La disciplina del mercato elettrico Regolamento del mercato elettrico La disciplina del mercato elettrico Alberto Pototschnig

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

Regolamento del mercato elettrico Esperienze internazionali Inghilterra (Pool) Distributori Grossisti Clienti vincolati liberi Pool obbligatorio Produttori La slide riporta le principali caratteristiche dell’energia elettrica allo stadio di utilizzazione.

Regolamento del mercato elettrico Esperienze internazionali Spagna Clienti liberi Distributori Grossisti vincolati Mercato Produttori che offrono al mercato con contratti bilaterali (*) (*) quantitativamente poco significativi La slide riporta le principali caratteristiche dell’energia elettrica allo stadio di utilizzazione.

Regolamento del mercato elettrico Esperienze internazionali Inghilterra (Neta) e Scandinavia Grossisti Clienti Pool residuale Produttori Contratti bilaterali La slide riporta le principali caratteristiche dell’energia elettrica allo stadio di utilizzazione.

Regolamento del mercato elettrico Esperienze internazionali California Produttori mercato vincolato Power exchange Distributori libero Schedule Coordinators Clienti vincolati liberi Mercato bilanciamento e riserva La slide riporta le principali caratteristiche dell’energia elettrica allo stadio di utilizzazione.

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

Obbligatorietà del mercato elettrico Mercato elettrico obbligatorio: 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)

Ruolo della domanda e formazione del prezzo (I) 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

Ruolo della domanda e formazione del prezzo (II) 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)

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

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

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 5: 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

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 6: 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

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 10: 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 gas 3 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

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 11: 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

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

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 ha trasmesso il Regolamento del mercato elettrico e della contrattazione dei certificati verdi al Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato, per l’approvazione sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas

Assetto di riferimento Mercato elettrico Assetto di riferimento Distributori Acquirente Unico GRTN Impianti Cip-6 e must-run Offerte di vendita Richiesta riserva 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

Mercato del giorno prima dell’energia 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

(per punto di prelievo) 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) Offerte Curva di offerta (curva monotona crescente) 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)

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

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

Impianti assoggettati al regime previsto dal 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. Energia CIP 6 GRTN Gestore del mercato Acquisto a prezzi CIP-6 Offerta a zero Remunerazione a prezzo di equilibrio Programma di produzione vincolante (per impianto e per ora) di responsabilità GRTN Differenza a carico dell’utenza (componente A3)

Impianti essenziali per la sicurezza Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Impianti essenziali per la sicurezza Energia impianti must run Acquisto a prezzi stabiliti dall’Autorità 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

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

Separazione del mercato in zone Mercato elettrico Mercato del giorno prima - energia Separazione del mercato in zone Vincoli rispettati SI 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

Effetto della separazione in zone 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

Mercato del giorno prima dell’energia 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

Definizione riserva secondaria e terziaria 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

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

per tipologia, per zona e per ora 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

Ripartizione costo riserva 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

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

Mercato del giorno prima Mercato del giorno prima della riserva 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

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

Zone di mercato Mercato infragiornaliero di aggiustamento 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

Definizione prezzi e quantità 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

Settlement Mercato infragiornaliero di aggiustamento 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

Mercato del giorno prima Mercato del giorno prima della riserva 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

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

Tipologie di bilanciamento 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

Merit order Mercato di bilanciamento Mercato elettrico Merit order 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

Prezzi marginali Mercato di bilanciamento Mercato elettrico 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

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

Riduzione onere di riserva 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

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

per contratti bilaterali se autorizzati dall’Autorità 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.

I produttori esteri formulano offerte di vendita sul mercato elettrico 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)

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