Transcript Il mercato elettrico italiano - Università degli studi di Pavia
Il mercato elettrico italiano: stato dell’arte e prospettive
Virginia Canazza
Pavia, 19 Maggio 2014
Obiettivi ed agenda
• • • Obiettivi: Trasferire le nozioni di base sull’organizzazione attuale del mercato elettrico italiano Introdurre i principali indicatori utilizzati per l’analisi di mercato Rendere noti i fattori chiave che caratterizzano le dinamiche in corso e i trend futuri Agenda: • Breve presentazione di REF-E 1. Overview sul mercato elettrico italiano Gli attori e gli elementi chiave dell’organizzazione 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 più recenti 3. Prospettive future Conclusioni 2
BREVE PRESENTAZIONE DI REF-E
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Chi sono..
•
Ho conseguito nel 2000 la laurea in Ingegneria Elettrica, indirizzo Sistemi di Potenza Elettrici, presso l'Università degli Studi di Pavia. Dal 2001 a metà 2007 ho svolto attività 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 attività principali:
–
sono responsabile degli studi e delle previsioni sul mercato dell’energia 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 dell’utilizzo dei modelli di ottimizzazione per la soluzione delle problematiche e la valutazione dell’impatto delle riforme regolatorie sui mercati dell’energia e del dispacciamento Partecipo vita aziendale: sono responsabile dell’IT e membro del CDA
•
Tra le mie esperienze più significative, ho supportato numerosi operatori nelle decisioni strategiche di investimento e nell’elaborazione dei piani industriali, nella programmazione, nell’ottimizzazione del trading, nel risk management, nei procedimenti antitrust www.ref-e.com
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Chi siamo..
FOUR WORDS FOR REF-E
for economics: independent analysis, underpinned by solid understanding of the fundamentals 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 changing for the environment: policies, products and services that are always compliant with the latest regulatory developments, to meet the challenges of the future
Corporate strategies Public Policies Network regulation
COMPETENCES
Market and incentive design Antitrust policies and litigations Surveys WE HAVE WORKED FOR … EU
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 their decision making processes • REF-E Products to solve operational and strategic problems are 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 advanced modeling skills acquired and employed over the years by REF-E professionals, are released on a standard or tailor made basis.
• REF-E Databases allow advanced access to many complex data gathered in the years and constantly updated.
PUBLICATIONS
1. OVERVIEW SUL MERCATO ELETTRICO ITALIANO
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Il processo di liberalizzazione
Le giustificazioni della liberalizzazione
• L’evoluzione tecnologica (in particolare la diffusione della tecnologia CCGT) ha diminuito i costi fissi della generazione, riducendo la scala efficiente minima delle imprese produttrici • • L’information technology ha ridotto sia la necessità di concentrazione delle decisioni di dispacciamento sia i costi di transazione e quindi le economie di scopo che giustificavano l’integrazione verticale Tendenza mondiale verso l’uscita dello Stato dai settori energetici (privatizzazione) Nella UE la liberalizzazione della generazione e della vendita è stata imposta per legge: • 3 cicli (1996, 2003, 2009) • 2 macrofasi: apertura dei mercati a livello nazionale; integrazione dei mercati nazionali 8
Principali riferimenti normativi
EU Electricity market Phase 1
Directive 96/92/EC
Phase 2
Directive 2003/54/EC DG competition ENERGY SECTOR INQUIRY 10 January 2007 Directive 2009/72/EC
Phase 3
Regulation (EC) No 714/2009 2015 Network code
IT Electricity market
Dlgs 79/99 (Decreto Bersani) Law 290/03 Law 239/04 Law 125/07 Law 99/2009 Dlgs 93/11 DL 1/2012 Destinazione IT March 2013: National Energy Strategy
EU environment
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)
IT environment
Dlgs 387/2003 Dlgs 216/06 Law 129/10 (salva Alcoa) Dlgs 28/11 DM 5 and 6 july 2012 March 2013: SEN 9
Il disegno del mercato libero in Italia
Produzione e import Trasmissione e dispacciamento Mercato Distribuzione Vendita
Dismissioni ex monopolista in 3 Genco Incentivi nuovi impianti Incentivi alle fonti rinnovabili Unbundling proprietario: TERNA TSO unico (prima ISO) Creazione di una borsa (IPEX) un gestore del mercato (GME) e possibilità di contrattare attraverso bilaterali (OTC)
Unbundling legale e funzionale
Mercato libero introdotto gradualmente; dal 2004 tutti i non domestici, da luglio 2007 tutti.
