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Pag.1 Il settore elettrico in Italia ACQUIRENTE UNICO GESTORE DI MERCATO MINISTERO DELLECONOMIA E DELLE FINANZE 100% MINISTERO DELLE ATTIVITA PRODUTTIVE.

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1 Pag.1 Il settore elettrico in Italia ACQUIRENTE UNICO GESTORE DI MERCATO MINISTERO DELLECONOMIA E DELLE FINANZE 100% MINISTERO DELLE ATTIVITA PRODUTTIVE GRTN ALTRI AUTORITA 100% PROPRIETARI DELLA RETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE convenzioni (in futuro) concessione UTILIZZATORI DELLA RETE codici di connessione e dispacciamento

2 Pag.2 Compiti Gestisce il mercato dellenergia elettrica (competizione tra i produttori) Gestisce i flussi dienergia Delibera gli interventi di sviluppo e manutenzione della rete, garantendo sicurezza, affidabilità ed economicità del sistema Stabilisce convenzioni con i proprietari delle reti Assicura la disponibilità della fornitura di energia elettrica ai clienti vincolati Garantisce la diversificazione delle fonti energetiche Assicura la tariffa unica al mercato vincolato Gestore del mercato Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale Acquirente Unico

3 Pag.3 Sviluppo Rete Manutenzione Esercizio Realizzazione investimenti Esecuzione Manutenzione Teleconduzione a mezzo CT Gestione dei flussi di energia Individua e delibera lo sviluppo della rete Delibera interventi di manutenzione GRTN Obbligo di connessione altri soggetti PROPRIETARI Monitoraggio e valutazione condizioni tecniche Proprietà della rete e suo utilizzo nei limiti previsti Garantisce sicurezza affidabilità efficienza Razionalizzazione della rete Attribuzione delle competenze

4 Pag.4 Criteri di remunerazione Fisso Termine fisso relativo al valore funzionale dellimpianto Sviluppo e Manutenzione Incentivante Termine relativo alla disponibilità dellimpianto Esercizio e Qualità della manutenzione Penalizzante C = F+I-P Canone Annuale Canone annuale determinato da: Valore funzionale dellimpianto (linea, stazione, tensione) Disponibilità

5 Pag.5 Criteri di idoneità (ex art. 14 D.lgs n.79/99) Numero Clienti Idonei Soglia per Clienti multisito 40 GWh/a 1 GWh/a per sito Soglia per i Clienti e per i Consorzi 30 GWh/a 20 GWh/a 9 GWh/a Soglia per ogni singolo partecipante del Consorzio 2 GWh/a 1 GWh/a Energia Clienti Idonei 30%35%40% Clienti idonei Assetto del settore

6 Pag.6 0,1 GWh/anno clienti 60% consumi finali entro 30 giorni da data cessione GENCOs ENEL Nuovi criteri di idoneità Assetto del settore

7 Pag.7 Contratti bilaterali Produttori senza contratti Fornitori grossisti Clienti vincolati Clienti idonei Distributori Acquirente Unico Produttori con contratti Borsa dellenergia elettrica Mercato Elettrico

8 Pag.8 Devono essere autorizzati dallAutorità I titolari di contratti bilaterali possono fare offerte anche sul mercato elettrico GRTN: assicura riserva e bilanciamento anche per i bilaterali si approvvigiona delle risorse necessarie sui mercati tutti i soggetti che prelevano energia dalla rete pagano i costi necessari per lapprovvigionamento delle risorse CONTRATTI BILATERALI MERCATO ELETTRICO

9 Pag.9 MERCATO ELETTRICO Vantaggi del Mercato elettrico rispetto ai bilaterali (I) Grande trasparenza nella definizione dei prezzi. Il prezzo riflette le condizioni del mercato e quindi varia ora per ora. La volatilità dei prezzi può essere controllata mediante strumenti finanziari. Programmi di generazione e di consumo definiti nel giorno prima. GME come controparte a garanzia dei requisiti contro i rischi di insolvenza. Opportunità di acquisto di energia a prezzi inferiori dei costi di generazioni degli impianti contrattualizzati.

