Infrastrutture elettriche e borsa dell’energia: quali prospettive per il mercato italiano Prof. Carlo Andrea BOLLINO Presidente Forum PA 2004 – Roma, 14 maggio 2004

Stato del sistema elettrico italiano Parte Prima Stato del sistema elettrico italiano  

(miliardi di kWh) (miliardi di kWh) (%) Stato del sistema elettrico italiano Bilancio elettrico nazionale 2003 (*) 2003 2002 Variazione (miliardi di kWh) (miliardi di kWh) (%) Fabbisogno : 319,7 (100%) 310,7 (100%) + 2,9 Produzione nazionale destinata al consumo : 268,7 (84,1%) 260,1 (83,7%) + 3,3 Saldo estero : 51,0 (15,9%) 50,6 (16,3%) + 0,7 import: 51,5 51,5 export: 0,5 0,9 (*) Dati Provvisori

Bilancio elettrico nazionale - Anno 2003 Dati provvisori 13.2% Acqua 53% 33,3 TWh Centrali idroelettriche 69.3% 21% Carbone Olio Gas Clienti industriali 229,0 TWh Centrali termoelettriche Fluidi Geotermici 1.51% 2% 5,0 TWh RETE TRASMISSIONE NAZIONALE 380-220-150-132 kV Oltre 43 mila km Centrali geotermoelettriche Clienti domestici Vento 0,4% Illuminazione pubblica 1,4 TWh 24% Aerogeneratori Saldo Estero € 15.5% Totale energia richiesta 319,7 TWh 51,0 TWh Clienti terziari 380-220 V

Tasso di incremento medio annuo Previsioni sulla crescita dei consumi Aggiornamento gennaio 2004 Tasso di incremento medio annuo Miliardi di kWh Anno (*) 2003 2004 2005 2006 319,7 330,5 340,5 351,0 + 2,9 % + 3,4 % + 3,0 % + 3,1 % (*) Provvisorio

Gestione del sistema Criticità 2003 Distacchi programmati a rotazione, effettuati a livello nazionale il 26 giugno, che hanno comportato interruzioni della fornitura di elettricità per complessivi 12.850 MWh; Black out nazionale del 28 settembre, che ha comportato la mancata fornitura di energia elettrica per complessivi 180.000 MWh

Andamento atteso della copertura del fabbisogno Anno 2004 – Potenza (MW)

Andamento atteso della copertura del fabbisogno Anno 2004 – Potenza (MW) Deroghe ambientali

Accelerazione sviluppo rete Principali azioni avviate per incrementare la sicurezza Azioni con impatto 2004 Piano di Sicurezza Accelerazione sviluppo rete Le criticità dell’estate 2003 ed i periodi critici previsti per il 2004 richiamano la necessità di incrementare il coordinamento e la sicurezza del sistema  

1. Riprogrammazione dell’utilizzo degli impianti idroelettrici Azioni con impatto 2004 1. Riprogrammazione dell’utilizzo degli impianti idroelettrici 2. Avvio della Borsa dell’energia per assicurare al produttore una remunerazione correlata alla effettiva domanda di energia incentivare la produzione nei periodi critici 3. Riattivazione di impianti in arresto di lunga durata 4. Incremento della capacità interrompibile al fine di ridurre al massimo il rischio di distacchi programmati per l’utenza diffusa 5. Protocollo GRTN - ETRANS

programmazione dell’esercizio; supervisione in linea; Piano di Sicurezza 2004 Le azioni per migliorare i sistemi di difesa del sistema elettrico sono indirizzate su cinque aree di intervento: programmazione dell’esercizio; supervisione in linea; protezione del sistema e regolazione del macchinario di compensazione controllo del transitorio di frequenza; piano di riaccensione del sistema