Chi non vuole rimane nel tutelato
Norme principali
Dlgs. 79/99 (Decreto Bersani) L. 239/04 (Legge Marzano) L. 125/07 (conversione Dl 73/07) 10
La filiera elettrica: il percorso “fisico”
Produzione e importazione
Trasformazione di fonti di energia primaria in elettricità
Business in concorrenza Dispacciamento e trasmissione
Trasporto e trasformazione di energia elettrica sulla rete ad alta tensione
Distribuzione
Trasporto e trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione, per la consegna ai clienti finali
Monopolio naturale TERNA Monopolio locale DISTRIBUTORI Prelievo, misura, aggregazione
Installazione dei misuratori, lettura e aggregazione dei dati Installazione e lettura spettano al distributore locale, l’aggregazione di tutte le misure utili ai fini commerciali e il calcolo del load profiling è demandata al distributore maggiore (Enel Distribuzione)
Business REGOLATO
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La filiera elettrica: il percorso “commerciale”
Percorso commerciale Percorso fisico Produzione e importazione Vendita all‘ingrosso Trasmissione e dispacciamento Distribuzione Vendita al dettaglio Misura, aggregazione
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La filiera commerciale
IMPORTATORI ASTE INTERCONNESSIONE GENERATORI MERCHANT MERCATO INGROSSO CLIENTI ENERGY INTENSIVE/ CONSORZI CLIENTI SALVAGUARDIA Aste per accesso al mercato FORNITORI RETAILERS CLIENTI LIBERI CIP6, RINNOV NON PROGRAMMABILI, PICCOLA TAGLIA Distributore /società separata CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese
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The Italian regulatory authority
Founded 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
Main Competences
Network tariffs’ criteria 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 amministrativo regionale della Lombardia (TAR) + Consiglio di Stato They can grant provisional suspension 14
GME is owned 100% by GSE
The Italian Energy Market Operator
Environmental Market IPEX Green Certificates GO TEE ETS IDEX OIL LOGISTIC Gas Market 15
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 16
Main Competences
Purchase of RES-E and small plants production Resale on the market Certification and grant of RES-E incentives Miscellaneous
The Energy Service Supplier
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 17
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 Terna is owned 29% by CCDP, 48% by institutional investors, 22% by retail Based in Rome www. Terna.it
Important document: The Network Code (Codice di Rete) http://www.terna.it/default/home_en/ele ctric_system/grid_code.aspx
) 18
The «Cashier»
Main money flows
RES-E producers
Raw Material
CCSE
Other costs
Producers
Despatch Fee
Trader/ Wholesaler
Balance Raw Material
Terna
Network Tariffs
Distributor
Others
Supplier Final Customer GSE
RES-E incentives
La Cassa conguaglio per il settore elettrico (CCSE) è un ente pubblico non economico che opera nei settori dell’elettricità, del gas e dell'acqua. La sua missione principale è 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 dall’Autorità 19
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Cos’è un mercato regolamentato? E perché è importante l’esistenza di un mercato per lo scambio di energia?
20
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Un mercato regolamentato per lo scambio di energia (o di qualsiasi altro prodotto) può essere definito come:
• • • • • un sistema multilaterale un sistema che consente o facilita l’incontro, 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 del mercato stesso un sistema basato su regole non discrezionali un sistema gestito da una società di gestione 21
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Un mercato regolamentato:
• • • • facilita l’ingresso di nuovi operatori lato vendita ed acquisto mettendo a disposizione un luogo dove avvengano le contrattazioni Attraverso criteri oggettivi permette la definizione di un prezzo orario che riflette condizioni di domanda e offerta Fornisce segnali al mercato circa scarsità/sovra capacità produttiva Fornisce la garanzia del pagamento dell’energia prodotta e venduta 22
Modelli di mercato dell’energia elettrica
Le negoziazioni su mercati regolamentati possono essere:
• •
Negoziazione ad asta:
è la modalità di contrattazione che prevede l’inserimento, la modifica e la cancellazione di proposte di negoziazione in un determinato intervallo temporale, al fine della conclusione di contratti in un unico momento futuro e a un unico prezzo Negoziazione continua: si intende la modalità di contrattazione basata sull’abbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con la possibilità di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante le sessioni di contrattazione.
23
Modelli di mercato dell’energia elettrica
• •
Borse Organizzate:
Molti paesi hanno borse organizzate/mercati collegate alle unità 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 unità di produzione (costi di avviamento, costi di rampa, ecc.) Borse organizzate dell’energia 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 24
ione az zz rdi
25 sono
:
Contratti bilaterali Le condizioni economiche sono liberamente stabilite dalle parti Piattaforme per la negoziazione bilaterale Consentono la negoziazione bilaterale con livelli più 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 è volontaria Caratteristiche: parità di trattamento, chiarezza delle regole, quotazione di un prezzo, riduzione del rischio di controparte Obiettivi: concorrenza, riduzione barriere all’entrata, definizione di un ordine di
dispacciamento efficiente Mercati del dispacciamento/bilanciamento
Modelli di mercato dell’energia elettrica
• • • Modelli di organizzazione del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
anda St
I mercati all’ingrosso in Europa
Mercati all’ingrosso per lo scambio di energia Bilaterali Francia Germania UK Mercati Spot (fisici) Organizzati Italia Scandinavia Spagna Fisici Bilaterali Finanziari Mercati a termine Fisici Organizzati Finanziari 26
La filiera commerciale: il mercato all’ingrosso in Italia
IMPORTATORI CIP6, RINNOV NON PROGRAMMABILI, PICCOLA TAGLIA ASTE INTERCONNESSIONE GENERATORI MERCHANT MERCATO INGROSSO CLIENTI ENERGY INTENSIVE/ CONSORZI CLIENTI SALVAGUARDIA Aste per accesso al mercato FORNITORI RETAILERS CLIENTI LIBERI Distributore /società separataaq 1 CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese
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I mercati gestiti dal GME: il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
Mercato del giorno prima
Transazioni commerciali del mercato all’ingrosso
Mercato dei servizi di dispacciamento Mercato infragiornaliero
“mercato” per l’approvvigionamento di risorse per la sicurezza del sistema elettrico
Mercato a termine Piattaforma per la consegna dei derivati
Registrazione delle posizioni OTC/bilaterali necessaria al fine della determinazione del prezzo sul mercato MGP 28
I mercati gestiti dal GME: il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
Contratti bilaterali (OTC), Contratti futures