10 Pag.10 MERCATO ELETTRICO Vantaggi del Mercato elettrico rispetto ai bilaterali (II) Esempio Quantità richiesta dal consumatore: 100 MWh/h Costo variabile di generazione : 40 Euro/MWh Opzione A: contratto bilaterale fisico Opzione B: acquisto e vendita sul mercato elettrico e strumento finanziario denominato Contratto per Differenza (CfD).

11 Pag.11 MERCATO ELETTRICO Vantaggi del Mercato elettrico rispetto ai bilaterali (III) Opzione A: contratto bilaterale fisico Prezzo concordato: 50 Euro/MWh Costo totale consumatore = 5,000 Euro/hr Ricavo totale produttore = 5,000 Euro/hr Costo variabile di generazione = 4,000 Euro/hr Margine netto = 1,000 Euro/hr

12 Pag.12 MERCATO ELETTRICO Vantaggi del Mercato elettrico rispetto ai bilaterali (IV) Opzione B: acquisto e vendita sul mercato elettrico e strumento finanziario denominato Contratto per Differenza (CfD). Offerta del produttore: 40 Euro/MWh Domanda del consumatore senza indicazione di prezzo Prezzo concordato per CfD: 50 Euro/MWh (se il prezzo è più alto del prezzo concordato, il produttore paga la differenza al consumatore; se il prezzo concordato è più alto del prezzo di mercato, il consumatore paga la differenza al produttore)

13 Pag.13 MERCATO ELETTRICO Vantaggi del Mercato elettrico rispetto ai bilaterali (V) Opzione B: Caso 1 – prezzo di mercato = 60 Euro/MWh Margine netto del produttore = 1,000 Euro/hr come nellopzione A Ricavo dellofferta accettata dal produttore = 6,000 Euro/hr Costo variabile di generazione = 4,000 Euro/hr Pagamento contrattuale al consumatore (CfD) = 1,000 Euro/hr Costo netto totale del consumatore = 5,000 Euro/hr come nellopzione A Prezzo di acquisto sul mercato = 6,000 Euro/hr Pagamento contrattuale dal produttore = 1,000 Euro/hr

14 Pag.14 MERCATO ELETTRICO Vantaggi del Mercato elettrico rispetto ai bilaterali (VI) Opzione B: Caso 2 – Prezzo di mercato = 30 Euro/MWh Margine netto del produttore = 2,000 Euro/hr più alto che nellopzione A Offerta del produttore non accettata = il produttore non produce Pagamento contrattuale dal consumatore = 2,000 Euro/hr Costo netto totale del consumatore = 5,000 Euro/hr come nellopzione A Prezzo di acquisto sul mercato = 3,000 Euro/hr Pagamento contrattuale al produttore = 2,000 Euro/hr

15 Pag.15 Mercato dellenergia Mercati per le risorse del servizio del Dispacciamento Acquisto e Vendita Mercato del giorno prima Mercato di aggiustamento produttori GRTN Mercato per la gestione delle congestioni Mercato di bilanciamento Mercato della riserva Produttori * Regolazione terziaria produttori produttori * consumatori * produttori * consumatori * Regolazione secondaria * rispettano condizioni tecniche Partecipanti al Mercato Mercato Elettrico GME consumatori

16 Pag.16 ALBERTVILLE VILLARODIN AIROLO SOAZZA DIVACCIA Slovenia DUGALE NOGAROLE ROCCA MALCONTENTA PIASTRA TRINO N. TURBIGO RONCOV. EDOLO S:FIORANO OSTIGLIA CAORSO ROSEN PORTO TOLLE PORTO CORSINI MONFALCONE PIOMBINO VILLAVALLE PRESENZANO ATI ISAB SARLUX BARGI RETE DI TRASMISSIONE A 380 kV Power Plants Electrical Station Electrical station under construction Single-circuit line Double-circuit line Line under construction

17 Pag.17 Prezzo di equilibrio Quantità di equilibrio Curva di offerta Curva di domanda Mercato elettrico Determinazione quantità e prezzi Mercato del giorno prima dellenergia

