La disciplina del mercato elettrico

1. La disciplina del mercato elettrico Alberto Pototschnig

2. Esperienze internazionali • Contesto normativo • I primi adempimenti • Mercato elettrico • Mercato elettrico e importazioni • Mercati non elettrici

3. Produttori Pool obbligatorio Distributori Grossisti Clienti vincolati Clienti liberi Esperienze internazionali Inghilterra (Pool)

4. Produttori con contratti bilaterali (*) Produttori che offrono al mercato Mercato Distributori Grossisti Clienti vincolati Clienti liberi (*) quantitativamente poco significativi Esperienze internazionali Spagna

5. Contratti bilaterali Contratti bilaterali Produttori Pool residuale Grossisti Clienti Clienti Esperienze internazionali Inghilterra (Neta) e Scandinavia

6. Produttori mercato libero Produttori mercato vincolato Mercato bilanciamento e riserva Schedule Coordinators Power exchange Distributori Clienti vincolati Clienti liberi Esperienze internazionali California

7. Esperienze internazionali Confronto delle esperienze internazionali relativamente a: • Obbligatorietà del mercato elettrico • Ruolo della domanda e formazione del prezzo • Gestione delle congestioni di rete

8. Esperienze internazionali Obbligatorietà del mercato elettrico • Mercato elettrico obbligatorio: • Inghilterra (Pool) • Mercato elettrico quasi obbligatorio: • Spagna (forte disincentivazione dei contratti bilaterali) • California (obbligatorio per i tre maggiori produttori) • Mercato elettrico non obbligatorio: • Scandinavia • Francoforte, Lipsia, Amsterdam • Inghilterra (Neta)

9. Esperienze internazionali Ruolo della domanda e formazione del prezzo (I) • Domanda rigida e System Marginal Price: • Inghilterra (Pool - sulla base delle previsioni di NGC) • Domanda rigida e Pay-as-Bid: • nessuna esperienza

10. Esperienze internazionali Ruolo della domanda e formazione del prezzo (II) • Offerte di acquisto e Prezzo di equilibrio: • Scandinavia • California • Spagna • Lipsia, Amsterdam • Offerte di acquisto e Pay-as-Bid  Contrattazione bilaterale • Francoforte • Inghilterra (Neta)

11. Esperienze internazionali Gestione delle congestioni di rete • Ridispacciamento: • Inghilterra (Pool) • Spagna • Separazione del mercato in zone: • Scandinavia • California • Congestioni non gestite: • Francoforte, Lipsia, Amsterdam

12. Contesto normativo • Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica • Legge 24 aprile 1998, n. 124, recante disposizioni per l’adempimento di obblighi derivanti dall’appartenenza dell’Italia alle Comunità Europee: articolo 36 - delega al Governo ad emanare uno o più decreti legislativi per l’attuazione della direttiva 96/92/CE e per la conseguente ridefinizione degli aspetti rilevanti del sistema elettrico nazionale • Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, di attuazione della direttiva europea 96/92/CE

13. Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 5: • la gestione economica del mercato elettrico è affidata ad un gestore del mercato • il gestore del mercato è una società per azioni costituita dal Gestore della rete di trasmissione nazionale • la disciplina del mercato, predisposta dal gestore del mercato, è approvata con decreto del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato, sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas • la disciplina del mercato prevede i compiti del gestore del mercato e gli obblighi di produttori e importatori di energia elettrica che non si avvalgono della contrattazione bilaterale

14. Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 6: • l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, su richiesta degli interessati e previo parere conforme del Gestore della rete di trasmissione nazionale, può autorizzare contratti bilaterali in deroga al sistema delle offerte (mercato elettrico) • l’autorizzazione può essere negata o condizionata … comunque quando tali contratti pregiudichino gravemente la concorrenza o la sicurezza ed efficienza del servizio elettrico

15. Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 10: • con provvedimento dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas sono individuati modalità e condizioni delle importazioni nel caso che risultino insufficienti le capacità di trasporto disponibili Deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas3 agosto 2000, n. 140/00 • Successivamente all’entrata in operatività del sistema delle offerte, la capacità di interconnessione assegnabile, ma non assegnata, e la capacità di interconnessione eventualmente eccedente la capacità di interconnessione disponibile che si rendesse utilizzabile in maniera non prevedibile e discontinua è assegnata dalla società Gestore del mercato elettrico sulla base di meccanismi da questa definiti e conformi alla disciplina del sistema delle offerte stesso

16. Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 11: • a decorrere dall’anno 2001, gli importatori ed i soggetti responsabili degli impianti che, in ciascun anno, importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili hanno l’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, nell’anno successivo, una quota (pari al 2% delle importazioni/produzioni eccedenti i 100 GWh annui) prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva, in data successiva al 1° aprile 1999 • gli stessi soggetti possono adempiere al suddetto obbligo anche acquistando, in tutto o in parte, l’equivalente quota e i relativi diritti (certificati verdi) da altri produttori o dal Gestore della rete di trasmissione nazionale

17. Contesto normativo Decreto del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato di concerto con il Ministro dell’ambiente 11 novembre 1999 (direttive di attuazione), articolo 6: • nell’ambito della gestione economica del mercato elettrico, il Gestore del mercato elettrico organizza una sede per la contrattazione dei certificati verdi • i criteri di organizzazione delle contrattazioni dei certificati verdi si conformano alla disciplina del mercato approvata dal Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato • i certificati verdi sono oggetto di libero mercato tra i soggetti detentori degli stessi ed i produttori ed importatori soggetti all’obbligo

18. I primi adempimenti • In data 27 giugno 2000, il Gestore della rete di trasmissione nazionale ha costituito la società Gestore del mercato elettrico Spa • In data 21 novembre 2000, il Gestore del mercato elettrico hatrasmesso ilRegolamento del mercato elettrico e della contrattazione dei certificati verdial Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato, per l’approvazione sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas

19. Mercato elettrico Assetto di riferimento Distributori Acquirente Unico GRTN Impianti Cip-6 e must-run Richiesta riserva Offerte di vendita Clienti vincolati Mercato energia Mercato riserva Impianti non contrattualizzati Offerte di acquisto Offerte riserva Gestore del Mercato Offerte di vendita Clienti idonei (direttamente o tramite grossisti) Impianti con contratti bilaterali contratti bilaterali

20. Mercato elettrico Mercato elettrico • Mercato del giorno prima dell’energia per la gestione delle offerte di acquisto e vendita dell’energia elettrica e la definizione dei programmi di immissione e di prelievo di energia elettrica • Mercato del giorno prima della riserva • Mercato infragiornaliero di aggiustamento • Mercato di bilanciamento

21. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Offerte per ciascuna delle 24 ore del giorno seguente Offerte di vendita (per gruppo termico, per centrale idrica, per frontiera) Curva di offerta (curva monotona crescente) Offerte Offerte composte da coppie quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh) per ciascuna ora Gestore del mercato Curva di domanda (curva monotona decrescente a partire da quantità non dipendente da prezzo) Offerte di acquisto (per punto di prelievo)

22. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Determinazione quantità e prezzi Curva di domanda Curva di offerta Prezzo di equilibrio

23. Programma di produzione articolato per impianto e per ora Produttori Gestore del mercato Contratti Clienti liberi Dispacciamento passante Programmi di produzione e consumo bilanciati e vincolanti Programma di consumo articolato per punto di prelievo e per ora Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Contratti bilaterali in deroga

24. Acquisto a prezzi CIP-6 Energia CIP 6 GRTN Differenza a carico dell’utenza (componente A3) Offerta a zero Remunerazione a prezzo di equilibrio Programma di produzione vincolante (per impianto e per ora) di responsabilità GRTN Gestore del mercato Regolamento del mercato dell’energia elettrica Mercato del giorno prima - energia Impianti assoggettati al regime previsto dal provvedimento CIP 6/92 e succ. mod. e integr.

25. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Impianti essenziali per la sicurezza Acquisto a prezzi stabiliti dall’Autorità Energia impianti must run GRTN Conguaglio con modalità fissate da Autorità Remunerazione a prezzo di equilibrio Offerta a zero Programma di produzione vincolante (per impianto e per ora) di responsabilità GRTN Gestore del mercato

26. 250 AUSTRIA SVIZZERA 350 SLOVENIA FRANCIA 4.800 3100 2300 1700 2000 300 2.200 600350 Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Zone geografiche con vincoli di trasmissione

27. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Separazione del mercato in zone SI Vincoli rispettati Prezzo unico nazionale NO Scambi di energia tra zone Separazione zone di mercato Prezzo zona che esporta Prezzo zona che importa > Prezzi zonali Programma di produzione su base nazionale Programma di produzione compatibile con vincoli

28. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Effetto della separazione in zone Il maggior prezzo pagato dai clienti della zona che importa determina un margine positivo tra quanto pagato dagli acquirenti e quanto ricevuto dai venditori B A Transito limite 5 GW Produzione oraria 10 GWh Consumo orario15 GWh Prezzo 100 Lit/kWh Produzione oraria 20 GWh Consumo orario 15 GWh Prezzo 80 Lit/kWh Margine =5 x (100-80)=100 MLit

29. Mercato elettrico Mercato elettrico • Mercato del giorno prima dell’energia • Mercato del giorno prima della riserva per l’individuazione degli impianti che garantiscono la disponibilità della riserva di potenza, secondaria e terziaria • Mercato infragiornaliero di aggiustamento • Mercato di bilanciamento

30. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - riserva Definizione riserva secondaria e terziaria GRTN definisce necessità Riserva pagata da tutti i consumatori Anche i titolari di contratti bilaterali pagano oneri di riserva (a meno che non la forniscano in proprio) Riserva di potenza definita per tipologia, per zona e per ora

31. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - riserva Contratti bilaterali Disponibilità fisica impianti In proprio Approvvigionamento riserva Disponibilità riduzione prelievi Attraverso il mercato

32. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - riserva Selezione offerte per tipologia, per zona e per ora Riserva da approvvigionare Offerte orarie per quantità (MW) prezzo (Lit/MW) Gestore del mercato Ordine di merito Selezione offerte Operatori GRTN Prezzo unitario della riserva

33. Mercato elettrico Mercato del giorno prima - riserva Ripartizione costo riserva Onere per riserva (Lit/kWh) Consumi programmati (kWh) Costo riserva (M.di) I costi dell’energia eventualmente prodotta sono coperti attraverso il mercato di bilanciamento

34. Produzione programmata x prezzo di equilibrio Riserva fornita x prezzo riserva Produttore * * Consumo programmato x prezzo di equilibrio Quota riserva spettante x onere di riserva Consumatore * ** Mercato elettrico Mercato del giorno prima Settlement * esclusi contratti bilaterali ** esclusi contratti bilaterali se la riserva è approvvigionata in proprio

35. Mercato elettrico Mercato elettrico • Mercato del giorno prima • Mercato del giorno prima della riserva • Mercato infragiornaliero di aggiustamento per la modifica dei programmi di immissione e prelievo definiti nel mercato del giorno prima dell’energia elettrica • Mercato di bilanciamento

36. Offerte di aumento produzione o riduzione consumi Curva di offerta (curva monotona crescente) Gestore del mercato Offerte composte da coppie quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh) Curva di domanda (curva monotona decrescente) Offerte di riduzione produzione o aumento consumi Regolamento del mercato elettrico Mercato infragiornaliero di aggiustamento Offerte Offerte di variazione rispetto al mercato del giorno prima riferite alle singole ore

37. Mercato elettrico Mercato infragiornaliero di aggiustamento Zone di mercato Il mercato è riferito inizialmente alle zone individuate nel mercato del giorno prima Tra le zone geografiche che non sono state separate nel mercato del giorno prima si determinano le capacità di transito residue disponibili Se del caso si provvede alla ulteriore separazione delle zone geografiche in zone di mercato valide solo per il mercato infragiornaliero

38. Mercato elettrico Mercato infragiornaliero di aggiustamento Definizione prezzi e quantità Per ogni zona di mercato e per ogni ora viene stabilito, attraverso l’incrocio tra la curva di domanda e la curva di offerta, un unico prezzo di equilibrio valido per la valorizzazione delle quantità contrattate, attraverso un procedimento analogo a quello seguito nel mercato del giorno prima