t-365
Registrazione bilaterali su PCE
t-60 t-2
il Mercato del Giorno Prima (MGP) dell’energia 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 all’asta MGP MI
t-1
MSD ex-ante MSD ex-post
t Il Mercato
Infragiornaliero (MI) ha per oggetto – tramite offerte di vendita e di acquisto - la contrattazione delle variazioni di quantità 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 l’approvvigionamento 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 d’asta remunera il prezzo offerto
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Mercato elettrico: svolgimento dell’asta a system marginal price
In ogni ora: • Ogni impianto presenta un’offerta (p, q) p: prezzo minimo a qui è disposto a vendere q: quantità massima che è disposto a vendere • Ogni acquirente presenta una offerta (p, q) p: prezzo massimo a cui è disposto ad acquistare q: quantità massima che è 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 30
SMP
Come funziona il SMP P* euro/MWh
Richiesta di energia in Italia
mark up
Oneri ambientali fissi variabili System Marginal Price SMP: è il prezzo di sistema dato dal prezzo dell’offerta più costosa Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 MWh 31
SMP
Come funziona il SMP euro/MWh
Richiesta di energia in Italia
P*
mark up
Oneri ambientali fissi variabili Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 Nel mercato italiano, hanno priorità di dispacciamento in borsa (cosiddetta produzione passante): • Contratti bilaterali (se a prezzo nullo) • Energia rinnovabile • Energia CIP6 • Energia prodotta da impianti di cogenerazione MWh 32
Ordine di merito e dispacciamento
euro/MWh
min
Richiesta di energia in Italia
max
P*
mark up
Oneri ambientali fissi variabili Tech 1 Impianto inframarginale Tech 2 Tech 3 Impianto marginale Tech 4 Tech 5 MWh Produzioni passanti Impianti baseload Impianti midmerit Impianti peakload 33
P*
PAB
Come potrebbe funzionare il PAB euro/MWh
domanda
mark up CV + ETS fissi variabili Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 MWh Pay as Bid PAB: a ogni impianto è pagato un prezzo pari alla sua offerta, il prezzo pagato dai consumatori è poi dato dalla media di questi prezzi 34
Il System Marginal Price
• • • • •
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 l’efficienza fornisce una rendita a copertura dei costi fissi segnala situazioni di scarsità • •
Svantaggi:
la rivelazione del vero costo non è una strategia dominante esiste la possibilità 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 disponibilità di capacità 35
Come si forma il prezzo sulla borsa
esempio di curva di domanda e offerta 36
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 dell’incontro tra domanda e offerta non sono pienamente eseguibili dal punto di vista fisico • Prezzo nodale (es. PJM): Valorizzazione dell’energia in ogni nodo di immissione e prelievo dalla rete. Il costo include il costo di congestione. Sono algoritmi molto complessi, il prezzo non risulta trasparente, la gestione del sistema diviene complessa, ma il meccanismo è perfettamente efficiente.
• Prezzo zonale (Nordpool): Il territorio è suddiviso in zone. Se i flussi superano il limite massimo di transito consentito dalla rete il prezzo viene ricalcolato in ogni zona come se ciascuna fosse un mercato separato rispetto alle altre.
• Counter trading: Il gestore di rete acquista su un apposito mercato le risorse necessarie a risolvere le congestioni • Redispatching: nessuna remunerazione per le unità escluse per vincoli di congestione 37
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto) Il MGP funziona come un’asta non discriminatoria, in cui a tutti gli operatori di mercato 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 vendita sulla borsa a prezzo nullo, per quanto riguarda le quantità vendute, e a offerte di acquisto sulla borsa senza indicazione di prezzo, per quanto riguarda le quantità acquistate.
• L’algoritmo per la risoluzione del mercato tiene conto dei limiti massimi di transito tra le 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 prezzi differenti, che riflettono differenze nei costi di generazione. Questi si applicano solo agli
operatori 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 I vincoli fisici impediscono il verificarsi della soluzione più efficiente 38
Le zone (e i nodi) definite da Terna
Esistono anche poli di produzione limitata
Criteri per la definizione delle zone: •Capacità di trasporto interzonale limitata •Assenza di congestioni intrazonali •Dislocazione di immissioni e prelievi all’interno di una zone ininfluente sulla capacità di trasporto tra zone
Esistono attualmente 6 zone di mercato, le zone sono riviste da Terna quando cambiano le congestioni sistematiche
39
Internal network constraints: 2013-2015
WINTER SUMMER
March 2014 Hv – limits at night; Hp - daily limits 40
Source: REV19 “Valori dei limiti di transito fra le zone di mercato”, Terna
I risultati del mercato: prezzi MGP (aprile 2014) 41
I risultati del mercato: quantità su MGP (aprile 2014) 42
2. LE DINAMICHE IN CORSO
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Electricity Balance for Italy - 2012
Coal, gas, fuel oil Biomass Hydro Geothermal fluids Wind, solar Import
44
Industrial Customers TRANSMISSION GRID 380 Grid Losses Agricolture 2 % Total Electricity Demand: 328 TWh
Source: Terna 2012 data
Residential Customers Tertiary Sector Customers
Il bilancio attuale e le sue voci 45
I driver del prezzo
Fattori driver
Domanda Offerta Rete Prezzi fuel Oneri ambientali (ETS) Struttura del mercato
Componenti del prezzo
Clean Spark Spread Oneri ambientali Copertura costo variabile impianto marginale 46
Contesto macroeconomico
Variazione del PIL e della domanda elettrica.
Elaborazioni REF-E.
Domanda guidata dall’economia nazionale Tassi di variazione simili tra il PIL e la richiesta di energia elettrica Distacco nel 2013: molto più 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?
I consumi settoriali di energia elettrica La riduzione dei consumi di energia elettrica si è riflettuta in una profonda modifica della loro struttura settoriale.
Sebbene nel quinquennio 2008-2013 i consumi del terziario abbiano registrato una crescita del 10%, i circa 9 TWh di maggiori consumi accumulati non hanno controbilanciato i circa 32 TWh di minori consumi industriali (-21% nel periodo 2008-2013).
Sempre nel quinquennio 2008-2013 non hanno invece registrato variazioni rilevanti né i consumi dell’agricoltura, né quelli domestici.
Consum i settoriali di ener gia elettrica 2008-2013
(TWh) Agricoltura Industria Terziar io 320 288 256 224 192 160 128 96 64 32 0 2008 2009 2010 2011 Domestico 2012 2013* *Stima REF-E
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
Var iazione consum i settor iali di ener gia elettrica 2008-2013
(GWh) 35000 28000 21000 14000 7000 0 -7000 -14000 -21000 -28000 -35000 -42000
164
Agricoltura*
-32042
Industria*
9328
Terziario*
365
Domestico* *Stima REF-E
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
-22185
Totale*
La penetrazione rinnovabile - 1
Dati TERNA e previsioni REF-E.