18 Pag.18 > NO Separazione del mercato in zone Mercato elettrico Vincoli rispettati Programma di produzione compatibile con vincoli Prezzo unico nazionale Prezzo zona che importa Prezzo zona che esporta Prezzi zonali SI Separazione zone di mercato Programma di produzione su base nazionale Scambi di energia tra zone

19 Pag.19 A B Produzione oraria 10 GWh Consumo orario15 GWh Prezzo 50 Euro/MWh Produzione oraria 20 GWh Consumo orario 15 GWh Prezzo 40 Euro/MWh Transito limite 5000 MW Margine orario = 5000 MWh x (50-40) Euro = Euro Il maggior prezzo pagato dai clienti della zona che importa determina un margine positivo tra quanto pagato dagli acquirenti e quanto ricevuto dai venditori Il GME versa questo margine al GRTN Mercato del giorno prima dellenergia Effetto della separazione in zone Mercato elettrico

20 Pag.20 PRELIEVI PREVISIONE PRELIEVI X PREZZO ZONALE PREVISIONE PRODUZIONE X PREZZO ZONALE PRODUTTORI MERCATO ELETTRICO MERCATO DELLENERGIA DEL GIORNO PRIMA Settlement Mercato elettrico

21 Pag.21 Prima Sessione del mercato di aggiustamento (MA1) Si svolge subito dopo il mercato del giorno prima dellenergia e permette la modifica dei programmi di immissione e prelievo per tutte le ore del giorno successivo Le regole di funzionamento del Mercato di aggiustamento sono le stesse del Mercato del giorno prima dellenergia Fattibilità dei Programmi Produzione & Consumo Offerte Bilanciate Mercato di aggiustamento Mercato elettrico

22 Pag.22 Mercato elettrico Mercato del giorno prima dellenergia Mercato di aggiustamento Mercato per la risoluzione delle congestioni per la gestione di offerte di aumento o riduzione di immissioni o prelievi utilizzate dal GRTN per la risoluzione delle congestioni intrazonali e per lutilizzo efficiente della rete elettrica Mercato della riserva Mercato di bilanciamento Il modello di mercato elettrico

23 Pag.23 Mercato per la risoluzione delle congestioni Offerte Mercato elettrico Offerte di vendita : disponibilità dei produttori ad aumentare la produzione disponibilità dei consumatori a ridurre i consumi Offerte di acquisto : disponibilità dei produttori a ridurre la produzione disponibilità dei consumatori ad aumentare i consumi

24 Pag.24 GRTN Costo della risoluzione delle congestioni, ricavo netto dalluso efficiente della rete Aumento della generazione X Prezzo offerto Produttori Mercato per la risoluzione delle congestioni Settlement Mercato Elettrico GRTN è responsabile del pagamento del costo netto delle congestioni e della sua distribuzione sui prelievi, in accordo ai criteri fissati dallAutorità Riduzione della generazione X Prezzo offerto Aumento dei prelievi X Prezzo offerto Riduzione dei prelievi X Prezzo offerto Consumatori Mercato elettrico

25 Pag.25 Mercato elettrico Mercato del giorno prima dellenergia Mercato di aggiustamento Mercato per la risoluzione delle congestioni Mercato della riserva per lindividuazione degli impianti che forniscono al GRTN la disponibilità della riserva di potenza, per la regolazione secondaria e terziaria Mercato di bilanciamento Il modello di mercato elettrico

26 Pag.26 Mercato della riserva Definizione riserva secondaria e terziaria Mercato elettrico Il GRTN definisce le tipologie di riserva per il servizio di: regolazione secondaria regolazione terziaria a salire (5,15,60) regolazione terziaria a scendere (5,15) Il GRTN definisce il fabbisogno di riserva, nelle varie tipologie, per ciascun ora del giorno successivo e per ciascuna zona E possibile lesportazione della riserva da una zona ad unaltra, compatibilmente con la capacità di transito disponibile

27 Pag.27 Per il servizio di regolazione secondaria, coppia di valori quantità (MW) prezzo offerto (Euro/MW) Per il servizio di regolazione terziaria, a salire o a scendere, terna di valori quantità (MW) prezzo offerto per la potenza (Euro/MW) prezzo offerto per lenergia (Euro/MWh) Mercato della riserva Formato delle offerte Mercato elettrico

