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

Compiti Gestore della Rete Gestore di Trasmissione Acquirente Unico Nazionale Gestore del mercato Acquirente Unico 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 Gestisce il mercato dell’energia elettrica (competizione tra i produttori) Assicura la disponibilità della fornitura di energia elettrica ai clienti vincolati Garantisce la diversificazione delle fonti energetiche Assicura la tariffa unica al mercato vincolato

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

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

1999 2000 2002 30 GWh/a 20 GWh/a 9 GWh/a 2 GWh/a 1 GWh/a 1 GWh/a Assetto del settore Clienti idonei Criteri di idoneità (ex art. 14 D.lgs n.79/99) 1999 2000 2002 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 1 GWh/a Soglia per Clienti multisito 40 GWh/a 1 GWh/a per sito Energia Clienti Idonei 30% 35% 40% Le soglie per l’accesso al mercato libero, ossia di idoneità a contrattare la fornitura di energia elettrica sul mercato, sono stabilite dal decreto legislativo 16 maggio 1999 n. 79 secondo l’articolazione temporale indicata in tabella, sulla base dei consumi annui. La tabella riporta altresì la percentuale dei consumi finali rappresentata dal mercato libero, nell'ipotesi in cui tutti i clienti idonei scelgano di approvvigionarsi sul mercato libero, nonché l’ordine di grandezza del numero di clienti idonei, con un’incertezza legata al numero di consorzi che effettivamente si costituiranno. Attualmente infatti i clienti idonei non sono obbligati ad esercitare il loro diritto di accesso al mercato libero. L’Autorità per l’energia elettrica e il gas, con la deliberazione 29 dicembre 1999 n.204/99 ha previsto, per i clienti che precedentemente godevano di tariffe agevolate, il rimborso dell’agevolazione anche nel caso in cui abbandonino il mercato vincolato; il gettito complessivo delle agevolazioni viene coperto dal gettito di una apposita maggiorazione dei corrispettivi di trasmissione. Numero Clienti Idonei 2.000 3.000 5.000

Nuovi criteri di idoneità Assetto del settore Nuovi criteri di idoneità entro 30 giorni da data cessione GENCOs ENEL 0,1 GWh/anno  150.000 clienti  60% consumi finali

Borsa dell’energia elettrica Mercato Elettrico Produttori con contratti Produttori senza contratti Contratti bilaterali Borsa dell’energia elettrica Fornitori grossisti Acquirente Unico Distributori Mercato elettrico e contrattazione bilaterale L’energia elettrica può essere scambiata attraverso: il mercato elettrico i contratti bilaterali Il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 indica il mercato elettrico come sede “normale” di scambio dell’energia elettrica, prevedendo che i contratti bilaterali fisici siano autorizzati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Il decreto del Ministro dell’industria 3 maggio 2001 prevede che l’Acquirente Unico possa stipulare contratti bilaterali fisici solo se necessario al fine di soddisfare le esigenze di diversificazione delle fonti energetiche utilizzate e previa approvazione del Ministero dell’industria. Il decreto legislativo n. 70/99 non norma i contratti di tipo finanziario. Clienti idonei Clienti vincolati

I titolari di contratti bilaterali possono fare offerte anche sul MERCATO ELETTRICO CONTRATTI BILATERALI Devono essere autorizzati dall’Autorità 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 l’approvvigionamento delle risorse

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.

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).

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

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)

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 nell’opzione A Ricavo dell’offerta 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 nell’opzione A Prezzo di acquisto sul mercato = 6,000 Euro/hr Pagamento contrattuale dal produttore = 1,000 Euro/hr

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 nell’opzione 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 nell’opzione A Prezzo di acquisto sul mercato = 3,000 Euro/hr Pagamento contrattuale al produttore = 2,000 Euro/hr