Capacità di generazione da idroelettrico pressoché invariata negli ultimi 5 anni (+4%) sostanzialmente stabile al 2020 (+3% rispetto al 2013) Capacità 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.
La penetrazione rinnovabile - 2
Dati TERNA e previsioni REF-E
Capacità di generazione da eolico più che raddoppiata negli ultimi 5 anni (+140%) continuerà il trend di crescita (seppur rallentata) al 2020 (+40% rispetto al 2013) Capacità di generazione da biomassa più 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
La penetrazione rinnovabile - 3 2011 – 1 ° semestre: Boom della capacità 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 l’introduzione del Registro Grandi Impianti
Dati TERNA e previsioni REF-E.
2012: Rallentamento legato alla crisi economica 2013: L’avvio del V Conto Energia e l’esclusione 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%)
La produzione RES-E – per fonte La dinamica della produzione da fonti rinnovabili è fortemente condizionata dalla variabilità dell’idroelettrico , dettata dal grado di piovosità Rilevante impatto della generazione fotovoltaica
Dati TERNA e previsioni REF-E.
2012: accelerazione degli investimenti per accedere ai meccanismi di incentivazione attuali (CV, tariffe onnicomprensive, Quarto Conto Energia), anche se limitata dalla crisi economica 2013: l’avvio di nuovi meccanismi di incentivazione caratterizzati da un più elevato grado di incertezza (registri obbligatori e aste) frena lo sviluppo di nuova capacità
La produzione RES-E – per zona
Dati TERNA e previsioni REF-E.
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
Il load factor dei CCGT Diminuisce il dispacciamento della tecnologia marginale
Stime e previsioni REF-E.
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 P MAX Anche nel breve-medio termine (prossimo biennio) si prevede un peggioramento del
load factor
dei CCGT (tra 2100 e 2300 ore a P MAX in media)
Mix produttivo: la produzione termoelettrica si riduce 150 100 50 0 400 350 300 250 200
2010* 2011* 2012**
*Final data;**Provisional data Source: TERNA, REF-E forecast, National Energy Strategy
2013 2020 2020 SEN
Thermal Large hydro Small hydro Self-generation Net import Solar Wind Geothermal Biomass Demand+Pumping cons.
• • • 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 56
Il FV influisce sui flussi sulla rete (TWh): le congestioni interzonali si riducono su MGP NORD: • • Zona di transito Si riduce la domanda dell’industria • Centro: Zona importatrice • • Isole: Alte res-e In export per vincoli di sicurezza
Fonte : elaborazioni REF-E su dati Terna
• • Sud: Zona esportatrice Alta concentrazione di RES-E 57
Margine di riserva al picco come indicatore di adeguatezza: la forte overcapacity nel breve-medio periodo La capacità rinnovabile contribuisce in misura ridotta all’adeguatezza del sistema
L’ alta overcapacity in condizioni di debole domanda, con alta penetrazione delle fonti rinnovabili con priorità di dispacciamento produce una marcata riduzione della domanda contendibile dalla produzione a mercato
58
Riduzione della domanda contendibile
Dati TERNA e previsioni REF-E.
Nel 2013 il prezzo zonale è 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
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
Il prezzo del gas Nella grande maggioranza delle ore, il prezzo elettrico marginale viene fissato sull’MGP da impianti a gas:
Stime e previsioni REF-E.
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
• Mercati più liquidi : in Italia l’aumento della liquidità 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
L’onere ETS
Stime e previsioni REF-E.
A partire dal 2013 i permessi di emissione CO 2 sono allocati tramite aste al settore termoelettrico e il costo della CO 2 è internalizzato come costo variabile degli impianti termoelettrici L’impatto sul prezzo elettrico è destinato a crescere negli anni (da 2 €/MWh circa per gli impianti marginali nel 2013 ad oltre 8 €/MWh nel 2020)
I certificati verdi
Stime e previsioni REF-E.
La percentuale d’obbligo 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 l’aumento dei prezzi CV, l’onere sul prezzo elettrico si riduce progressivamente
Il clean spark spread: la marginalità che esprime il mercato in relazione al suo grado di concorrenzialità Relazione decrescente tra: Margine di riserva: rapporto tra la capacità di generazione disponibile al picco e la domanda di picco (indica l’overcapacity del sistema) Clean spark spread: differenza tra il PUN medio baseload e i costi variabili totali della tecnologia marginali (marginalità ottenibile dai CCGT)
Stime e previsioni REF-E.
La struttura di mercato
2012 2011 2010 2009 2008 Altri BG C.V.A.
ACEAELECTRABEL ALPIQ ISAB SARLUX SORGENIA IREN TIRRENO POWER EGL A2A E.ON
ENI EDISON ENEL
0% 5%
Source: REF-E elaboration on GME data
10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% • • • • La concentrazione di MGP si è molto ridotta dal 2008 ad oggi Le zone più concorrenziali sono il Nord ed il Sud Le altre zone mostrano un progressivo incremento di concorrenzialità (eccetto CentroSud) Le quote di mercato 2012-2013 rimangono sostanzialmente stabili
Le componenti del prezzo
CCGT unit fixed costs structure*
Fixed costs
Inclusivi di costo di trasporto
Debt Variable O&M Equity
Anche con load factor più alti della media del parco CCGT i costi fissi e di capitale non sono interamente coperti su MGP
La marginalità nel 2013: i vantaggi/svantaggi della flessibilità
•
ottiene CSS=5.7€/MWh con lf pari a circa 1300 ore annue
•
ottiene CSS=8.3 €/MWh con lf pari a circa 1300 ore annue
• • Un funzionamento flessibile può migliorare la marginalità unitaria su MGP per il CCGT: Upside: Downside: Funzionando a Pmax nelle ore con prezzi superiori ai costi variabili, l’efficienza è superiore a quella media • • Con ridotto lf aumentano i costi fissi unitari di trasporto gas Aumentano gli O&M variabili • La flessibilità ha un costo (penalizzazione sbilanciamenti e costi di start-up) 67 67
Dinamiche del prezzo elettrico – livelli
PUN medio mensile dell’ultimo triennio.