28 Pag.28 Per il servizio di regolazione secondaria, coppia di valori quantità (MW) prezzo offerto (Euro/MW) Per il servizio di regolazione terziaria, a salire o a scendere, terna di valori quantità (MW) prezzo offerto per la potenza (Euro/MW) prezzo offerto per lenergia (Euro/MWh) Mercato della riserva Formato delle offerte Mercato elettrico

29 Pag.29 Mercato della riserva Mercato elettrico Obblighi ed Esenzioni (Regole di Dispacciamento) debbono I titolari delle unità di produzione e di pompaggio abilitate al servizio debbono offrire le disponibilità residue di potenza a salire/scendere rispetto alla potenza massima/minima, tenuto conto dellimpegno sul mercato dellenergia / bilaterali Sono esentati: Unità Produzione rinnovabili non programmabili Idroelettriche non ad acqua fluente per improvvise condizioni idrologiche o assoggettate a servitù idrogeologiche Unità in manutenzione o indisponibili per avaria o causa esterna

30 Pag.30 Mercato della riserva Mercato elettrico Obblighi ed Esenzioni (Regole di Dispacciamento) possono terziaria a salire I Consumatori possono richiedere labilitazione al servizio di regolazione terziaria a salire pur di: Essere clienti finali alimentati in AT Garantire linvio di telemisure al GRTN Dotarsi di idonei mezzi di comunicazione con GRTN Certificare che la potenza distaccabile è 20 MW Garantire il distacco del carico entro il tempo previsto per la tipologia di riserva Certificare che il distacco non comporti rischi a persone o cose

31 Pag.31 Mercato della riserva Ordini di merito Mercato elettrico Per il servizio di regolazione secondaria, sulla base di valori non decrescenti del prezzo offerto Per il servizio di regolazione terziaria, a salire o a scendere, sulla base di valori non decrescenti di un indice di prezzo (I) definito come: per la regolazione terziaria a salire: I = P + u * E per la regolazione terziaria a scendere: I = P - u * E dove P è il prezzo per la potenza, E è il prezzo per lenergia, u è il fattore di utilizzazione previsto dal GRTN

32 Pag.32 GRTN Costo totale della riserva Offerte accettate per la riserva secondaria X Prezzo marginale per la capacità Produttori Mercato della riserva Settlement Mercato Elettrico GRTN è responsabile del pagamento del costo della capacità in riserva e della distribuzione sui prelievi, in accordo ai criteri fissati dallAutorità Consumatori Offerte accettate per la riserva terziaria X Prezzo offerto per la capacità Offerte accettate per la riserva terziaria X Prezzo offerto per la capacità Mercato elettrico

33 Pag.33 Mercato elettrico Mercato del giorno prima dellenergia Mercato di aggiustamento Mercato per la risoluzione delle congestioni Mercato della riserva Mercato di bilanciamento per la quotazione economica delle disponibilità residue di potenza a valle di tutti i mercati precedenti Mercato elettrico

34 Pag.34 Bilanciamento I Produttori sono tenuti a definire sul mercato del bilanciamento Il prezzo orario richiesto per gli incrementi/decrementi di potenza (tra PMIN e PMAX) rispetto ai programmi che potranno essere richiesti nel tempo reale e che esorbitano dai quantitativi venduti sul mercato della riserva Nessuna definizione esplicita delle quantità di potenza La disponibilità al superminimo/supermassimo Quantità; Prezzo; Tempo massimo per cui può essere mantenuto Mercato elettrico

35 Pag.35 Bilanciamento I Consumatori possono definire sul mercato del bilanciamento La quantità ed il prezzo per incrementare/decrementare i propri consumi I requisiti per essere abilitati a fornire il servizio di bilanciamento sono gli stessi della regolazione terziaria Mercato elettrico

