, attualizzati al terzo bimestre 2002 • L’offerta da parte di ciascuna unità di produzione è fatta prendendo a riferimento la propria curva di costi marginali (a copertura dei costi variabili) • Alla curva dei costi marginali si aggiunge un “bid-up”, al fine di recuperare i costi fissi e garantire la remunerazione del capitale • Il “bid-up” viene aggiunto nelle ore di alto carico: il suo valore segue il profilo del carico.

16. Primo scenario di simulazione: tutta l’energia in borsa Ipotesi di scenario • Il modello di mercato è quello previsto dalla “Disciplina del Mercato Elettrico” (GME) • System Marginal Price • Suddivisione del mercato in aree (prezzi zonali) in caso di congestioni • La domanda è supposta “rigida” rispetto al prezzo • Il GRTN offre gli impianti CIP 6 a zero (must run) • La produzione estera è offerta a prezzi più bassi rispetto agli impianti italiani (- 2% rispetto ai prezzi dell’area nord)

17. Primo scenario di simulazione: tutta l’energia in borsa Ipotesi di scenario (cont.) • Strategia di offerta: • l’operatore di riferimento determina il prezzo, definendo il valore del bid-up • i concorrenti “seguono”, applicando un bid-up ridotto rispetto all’operatore di riferimento • Criterio seguito per determinare il bid-up: • il valore del bid-up è stato fissato in modo da consentire all’operatore di riferimento: • la copertura dei costi variabili • la copertura dei costi fissi • la remunerazione del capitale

18. Prezzi di mercato Prezzi orari: 8.760 valori orari

19. Prezzi di mercato per fasce e per aree • L’area nord,anche in virtù delle importazioni, dispone di un surplus di potenza a prezzo basso, rispetto al Centro e al Sud • La Sicilia ha prezzi mediamente più alti in quanto è obbligata ad esportare (per ragioni di sicurezza)

20. Prezzi medi di mercato • Prezzi medi: • I prezzi dipendono da fattori quali: • Idraulicità • Flessibilità impianti • Strategie di offerta • Idroelettrico e pompaggio non partecipano alla formazione del prezzo

21. Secondo scenario: produzione CIP 6 e import non offerti in borsa • Si assume che gli scambi di energia al di fuori della borsa abbiano la priorità nell’allocazione della capacità di trasporto tra aree • La restante energia è scambiata in borsa, che opera secondo le regole definite dalla “Disciplina del Mercato” (GME) • Anche l’Acquirente Unico acquisisce una parte di energia fuori borsa • La strategia di offerta in borsa è la stessa adottata nello scenario 1

22. Secondo scenario:Energia non scambiata in borsa Ipotesi di suddivisione dell’energia tra mercato libero/vincolato • Energia CIP 6( 54 TWh ) : viene ripartita tra mercato libero e mercato vincolato sulla base della ripartizione del 2001 • Importazioni ( 52 TWh ): • al mercato vincolato è destinata l’energia da contratti di lunga durata posseduti da ENEL • La restante energia di importazione è destinata al mercato libero Ipotesi di ripartizione dell’energia tra aree • Le produzioni sono allocate sulla base dell’effettiva collocazione degli impianti CIP 6 nelle aree • I consumi sono allocati in base alle ripartizioni percentuali tra mercato libero/vincolato del 2001 • Prezzi specifici al grossista pari a quelli del 2001

23. Prezzi dell’energia scambiata in borsa Prezzi di borsa scenario 1: Prezzi di borsa scenario 2:

24. Prezzo dell’energia dello scenario 2 Esiste nello scenario 2 una considerevole quantità di energia non scambiata in borsa, che potrebbe essere venduta a prezzi più bassi: Senza eventuale intermediazione Pertanto, il prezzo medio dell’energia si abbassa. (*) A meno degli autoconsumi.

25. Commento sui risultati dei due scenari • Scenario 1 • Il prezzo di borsa è in linea con il PGN (solo leggermente superiore) • Il differenziale di prezzo di parte dell’energia di importazione va a beneficio dei produttori esteri • Scenario 2 • L’energia scambiata con contrattazione diretta è disponibile ad un prezzo più basso rispetto a quello di borsa • Relativamente all’energia di importazione gestita dagli operatori nazionali, il differenziale dei costi di produzione va a beneficio degli operatori nazionali e quindi, almeno in parte, dei consumatori • Cresce il ruolo dei traders (anche quelli che non dispongono di impianti di produzione), potenziando la competitività del mercato • Il beneficio relativo all’energia a prezzi ridotti non viene diluito su tutta l’energia venduta, attenuandone quindi l’effetto.

26. Considerazioni sugli impianti di pompaggio • Negli scenari 1 e 2 il prezzo viene determinato dalle unità termoelettriche • L’idraulico da pompaggio (come tutto l’idrico modulabile) viene allocato secondo un criterio di livellazione del carico (che ottimizza i costi) • Un uso diverso che ne incrementa le ore di utilizzo diurne, dà un limitato beneficio al produttore di riferimento • Per contro cresce il carico notturno (per la crescente quota di pompaggio) aumentando i costi di acquisto

27. Contendibilità delle quote di mercato • La contendibilità della quota di mercato dell’operatore di riferimento dipende dai margini di capacità disponibile dei concorrenti Domanda soddisfatta dalla produzione termoelettrica nell’ora i Quota soddisfatta della produzione termoelettrica dei concorrenti Quota non contendibiledel produttore di riferimento Quota soddisfatta dalla produzione termoelettrica del produttore di riferimento(quota base) Margine di capacità disponibile dei concorrenti(quota contendibile)

28. Contendibilità del produttore di riferimento - 2003 Contendibilità = quota contendibile quota base

29. 2006 2003 Contendibilità del produttore di riferimento - 2006 Crescita della domanda: 40 TWh Capacità aggiunta al parco: 15,5 GW Aumento dell’energia di importazione di: 9 TWh