Dati GME.
•
Netto trend di decrescita partire dal 2012 a
•
Possibile effetto di:
– – – domanda elettrica penetrazione rinnovabile prezzo gas – Overcapacity e concorrenzialità che incidono sulla marginalità •
Forte componente stagionale
– fattori climatici
Dinamiche del prezzo elettrico – profilo orario
PUN medio per ora nell’ultimo triennio.
Dati GME.
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 marginalità da parte di impianti più flessibili
Idro ed eolico: forte variabilità della producibilità annua
GWh
7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0
Variabilità storica della produzione idroelettrica (ultimi 10 anni)
min gen feb mar apr mag giu max lug ago set 30% su base ott nov mensile dic
h/mese
250 200 150 100 50 0
Variabilità storica della produzione eolica (ultimi 6 anni)
min max Da 1200 a 2000 ore annue gen feb mar apr mag giu lug
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna
ago set ott nov 70 dic • •
La variabilità dell’idroelettrico è rilevante:
questa fonte attualmente rappresenta circa metà della produzione rinnovabile la più importante tra le fonti rinnovabili programmabili
La maggior variabilità è stata riscontrata per il mese di agosto (+100% tra min e max)
Fotovoltaico e eolico: forte variabilità stagionale e oraria
Carico orario invernale di un impianto fotovoltaico
NORD CNORD CSUD SAR SUD SIC
Carico orario estivo di un impianto fotovoltaico
NORD CNORD CSUD SAR SUD SIC
MW/MWp
0.70
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
MW/MWp
La variabilità stagionale della produzione fotovoltaica è maggiore nelle aree settentrionali (la
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
producibilità raddoppia nelle ore centrali della
0.10
0.00
giornata)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora MW
90 80 70 60 50 40 30 20 10
Le
perturbazioni
possono modificare il profilo di produzione del parco fotovoltaico a
CSUD SAR SUD SIC 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
Fonte: Terna
71
MW
800 700 600 500 400 300 200 100 -
La producibilità eolica è molto
variabile
anche a livello aggregato
CSUD SAR SUD SIC 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
Rischio di mercato
Aumenta la volatilità dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabili intermittenti
Volatilità sui mercati elettrici europei day-ahead
L’incremento di volatilità 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%) • • Aumento volatilità pressoché in tutti i paesi (tranne Francia dove si riduce e Olanda dove tende ad oscillare) Livelli di volatilità: • • • • 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%) 72
3. PROSPETTIVE FUTURE
73
I mercati all’ingrosso in Europa - SPOT
OPCOM
74
Target Model for day-ahead market: the market coupling
Complete development of the market coupling: • The offers (bids and sell) compete at a European level • Development thruogh a unique centralized market (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 is important also for the intraday and forward market 75
Elementi chiave della transizione del settore elettrico europeo verso gli obiettivi al 2020: quadro molto complesso
Mix produttivo Domanda Politiche Mercati PRIMA
Quota significativa del termoelettrico Crescita stabile e sostenuta dei consumi e bassa flessibilità Definite a livello nazionale (per esempio per il supporto alle rinnovabili) Differenti market design e gradi di maturità dei mercati nei vari paesi
Investimenti di rete Dispacciamento della rete
Reti nazionali e investimenti decisi a livello interno.
Interconnessioni limitate fra paesi TSO nazionali con accordi bilaterali coi TSO adiacenti
DOPO
Mix a basse emissioni: alta penetrazione delle rinnovabili (in prevalenza intermittenti) Soluzioni smart, demand response e generazione distribuita generano nuove dinamiche nei sistemi elettrici Politiche coordinate a livello europeo per armonizzare le incentivazioni e gli schemi di supporto Market design comune a livello europeo e mercati integrati per l’ottimizzazione delle risorse sull’intero sistema europeo Pianificazione europea e investimenti mirati a promuovere l’ottimizzazione delle risorse a livello europeo I TSO nazionali collaborano strettamente come se fossero un unico TSO centrale
Lo stato di avanzamento e le modalità attuative del processo nel breve-medio periodo sono molto diversi nei differenti paesi
76
Le questioni emergenti
Competitività dei paesi Sicurezza Adeguatezza Rischio di mercato Necessità di infrastrutture
• • Merit order eterogeneo Costi medi del mix evolvono in modo diversificato • • • • • • • • La necessità di flessibilità è diversa a seconda del mix Nuove opportunità per le tecnologie flessibili Gli scambi dipendono dalla diversa evoluzione del mix nei paesi Diverso livello di deficit/overcapacity all’adeguatezza delle tecnologie nel mix e diverso contributo Meccanismi di remunerazione della capacità: necessari per garantire l’adeguatezza e l’affidabilità ma l’eterogeneità può introdurre barriere e distorsioni del mercato cross-border Aumenta la volatilità dei prezzi in relazione al peso nel mix delle rinnovabili intermittenti e l’interdipendenza dinamica fra i prezzi elettrici dei paesi interconnessi Rimane elevata la competitività dei mercati Il mercato segnala le necessità di nuove infrastrutture per aumentare l’efficienza e la competitività 77
APPENDICE
78
h
• • obsoleto e del
divaricheranno
delle parco IT: ha parco relativamente nuovo BE, GE, FR hanno parco più
In prospettiva i mix si energetiche nazionali
79 MW
600
Forte eterogeneità del mix di capacità caratteristiche produttivo (età, rendimenti medi delle tecnologie) come esito di una storia di cicli di investimento molto diverse nei paesi
ulteriormente per effetto delle differenti politiche
Forte eterogeneità del Merit Order Europeo
CCGT TE imposto 200 300 carbone Nucleare
Merit Order Unconstrained Lignite: SL - GE Carbone USC: NL - IT
400 carbone USC RES-E
Carbone: NL -AT - IT - SL - DE - BE - FR CCGT: NL – BE – DE – FR – AT - IT
500 0 Competitività dei paesi
Il CCGT Italiano è il più nuovo ed efficiente ma con costi gas più elevati
convenzionale lignite 100