Lo sviluppo della rete: obiettivi sicurezza e continuità della fornitura di energia elettrica alle imprese ed alle famiglie aumento dell'efficienza e dell'economicità del servizio di trasmissione dell’energia e del sistema elettrico nazionale connessione alla rete elettrica di trasmissione delle nuove centrali di produzione riduzione delle congestioni sulla rete elettrica attraverso la realizzazione di nuove linee sviluppo e potenziamento delle linee di interconnessione con l'estero rispetto dei vincoli ambientali e paesaggistici

Indicazioni per l’ubicazione di nuova capacità produttiva Piano di Sviluppo 2004 Indicazioni per l’ubicazione di nuova capacità produttiva Necessità di disporre nel lungo periodo di ulteriori 8.000 – 9.000 MW di nuova capacità produttiva Zona Nord: Lombardia (Brescia, Cremona, Bergamo) Zona Centro-Nord: Emilia Romagna (Reggio, Modena, Bologna) Toscana (Firenze, Prato, Pistoia) Fascia adriatica: Marche – Abruzzo settentrionale – Umbria meridionale Area tirrenica: Lazio meridionale – Campania settentrionale – Isole maggiori

Nuovi trasformatori (MVA) 12.700 Piano di Sviluppo 2004 Dati principali Elettrodotti (km) 1.920 Nuove stazioni (No.) 51 Nuovi trasformatori (MVA) 12.700 Stima investimenti nel breve – termine (2004-2006): 450 milioni di €uro Stima investimenti nel lungo – termine (dopo il 2006): 1.250 milioni di €uro

Dati principali per livelli di tensione Piano di Sviluppo 2004 Dati principali per livelli di tensione 380 kV 220 kV 120-150 kV Totale Nuove stazioni (N.ro) 27 5 19 51 Breve-medio termine 14 3 13 30 Medio-lungo termine 13 2 6 21 Increm. Pot. trasf. (MVA) 10.750 2.060 -110 12.700 Breve-medio termine 4.300 1.390 0 5.690 Medio-lungo termine 6.450 670 -110 7.010 Elettrodotti (km) 2.320 - 890 490 1.920 Breve-medio termine 430 - 130 200 500 Medio-lungo termine 1.890 - 760 290 1.420

CLASSIFICAZIONE INTERVENTI IN BASE AI PRINCIPALI BENEFICI Piano di Sviluppo 2004 Sviluppo della Rete OBIETTIVI Sicurezza e continuità della fornitura (criterio N-1) Miglioramento dell’affidabilità e della qualità del servizio Riduzione delle congestioni Aumento dell'efficienza e dell'economicità del servizio Potenziamento dell’interconnessione con l'estero VINCOLO Tutela dell’ambiente CLASSIFICAZIONE INTERVENTI IN BASE AI PRINCIPALI BENEFICI Incremento della TTC nell’interconnessione con l'estero Riduzioni delle congestioni e dei poli di produzione limitati Miglioramento della sicurezza del servizio di trasmissione Miglioramento degli standard di qualità e sicurezza nella distribuzione

Esigenze di sviluppo dell’interconnessione Lo sviluppo dell’ interconnessione con l’estero Esigenze di sviluppo dell’interconnessione Sicurezza degli approvvigionamenti Economicità delle forniture

Nuove linee di interconnessione con l’estero Nuova linea Italia-Austria 1.000 MW Nuova linea Italia-Svizzera 1.500 MW Lienz (A) Nuova linea Italia-Slovenia 1.500 MW Robbia (CH) Okroglo (SLO) Udine S. Fiorano (BS) Cordignano (TV)

Redipuglia-Udine Ovest Nuove linee sul territorio (principali) Turbigo-Rho Redipuglia-Udine Ovest Trino-Lacchiarella Venezia N. - Cordignano Voghera-La Casella Matera – Napoli S. Sofia Cavo Sardegna - Continente Rizziconi - Laino Cavo Sicilia - Continente

Lo sviluppo dell’interconnessione con l’estero Studio nuova linea Italia-Austria Studio nuova linea Italia-Svizzera Studio nuova linea Italia-Francia Studio nuovo cavo Italia-Croazia Studio nuovo cavo Italia-Algeria