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

RETE DI TRASMISSIONE A 380 kV Switzerland Austria France FIUME SANTO CODRONGIANOS VILLASOR SELARGIUS CAGLIARI SUD RUMIANCA PORTOSCUSO SORGENTE PATERNO’ CHIAROMONTE G. RIZZICONI FEROLETO SCANDALE ROSSANO LAINO MATERA GALATINA Linea a 400 kV c.c. Greece BRINDISI TARANTO N. BARI OVEST ANDRIA FOGGIA MONTECORVINO STRIANO BENEVENTO PATRIA S.SOFIA S.MARIA C.V. GARIGLIANO LARINO VILLANOVA TERAMO CEPRANO LATINA VALMONTONE ROMA S. ROMA TORVALDALIGA S. TORVALDALIGA N . MONTALTO ROSARA CANDIA FANO S.GIACOMO SUVERETO PIAN DELLA SPERANZA TAVARNUZZE CALENZANO POGGIO A CAIANO MARGINONE ACCIA IOLO LIVORNO LA SPEZIA VADO LIGURE S.MARTINO FORLI’ RAVENNA C COLUNGA MARTIGNONE S.DAMASO CARPI RUBIERA PARMA FERRARA LA CASELLA VIGNOLE CASTELNUOVO MAGLIANO VENAUS ACC. FERRERO CASANOVA PIOSSASCO LEINI’ RONDISSONE PLANAIS REDIPUGLIA UDINE OVEST CORDIGNANO SALGAREDA VEDELAGO SANDRIGO VENEZIA N. DOLO CAMIN ADRIA RFX SOAZZA AIROLO Slovenia RONCOV. EDOLO S:FIORANO DIVACCIA MONFALCONE ALBERTVILLE TURBIGO TRINO N. NOGAROLE VILLARODIN ROCCA MALCONTENTA DUGALE CAORSO OSTIGLIA PORTO TOLLE PORTO CORSINI PIASTRA BARGI ROSEN PIOMBINO VILLAVALLE PRESENZANO ATI SARLUX Power Plants Electrical Station Electrical station under construction Single-circuit line Double-circuit line Line under construction ISAB

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

Separazione del mercato in zone Mercato elettrico Separazione del mercato in zone Vincoli rispettati SI Prezzo unico nazionale NO Scambi di energia tra zone Separazione zone di mercato Prezzo zona che importa Prezzo zona che esporta > 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 dell’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 Il GME versa questo margine al GRTN B A Transito limite 5000 MW Produzione oraria 10 GWh Consumo orario15 GWh Prezzo 50 Euro/MWh Produzione oraria 20 GWh Consumo orario 15 GWh Prezzo 40 Euro/MWh Margine orario = 5000 MWh x (50-40) Euro = 50000 Euro

PREVISIONE PRODUZIONE Mercato elettrico MERCATO DELL’ENERGIA DEL GIORNO PRIMA Settlement PRELIEVI PRODUTTORI PREVISIONE PRELIEVI X PREZZO ZONALE PREVISIONE PRODUZIONE X PREZZO ZONALE MERCATO ELETTRICO

Prima Sessione del mercato di aggiustamento (MA1) Mercato elettrico Mercato di aggiustamento Prima Sessione del mercato di aggiustamento (MA1) Si svolge subito dopo il mercato del giorno prima dell’energia 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 dell’energia Fattibilità dei Programmi Produzione & Consumo Offerte “Bilanciate”

Il modello di mercato elettrico Mercato del giorno prima dell’energia 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 l’utilizzo efficiente della rete elettrica Mercato della riserva Mercato di bilanciamento

Offerte Mercato per la risoluzione delle congestioni Mercato elettrico Mercato per la risoluzione delle congestioni Offerte 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 Al mercato per la risoluzione delle congestioni possono partecipare tutti gli operatori. Le offerte di vendita esprimono: - la disponibilità del produttore ad aumentare la produzione prevista di una quantità di energia non superiore a quella indicata nell’offerta, ad un prezzo unitario pari a quello indicato nell’offerta stessa; - la disponibilità del consumatore a ridurre i consumi previsti di una quantità non superiore a quella indicata nell’offerta, ad un prezzo unitario pari a quello indicato nell’offerta stessa. Le quantità di energia offerte non possono essere superiori alle corrispondenti quantità definite nei programmi risultanti dai precedenti mercati. Le offerte di acquisto esprimono: - la disponibilità del produttore a ridurre la produzione prevista di una quantità non superiore a quella indicata nell’offerta, ad un prezzo unitario pari a quello indicato nell’offerta stessa. Le quantità di energia offerte non possono essere superiori alle corrispondenti quantità definite nei programmi risultanti dai precedenti mercati; - la disponibilità del consumatore ad aumentare i consumi previsti di una quantità di energia non superiore a quella indicata nell’offerta, ad un prezzo unitario pari a quello indicato nell’offerta stessa.