Convenzionale/OCGT: BE – NL – SL – IT – DE – FR - AT
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016
200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
Fonte: elaborazioni REF-E
W €/M
h
nei paesi dove • • • • Il dispacciamento del sistema EU diviene più efficiente per migliore allocazione delle risorse col market coupling e perché le rinnovabili nel mix si sostituiscono al termico più caro – il costo variabile medio del mix europeo (sui paesi monitorati) rimane praticamente invariato (circa 20€/MWh) con prezzo gas che cresce in media del 6% e prezzo carbone che cresce del 25% Il costo variabile medio del mix produttivo si riduce – notevolmente aumenta fortemente il peso delle rinnovabili In Germania il CM aumenta lievemente anche se le rinnovabili aumentano peso nel mix perché il carbone nel mix modula (con peso del CCGT costante e nucleare in lieve riduzione)
Per il consumatore finale questo può non tradursi in una riduzione di costi a causa degli oneri a supporto rinnovabili Nel medio-lungo periodo il trend sarà forse attenuato dell’evoluzione del parco nucleare ed a carbone che potrà essere sostituito FR DE DE
Il costo medio del mix produttivo tende a ridursi
Costo medio del mix produttivo 2012 Quota rinnovabile nel mix produttivo AT 2012 2016 AT 2016 CH SL SL BE BE NL NL LU Competitività dei paesi IT IT FR
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: scenario 2016 a confronto con 2012
50 45 40 35 30 25 20 15 10
Fonte: Elaborazioni REF-E
90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 5 0 W €/M
Sicurezza
La necessità di flessibilità è diversa a seconda del mix
RES-E
Bassa prevedibilità Forte instabilità
Necessità di sistemi flessibili per compensare l’alta variabilità e gli sbilanciamenti
L’esigenza di flessibilità dipende dalla quota di rinnovabili e di programmabili nel mix e dalla presenza di tecnologie flessibili
Aumenta dove è 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)
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016
È inferiore nei paesi dove la quota baseload è elevata (Francia) cosi come dove il peso nel mix è alto per l’idroelettrico e basso per le rinnovabili intermittenti (es. Austria, Svizzera) 81
Sicurezza
Emergono nuove opportunità per le tecnologie flessibili 1/2 • • Le nuove tecnologie avranno potenzialmente un impatto di rilievo nel medio lungo periodo.
Importante il ruolo della domanda per aggiungere flessibilità cosi come la partecipazione ai servizi ancillari delle rinnovabili e della generazione distribuita
CCGT non cogenerativi Altri termoelettrici (carbone) limitatamente Idroelettrico modulabile Pompaggio
Fornire flessibilità al sistema nazionale, non solo con un funzionamento flessibile sui mercati dell’energia ma anche fornendo servizi di riserva sui mercati del dispacciamento Esportare flessibilità verso i paesi interconnessi
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 l’allocazione della flessibilità disponibile al sistema
82
h h
83
AT FR 2012 2016 CH Ore a potenza massima SL DE BE NL IT LU
I consumi per il pompaggio tendono ad aumentare per fornire flessibilità sui mercati dell’energia interconnessi Il load factor dei CCGT si mantiene sui livelli attuali anche nel medio periodo, sintomo di un funzionamento estremamente flessibile Emergono nuove opportunità per le tecnologie flessibili 2/2
DE 3000 2500 2000 1500 1000 500 W T 0 Sicurezza IT BE FR 14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
Fonte: Simulazione Elfo++ Europe
W T
W T IT Sicurezza Export 2012 FR DE Export 2016 CH
L’evoluzione degli scambi è determinata dalla diversa evoluzione del mix nei paesi
import/export si
Import 2012 AT
Tuttavia gli scambi in mostrare alta variabilità oraria per favorire gli scambi di flessibilità
SL
dovrebbero intensificare e
Import 2016 BE NL LU 60 40 20 0 -20 -40 -60 IT FR Export netto 2012 DE CH Export netto 2016 AT
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe
SL BE NL LU
La simulazione deterministica a minimi costi tende a sottovalutare tale effetto: l’effetto delle strategie di prezzo e della variabilità di breve termine dei profili delle rinnovabili intermittenti rivelerebbe più intensamente questo trend (soprattutto col market coupling )e le opportunità conseguenti per le tecnologie flessibili 84 Gli scambi netti alle frontiere nei vari paesi mutano in conseguenza dell’evoluzione della struttura e del costo medio del mix produttivo
80 60 40 20 0 -20 -40 -60
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2016 Elfo++ Europe
W T h h
Adeguatezza
Condizioni di deficit/overcapacity eterogenee e diverso contributo all’adeguatezza delle tecnologie nel mix
RES-E
Affidabilità
• • Disponibilità della capacità non garantita in qualsiasi istante Limitato contributo all’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
Il margine di capacita disponibile al picco di domanda 2013 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% -20% IT FR DE
Fonte: Elaborazioni REF-E su dati ENTSO-E
AT 2016 CH 2020 SL BE NL
• • Le rinnovabili contribuiscono poco all’adeguatezza anche se ne aumenta il peso nel mix Vengono progressivamente dismessi vecchi impianti nucleare-carbone che invece fornivano contributo maggiore a pari capacità
LU
• •
Complessivamente non è facile capire se il sistema sia equilibrato perché ci sono condizioni di adeguatezza differenti e bisognerebbe tener conto del contributo delle interconnessioni L’Italia appare come il sistema che più ha sovrainvestito in tecnologie non utili alla copertura della domanda mentre Francia, Germania e Belgio sono i più deficitari nel breve-medio periodo
85
Adeguatezza
I meccanismi di remunerazione della capacità necessari per garantire l’adeguatezza e l’affidabilità ma molto eterogenei • • I meccanismi di remunerazione della capacità diventano necessari per garantire l’adeguatezza e l’affidabilità nel lungo periodo la penetrazione delle rinnovabili come esito delle politiche di decarbonizzazione allontana i prossimi cicli di scarsità sui mercati che possano favorire nuovi cicli di investimento • •
CM: Eterogenei e nazionali In genere non aperti alla partecipazione cross-border