L’avvio della Borsa elettrica Parte Seconda L’avvio della Borsa elettrica  

Perché la Borsa elettrica: per promuovere la concorrenza tra gli operatori, la libera iniziativa e gli investimenti; per garantire la sicurezza, l’affidabilità e l’efficienza del sistema elettrico, tutelando gli interessi delle famiglie e delle imprese

Che cos’è la Borsa elettrica: un sistema organizzato di offerte, di vendita e di acquisto di energia elettrica, basato su: Mercato dell’energia Mercato del giorno prima (MGP) Mercato di aggiustamento (MA) Mercato del servizio di dispacciamento (MSD)

La Borsa elettrica: il mercato dell’energia Mercato del Giorno Prima (MGP) è finalizzato allo scambio di energia all’ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei). Si svolge nella mattinata del giorno precedente al giorno di consegna dell’energia, e possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta. Mercato di Aggiustamento (MA): è il mercato sul quale gli operatori possono modificare i programmi definiti durante il MGP, presentando ulteriori offerte di vendita o di acquisto. Si svolge subito dopo il MGP nella tarda mattinata, e possono parteciparvi i produttori in relazione a tutti i punti di offerta

La Borsa elettrica: le informazioni Sul sito www.mercatoelettrico.org sono disponibili ogni giorno i dati relativi al MGP. In particolare: Prezzo di acquisto: media aritmetica, media ponderata, minimo e massimo; Liquidità: indica la quota percentuale della quantità di energia elettrica scambiata nell’IPEX rispetto alle quantità complessive del Sistema Italia 2004; Quantità: indica il quantitativo orario di energia elettrica venduta e acquistata per ciascuna zona;

Il ruolo dell’Acquirente Unico E’ la società a cui è affidato il compito di assicurare ai clienti vincolati (famiglie e piccole imprese) la fornitura di energia elettrica a prezzi competitivi in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio. stipula contratti di compravendita, al di fuori della Borsa elettrica, per una quantità non superiore al 25% della previsione della domanda complessiva annua; partecipa alle procedure per l’assegnazione della capacità di trasporto per l’importazione di energia elettrica; partecipa alle procedure per l’assegnazione dell’energia CIP 6; si approvvigiona nella Borsa elettrica, previa stipula di contratti per la copertura del rischio di prezzo e di quantità; acquisisce tutta l’energia elettrica dei contratti pluriennali di importazione in essere, stipulati da Enel Spa anteriormente al 19 febbraio 1997.

Il ruolo dell’Acquirente Unico Domanda 2004 Mercato Vincolato : 170 TWh Domanda 1 Aprile – 31 Dicembre : 126 TWh (Sistema Italia 2004) Energia Percentuale import pluriennale: 11,3 TWh 8,9% import annuale 2004: 3,2 TWh 2,5% CIP 6 - 2004: 5,8 TWh 4,6% contratti bilaterali: 31,7 TWh 25,0% contratti per differenza: 18,7 TWh 14,9% Borsa senza copertura: 55,5 TWh 43,9%

Lineamenti di politica energetica Parte Terza Lineamenti di politica energetica  

Unificazione di proprietà e gestione della RTN (DPCM 11 maggio 2004); Legge 27 ottobre 2003, n. 290 : principali disposizioni Unificazione di proprietà e gestione della RTN (DPCM 11 maggio 2004); Trasferimento delle competenze in materia di import di energia elettrica dall’AEEG al Ministero Attività Produttive; Nuove linee elettriche private di interconnessione con l’estero; Procedimenti di autorizzazione alla costruzione e all’esercizio di nuove centrali e di nuovi elettrodotti; Procedura di messa fuori servizio degli impianti; Definizione standard di efficienza degli impianti;

Tariffe di remunerazione delle reti di trasmissione e distribuzione Legge 27 ottobre 2003, n. 290 : principali disposizioni Tariffe di remunerazione delle reti di trasmissione e distribuzione Facoltà in capo al GRTN di modificare i profili di immissione e di prelievo dei contratti bilaterali Presentazione annuale da parte del GRTN al MAP di un “Piano di Sicurezza” con gli adeguamenti dei programmi di difesa del sistema elettrico Proroga al 30 giugno 2004 dell’entrata in vigore del Testo unico sulle espropriazioni, per quanto attiene alle reti energetiche Possibilità per il MAP di emanare decreti per: riprogrammazione utilizzo impianti idroelettrici, concentrazione manutenzioni, riattivazione impianti in arresto di lunga durata, incremento capacità interrompibile.