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

Il modello di mercato elettrico Mercato del giorno prima dell’energia Mercato di aggiustamento Mercato per la risoluzione delle congestioni Mercato della riserva per l’individuazione degli impianti che forniscono al GRTN la disponibilità della riserva di potenza, per la regolazione secondaria e terziaria Mercato di bilanciamento Il mercato della riserva ha per oggetto l’approvvigionamento di potenza di riserva per il servizio di regolazione secondaria e terziaria. Tale mercato si svolge in un’unica sessione successiva alla prima sessione del mercato di aggiustamento. A tale mercato partecipa la sola offerta, mentre la domanda è definita dal GRTN.

Definizione riserva secondaria e terziaria Mercato elettrico Mercato della riserva Definizione riserva secondaria e terziaria 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 l’esportazione della riserva da una zona ad un’altra, compatibilmente con la capacità di transito disponibile

Formato delle offerte Mercato della riserva Mercato elettrico Mercato della riserva Formato delle offerte 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 prezzo offerto per la potenza (Euro/MW) prezzo offerto per l’energia (Euro/MWh)

Formato delle offerte Mercato della riserva Mercato elettrico Mercato della riserva Formato delle offerte 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 prezzo offerto per la potenza (Euro/MW) prezzo offerto per l’energia (Euro/MWh)

Obblighi ed Esenzioni (Regole di Dispacciamento) Mercato elettrico Mercato della riserva Obblighi ed Esenzioni (Regole di Dispacciamento) 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 dell’impegno sul mercato dell’energia / 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

Obblighi ed Esenzioni (Regole di Dispacciamento) Mercato elettrico Mercato della riserva Obblighi ed Esenzioni (Regole di Dispacciamento) I Consumatori possono richiedere l’abilitazione al servizio di regolazione terziaria a salire pur di: Essere clienti finali alimentati in AT Garantire l’invio 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

Ordini di merito Mercato della riserva Mercato elettrico Mercato della riserva Ordini di merito 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 l’energia, u è il fattore di utilizzazione previsto dal GRTN

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

Mercato elettrico Mercato elettrico Mercato del giorno prima dell’energia 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 Il mercato di bilanciamento ha per oggetto la definizione di ordini di merito sulla base di offerte di riduzioni e aumenti sia delle immissioni che dei prelievi per il bilanciamento in tempo reale della domanda con l’offerta di energia. Ogni giorno è suddiviso in più periodi di bilanciamento. Il mercato di bilanciamento si svolge in tante sessioni quanti sono i periodi di bilanciamento.

Mercato elettrico 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 Il mercato di bilanciamento ha per oggetto la definizione di ordini di merito sulla base di offerte di riduzioni e aumenti sia delle immissioni che dei prelievi per il bilanciamento in tempo reale della domanda con l’offerta di energia. Ogni giorno è suddiviso in più periodi di bilanciamento. Il mercato di bilanciamento si svolge in tante sessioni quanti sono i periodi di bilanciamento.

Mercato elettrico 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 Il mercato di bilanciamento ha per oggetto la definizione di ordini di merito sulla base di offerte di riduzioni e aumenti sia delle immissioni che dei prelievi per il bilanciamento in tempo reale della domanda con l’offerta di energia. Ogni giorno è suddiviso in più periodi di bilanciamento. Il mercato di bilanciamento si svolge in tante sessioni quanti sono i periodi di bilanciamento.

Seconda Sessione mercato di aggiustamento (MA2) Mercato elettrico Mercato di aggiustamento Seconda Sessione mercato di aggiustamento (MA2) La seconda sessione si svolge all’inizio 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 dell’energia Revoca delle offerte di acquisto/vendita che causano congestioni di rete

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

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

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

Mercato elettrico 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)

Impatto del prezzo unico Mercato Elettrico Mercato dell’energia del giorno prima Impatto del prezzo unico Sussidio tra consumatori B Sussidio di 5 Euro/MWh A Prezzo 40 Euro/MWh Prezzo 30 Euro/MWh Prezzo unico = 35 Euro/MWh

Problemi relativi al prezzo unico Mercato Elettrico Mercato dell’energia del giorno prima Problemi relativi al prezzo unico Sussidio tra consumatori B Sussidio di 5 Euro/MWh A Prezzo 40 Euro/MWh I consumatori nella zona Bsono incoraggiati a comprare Sul mercato per ricevere il sussidio Prezzo 30 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 Prezzo unico = 35 Euro/MWh 40 Euro/MWH

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

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