Fonte: National Regulatory Authorities and ACER (2013)
• • • • Barriere all’implementazione del mercato unico europeo a causa di possibili effetti distorsivi dei mercati: Diversa definizione della domanda di adeguatezza Diversi tipi di obblighi (disponibilità per il presente/futuro) Diversa allocazione dei costi Diversa selezione delle risorse ammesse Possono ridurre la competitività e l’efficienza dei mercati cross-
border
Recenti segnalazioni ACER e CE su necessità
Rischio di mercato
Elaborazioni REF-E con Elfo++ Europe: case study 2016 – domanda idrotermica a mercato in TWh
La domanda di mercato contendibile dal termoelettrico si riduce ulteriormente quasi ovunque nel medio periodo • • Rimane elevata la competitività dei mercati
Spark spread*
60 50 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 * calcolato assumendo un rendimento medio del 53%, al lordo di costi di logistica e oneri ambientali
Fonte: elaborazioni su dati Reuters e Platt's
La marginalità sul mercato si è ridotta fortemente negli ultimi anni Date le condizioni attese di elevata competitività dei mercati, potrà recuperare lentamente solo se riprenderà la domanda contendibile nel più lungo periodo (con recupero domanda , phase
€/MWh francia belgio olanda italia germania svizzera
2 -1 tt o 2 1 g lu 2 -1 apr 2 -1 n ge 1 -1 tt o 1 1 g lu 1 -1 apr 1 -1 n ge 0 -1 tt o 0 1 g lu 0 -1 apr 0 -1 n ge 9 -0 tt o 9 0 g lu 9 -0 apr 9 -0 n ge 8 -0 tt o 8 0 g lu 8 -0 apr 8 -0 n ge
Necessità infrastrutture
Il mercato segnala le necessità di nuove infrastrutture per aumentare l’efficienza e la competitività • • I PCI (recentemente approvata la lista dalla CE) sono progetti di interesse comune per lo sviluppo delle infrastrutture energetiche ritenute di importanza strategica per realizzare l’interconnessione transfrontaliera delle reti Obiettivi: competitività, sostenibilità e sicurezza dell’approvvigionamento • • Fondamentale la definizione delle bidding zones e l’allocazione della capacità di scambio col metodo flow-based al fine di evidenziare le nuove congestioni sulla rete a seguito dell’evoluzione dei mix produttivi e degli scambi sia sulle reti nazionali che cross-border I segnali di mercato anticipano la necessità di rinforzi delle infrastrutture e ne determinano una valorizzazione su cui basare la relativa analisi costi-benefici 88
L’attività di dispacciamento (1)
• • Poiché l’energia elettrica non può essere facilmente immagazzinata in grandi quantità e a costi ragionevoli, la sua produzione e il suo consumo devono risultare continuamente bilanciati per evitare deviazioni troppo ampie della frequenza dal livello nominale (50 Hz).
Per garantire un’adeguata qualità del servizio, anche per i livelli di tensione sulla rete di trasmissione devono essere evitate oscillazioni troppo ampie dal livello nominale (220 V).
L’obiettivo dell’attività di dispacciamento svolta da Terna è quello di gestire in sicurezza il sistema elettrico: mantenere il bilanciamento fra generazione e carico e mantenere i livelli di tensione sulla rete ed i flussi di potenza sulle linee entro determinati range di sicurezza
L’attività di dispacciamento (2)
• •
L’attività di dispacciamento è 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 interrompibilità del carico, che può essere sia con preavviso, che automatico o senza preavviso
I costi che Terna sostiene per lo svolgimento dell’attività di dispacciamento (assieme ad altre componenti di costo per Terna) vengono ribaltati sui consumatori finali attraverso una specifica componente a piè di lista (uplift) della bolletta elettrica.
– disciplina del dispacciamento
I servizi di dispacciamento (1) SERVIZIO
Regolazione primaria Regolazione secondaria Regolazione terziaria Risoluzione congestioni intra zonali Bilanciamento
PARTECIPAZIONE
Obbligatoria per generatori idonei > 10 MVA Volontaria, ma obbligo di offerta per i generatori qualificati Volontaria, ma obbligo di offerta per i generatori qualificati Volontaria, ma obbligo di offerta per i generatori qualificati Volontaria, ma obbligo di offerta per i generatori qualificati
REMUNERAZIONE
Nessuna remunerazione, eccetto per le isole A mercato A mercato A mercato A mercato
I servizi di dispacciamento (2) SERVIZIO
Regolazione primaria di tensione Regolazione secondaria di tensione Rifiuto del carico (impianto acceso che alimenta solo i servizi ausiliari) Black start Telescatto (disconnessione automatica dell’impianto dalla rete)
PARTECIPAZIONE
Obbligatoria per generatori idonei > 10 MVA Obbligatoria per generatori idonei > 10 MVA Obbligatoria per generatori termoelettrici > 100 MVA Obbligatoria per generatori inclusi nel Piano di Riavvio del Sistema Obbligatoria per generatori autorizzati su MSD Interrompibilità del carico Volontaria per consumatori
REMUNERAZIONE
Nessuna remunerazione Regolata, ma mai definita Nessuna remunerazione Nessuna remunerazione Nessuna remunerazione 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) possono volontariamente partecipare a MSD richiedendo una specifica «qualifica» a Terna, ma una volta qualificati a partecipare sono tenuti ad offrire tutti l’intero margine di regolazione a salire e a scendere di risultante dai programmi di MGP e MI
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (2)
• • • Nel corso della fase di programmazione (MSD ex-ante) Terna accetta le offerte in acquisto e in vendita per: – l’approvvigionamento 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 zone avviene invece su MGP attraverso il meccanismo del market splitting) Nel corso della fase di gestione in tempo reale, ovvero sul Mercato di Bilanciamento (MB) Terna accetta le offerte in acquisto e in vendita per: – l’utilizzo 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 dell’ora di consegna
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (3)
• • •
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 più 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
La fase di programmazione del Mercato dei Servizi di Dispacciamento
Le tempistiche del Mercato dei Servizi di Dispacciamento
Nonostante le ultime riforme inerenti il dispacciamento, il MSD rimane uno dei mercati più «lenti» in Europa.