36 Pag.36 Seconda Sessione mercato di aggiustamento (MA2) La seconda sessione si svolge allinizio del giorno a cui il mercato si riferisce e premette la modifica dei programmi di immissione e prelievo per le ore del giorno successive alla chiusura della sessione stessa Le regole di funzionamento del Mercato di aggiustamento sono le stesse del Mercato del giorno prima dellenergia Revoca delle offerte di acquisto/vendita che causano congestioni di rete Mercato di aggiustamento Mercato elettrico

37 Pag.37 Generazione inferiore a quanto previsto Prelievo inferiore a quanto previsto Prelievo superiore a quanto previsto Bilanciamento in aumento Bilanciamento in diminuzione Dispacciamento Generazione superiore a quanto previsto Mercato di bilanciamento Bilanciamento Mercato elettrico

38 Pag.38 Offerte di aumento di generazione Offerte di riduzione di prelievo Offerte di riduzione di generazione Offerte di aumento di prelievo Merit Order per Bilanciamento in aumento (prezzi in ordine crescente) Merit Order per Bilanciamento in riduzione (prezzi in ordine decrescente) GME Offerte di riserva terziaria a salire di impianti selezionati Mercato di bilanciamento Merit Order Offerte di riserva terziaria a scendere di impianti selezionati Mercato elettrico

39 Pag.39 GRTN Costo netto del bilanciamento Aumento della generazione X Prezzo offerto Produttori Mercato di bilanciamento (in aumento e in riduzione) Settlement Mercato Elettrico GRTN è responsabile del pagamento del costo netto del bilanciamento e della distribuzione tra gli operatori connessi alla rete, in accordo ai criteri fissati dallAutorità Riduzione della generazione X Prezzo offerto Aumento dei prelievi X Prezzo offerto Riduzione dei prelievi X Prezzo offerto Consumatori Mercato elettrico

40 Pag.40 Electricity Market and Real Time Deviations of Withdrawals/Injections from Schedules Defined in the Market Deviations of actual withdrawals or injections from schedules defined in the Day-ahead Energy Market (as modified in the Adjustment Market and in the Congestion Management Market) are subject to the balancing rules and fees The balancing rules and fees are defined by the Regulator and applied by GRTN in a non-discriminatory manner to market participants and parties to bilateral contracts The balancing rules and fees promote the correct forecasting of energy generation and consumption for trading in the markets managed by GME (or through bilateral contracts) Mercato elettrico

41 Pag.41 A B Prezzo 40 Euro/MWh Prezzo 30 Euro/MWh Prezzo unico = 35 Euro/MWh Sussidio tra consumatori Mercato dellenergia del giorno prima Impatto del prezzo unico Mercato Elettrico Sussidio di 5 Euro/MWh

42 Pag.42 Prezzo unico = 35 Euro/MWh 40 Euro/MWH A B Prezzo 40 Euro/MWh Prezzo 30 Euro/MWh Sussidio tra consumatori Mercato dellenergia del giorno prima Problemi relativi al prezzo unico Mercato Elettrico Sussidio di 5 Euro/MWh Sono incoraggiati contratti bilaterali interni alla zona A ad un prezzo tra 30 e 35 Euro/MWh per evitare di fornire sussidio a B I consumatori nella zona Bsono incoraggiati a comprare Sul mercato per ricevere il sussidio

43 Pag.43 Prezzo unico = 35 Euro/MWh A B Prezzo 40 Euro/MWh Prezzo 30 Euro/MWh AUTO-PRODUTTORI Mercato dellenergia del giorno prima Problemi relativi al prezzo unico Mercato Elettrico Sussidio 5 Euro/MWh AUTOPRODUTTORE Vende a 30 Compra a 35 NON VANTAGGIOSO! AUTOPRODUTTORE Vende a 40 Compra a 35 VANTAGGIOSO!

44 Pag.44 Prezzo unico = 35 Euro/MWh A B Prezzo 40 Euro/MWh Prezzo 30 Euro/MWh I contratti bilaterali e gli autoproduttori di una zona pagano o ricevono la differenza tra il prezzo unico ed il prezzo zonale Mercato dellenergia del giorno prima Solutione relativa al prezzo unico Mercato Elettrico Sussidio 5 Euro/MWh Contratto bilaterale Paga ( ) Contratto bilaterale Riceve ( )


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