39. Mercato elettrico Mercato infragiornaliero di aggiustamento Settlement Riduzione produzione x prezzo unitario Aumento produzione x prezzo unitario Produttore Aumento consumo x prezzo unitario Riduzione consumo x prezzo unitario Consumatore inclusi contratti bilaterali

40. Mercato elettrico Mercato elettrico • Mercato del giorno prima • Mercato del giorno prima della riserva • Mercato infragiornaliero di aggiustamento • Mercato di bilanciamento per la gestione degli scostamenti delle immissioni e dei prelievi effettivi rispetto ai programmi definiti nel mercato del giorno prima dell'energia elettrica ed eventualmente modificati nel mercato infragiornaliero di aggiustamento

41. Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Bilanciamento (tempo reale) Definizione merit-order Cicli di offerte rivolte alle ore successive Produttori Consumatori Gestore del mercato Dispacciamento

42. Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Tipologie di bilanciamento Produzione superiore a programmata Domanda inferiore a programmata Produzione inferiore a programmata Domanda superiore a programmata Bilanciamento in riduzione Bilanciamento in aumento Dispacciamento

43. Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Merit order Merit order bilanciamento in aumento (prezzi crescenti) Offerte per aumento di produzione Offerte per riduzione dei consumi Offerte per riduzione di produzione Gestore del mercato Merit order bilanciamento in riduzione (prezzi decrescenti) Offerte per aumento dei consumi Prezzo energia impianti di riserva

44. Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Prezzi marginali Merit order prezzi crescenti Merit order prezzi decrescenti Bilanciamento in riduzione Bilanciamento in aumento La più alta delle offerte attivate determina il prezzo marginale in aumento >= prezzo di equilibrio + onere di riserva La più bassa delle offerte attivate determina il prezzo marginale in riduzione <=prezzo di equilibrio

45. Offerte attivate Prezzo di offerta Aumento produzione Riduzione consumi Prezzo marginale in diminuzione Riduzione produzione Aumento consumi Prezzo marginale in aumento Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Prezzi unitari Scostamenti non richiesti

46. Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Riduzione onere di riserva La differenza tra i ricavi ed i pagamenti orari del mercato di bilanciamento è utilizzata per ridurre gli oneri di riserva orari a vantaggio di tutti gli acquirenti

47. Minor produzione x prezzo unitario Maggior produzione x prezzo unitario Produttore Minor consumo x prezzo unitario Maggior consumo x prezzo unitario Consumatore Mercato elettrico Mercato di bilanciamento Settlement inclusi contratti bilaterali

48. Mercato elettrico e importazioni • L’Autorità per l'energia elettrica e il gas definisce modalità e condizioni delle importazioni. In particolare, la quota della capacità disponibile sull’interconnessione assegnata annualmente o per periodi più brevi (asta? esplicita) • La capacità disponibile sull’interconnessione assegnata dall’Autorità può essere utilizzata: • per contratti bilaterali se autorizzati dall’Autorità • per offrire energia elettrica sul mercato elettrico (come energia elettrica prodotta in Italia - il diritto di transito alla frontiera è già stato acquisito) • La restante capacità sull’interconnessione è assegnata dal GME nell’ambito del mercato del giorno prima dell’energia per consentire l’accesso al mercato da parte di produttori esteri.

49. Mercato elettrico e importazioni • I produttori esteri formulano offerte di vendita sul mercato elettrico • Se la capacità sull’interconnessione non assegnata dall’Autorità è insufficiente rispetto ai flussi sulla frontiera generati dalle offerte di produttori esteri accettate sul mercato elettrico si procede alla definizione di una zona di mercato per il paese confinante • A tutti i produttori esteri le cui offerte di vendita sono accettate (fino alla saturazione della capacità sull’interconnessione), viene riconosciuto un prezzo dell’energia pari al più alto tra quelli delle offerte accettate • (Tale prezzo (di equilibrio della zona di mercato del paese confinante) sarà più basso a quello di equilibrio della zona di mercato nazionale contigua)

50. Mercati non elettrici Mercati non elettrici • Contrattazione dei certificati verdi • Strumenti finanziari di copertura del rischio