Tem pi di gate cl osure dei m ercati dell'energia in alcuni paesi e uropei
(h. e min.)
Gate closure
Italia Francia Germania/Austria Regno Unito Spagna/Portogallo Nordpool 5 h. 30 min - 9 h. 30 min 45 min.
45 min.
15 min.
3 h. 15 min.
1 h.
Fonte: REF-E
I motivi alla base dell’introduzione del capacity market
MGP MSD RES non programmabili riducono la domanda contendibile per gli impianti idro-termoelettrici RES non programmabili incrementano il fabbisogno di servizi di bilanciamento in tempo reale Riduzione margini per gli impianti idro-termoelettrici Potenziale recupero di marginalità per gli impianti idro-termoelettrici Segnale negativo per i nuovi investimenti Segnale positivo per i nuovi investimenti, ma alta incertezza legata alla probabilità di accettazione su MSD Capacity Market Mercato forward per i servizi ancillari
Obiettivo è l’adeguatezza
:
rende stabili i segnali positivi per i nuovi investimenti nel lungo periodo
Obiettivo è la sicurezza:
assicura sufficienti risorve per il bilanciamento in tempo reale nel breve periodo
Il capacity market a regime
• Il capacity market a regime é basato sullo strumento delle reliability options: – Terna ha il diritto ma non l’obbligo di ricevere dai generatori per ogni MW di capacità contrattualizzata l’eventuale differenza positiva tra i prezzi su MGP/MSD e uno strike
price
• lo strike price è dato dal costo variabile dell’impianto di punta – i generatori ottengono il pagamento di un premio annuo da Terna Possono partecipare solo gli impianti programmabili (nuovi o esistenti) non incentivati e con capacità > 10 MW.
Terna ha già pubblicato lo schema di disciplina del nuovo mercato, le cui prime aste si svolgeranno entro fine anno.
Gli impatti del capacity market a regime sul mercato dell’energia
• In equilibrio, con un mercato perfetto in cui non vi sono asimmetrie informative e potere di mercato ed in presenza di un mercato della capacità in cui sia ammessa tutta la capacità di generazione: – – – nelle ore critiche, che rappresentano i momenti di scarsità in cui il prezzo evolve verso un livello superiore al costo variabile dell’impianto di punta, il prezzo dell’energia elettrica sottostante converge verso lo strike price il premio annuo converge alla somma annua delle differenze tra il vecchio prezzo dell’energia e lo strike price delle ore critiche ed ammonta al costo standard fisso annuo dell’impianto teorico di punta a parità di profilo di carico il costo per i consumatori finali resta invariato in quanto a fronte di un prezzo spot dell’energia più basso nelle ore critiche su di essi viene scaricato l’onere del premio annuo incassato dai generatori L’area verde equivale al premio annuo versato ai generatori e scaricato sui consumatori
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Esempio di divisione del mercato in zone Zona Sud
Parco impianti efficiente: offerte di vendita a prezzi più bassi Domanda zona Sud: 40 MW Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli di trasporto: 60 MW Esportazioni verso Sicilia: 20 MW
Capacità di trasporto 10 MW Zona Sicilia
Parco impianti meno efficiente: offerte di vendita a prezzi più alti Domanda zona Sicilia: 20 MW Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli di trasporto: 0 MW Importazioni da Sud: 20 MW
Flusso commerciale 20 MW > Capacità di trasporto!!!
101
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto)
Esempio di divisione del mercato in zone Zona Sud
Parco impianti efficiente offerte di vendita a prezzi più bassi Domanda zona Sud: 40 MW Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli di trasporto: 50 MW Esportazioni verso Sicilia: 10 MW €/MWh 70 60
Capacità di trasporto 10 MW Zona Sicilia
Parco impianti meno efficiente offerte di vendita a prezzi più alti Domanda zona Sicilia: 20 MW Offerte di vendita accettate in assenza di vincoli di trasporto: 10 MW Importazioni da Sud: 10 MW €/MWh 150 70* 0 10 50 60 MW MW 102
La soluzione delle congestioni nel mercato italiano: sistema zonale (misto) • I differenziali di prezzo tra zone rappresentano una misura del beneficio conseguente all’incremento della capacità di trasporto tra le zone; in altre parole, danno un valore alla capacità di trasporto I produttori delle zone che “esportano” energia elettrica, e che quindi contribuiscono ad accrescere le congestioni interzonali, pagano implicitamente un corrispettivo per la capacità di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo più basso per l’energia venduta I produttori delle zone che “importano” energia elettrica, e che quindi contribuiscono a ridurre le congestioni interzonali, incassano implicitamente un corrispettivo per la capacità di trasporto, in quanto percepiscono un prezzo più alto per l’energia venduta • Un importante effetto del meccanismo zonale è l’incentivo alla localizzazione della nuova capacità nelle zone che importano e in cui, in presenza di congestioni, sono dispacciati impianti più costosi rispetto alle altre zone (e si determinano prezzi più alti) 103