D.L. 379/03 (capacity payment) Lo scopo “assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell’adeguatezza della capacità produttiva, al fine di garantire la copertura della domanda nazionale” (art. 1) Il “capacity payment” si basa su meccanismi concorrenziali, trasparenti, non discriminatori, e non distorsivi per il mercato.

D.L. 379/03 (capacity payment) I principi generali La remunerazione si applica alle centrali di nuova realizzazione nonché al mantenimento, in esercizio efficiente, della capacità esistente; La remunerazione è commisurata agli obiettivi di capacità produttiva del sistema elettrico, indicati dal GRTN; La remunerazione può essere applicata anche ai consumatori che siano tecnicamente in grado di fornire il servizio di riserva, ma che non beneficiano di altre agevolazioni; La remunerazione è subordinata al rilascio di apposita garanzia prestata dai soggetti beneficiari.

Direttiva 2003/54/CE : Il nuovo scenario normativo In Europa Direttiva 2003/54/CE : Completa liberalizzazione della fornitura per i clienti industriali: dal 1 luglio 2004 Completa liberalizzazione di tutta l’utenza, anche domestica: dal 1 luglio 2007 Il MAP nel corso di questo anno ha svolto una azione propulsiva su una serie di provvedimenti normativi, arrivando anche alla redazione di un ddl in materia di energia che si pone come nuova norma quadro di settore, anche a seguito della applicazione delle modifiche introdotte al titolo V della Costituzione. Inoltre il MAP segue a Bruxelles la nuova Direttiva sui mercati del gas e dell’elettricità che dovrebbe segnare positivi passi avanti nel processo di ulteriore apertura del mercato interno, soprattutto allineando gli altri Paesi membri (soprattutto Francia e Germania) alle posizioni avanzate in materia di mercato del gas assunte dall’Italia recependo la precedente direttiva.

Disegno di legge di riordino del settore energetico : Il nuovo scenario normativo In Italia Disegno di legge di riordino del settore energetico : Stabilisce principi e obiettivi della legislazione sull’energia; Definisce le competenze dello Stato e delle Regioni secondo il nuovo Titolo V della Costituzione; Completa la liberalizzazione dei mercati energetici; Contiene interventi per incrementare l’efficienza del mercato interno. Il MAP nel corso di questo anno ha svolto una azione propulsiva su una serie di provvedimenti normativi, arrivando anche alla redazione di un ddl in materia di energia che si pone come nuova norma quadro di settore, anche a seguito della applicazione delle modifiche introdotte al titolo V della Costituzione. Inoltre il MAP segue a Bruxelles la nuova Direttiva sui mercati del gas e dell’elettricità che dovrebbe segnare positivi passi avanti nel processo di ulteriore apertura del mercato interno, soprattutto allineando gli altri Paesi membri (soprattutto Francia e Germania) alle posizioni avanzate in materia di mercato del gas assunte dall’Italia recependo la precedente direttiva.

Il nuovo scenario normativo In Italia Il disegno di legge di riordino del settore energetico ha un obiettivo finale: ridurre i costi dell’energia per il consumatore obiettivo intermedio: una politica coordinata che stimola la concorrenza e regolamenta i monopoli naturali strumenti di regolazione per dare certezza agli operatori e stimolare gli investimenti

Il nuovo scenario normativo Mercato In Italia Produzione Vendita Diffusione Concentrazione Trasmissione Distribuzione Servizio pubblico Il servizio pubblico è insufficiente se lasciato solo alle regole del mercato