Il ruolo e l`attività del Gestore della rete nel nuovo mercato

Il ruolo e l’attività del Gestore della
rete nel nuovo mercato elettrico
Salvatore MACHI’
Presidente
La Borsa Elettrica
Milano, 27 febbraio 2001
Il GRTN e il Mercato elettrico
Il GRTN:
K
rende possibile l’accesso alla rete
K
gestisce i flussi di energia elettrica
K
garantisce sicurezza, affidabilità, efficienza e minor
costo del servizio e degli approvvigionamenti
K
delibera il piano di sviluppo della rete di trasmissione
-2-
Operatori di sistema
ISO
K
Italia, California, …
TSO
K
(Independent System Operator)
(Transmission System Operator)
Svizzera, Francia, Belgio, Olanda, Germania,
Spagna …
-3-
Independent System Operator (ISO)
NON è titolare della proprietà della rete di trasmissione
Ruolo istituzionale
= Salvaguardia della sicurezza di esercizio del sistema elettrico
Principali attività
= Coordinamento degli interventi manutentivi sui componenti il s.e.
= Controllo in fase previsionale ed in tempo reale del sistema elettrico
= Risoluzione delle congestioni di rete
= Piani di sviluppo del sistema elettrico
= Gestione delle convenzioni con i proprietari della rete di trasmissione
nazionale
-4-
Transmission System Operator (TSO)
E’ titolare della proprietà della rete di trasmissione
Ruolo istituzionale
= Salvaguardia della sicurezza di esercizio del sistema elettrico
Principali attività
= Manutenzione della rete di trasmissione nazionale
= Coordinamento delle manutenzioni sugli altri componenti il s.e.
= Controllo in fase previsionale ed in tempo reale del sistema elettrico
= Conduzione in tempo reale della rete di trasmissione nazionale
= Risoluzione delle congestioni di rete
= Piani di sviluppo del sistema elettrico
-5-
ETSO
Association of European Transmission System Operators
Fondata il 1° Luglio 1999 da:
UCTE, NORDEL, UKTSOA e IRISH GRID
Paesi membri
(Paesi UE + firmatari accordo)
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Austria
Danimarca
Belgio
Finlandia
Francia
Germania
Gran Bretagna
Grecia
Irlanda
Italia
Lussemburgo
Norvegia (Firmatario)
Olanda
Portogallo
Spagna
Svezia
Svizzera (Firmatario)
Paese Osservatore: Slovenia
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Obiettivi ETSO
➢ Rappresentare i Transmission System Operators presso gli
organismi europei e a livello internazionale.
➢ Sviluppare principi comuni e stabilire regole per migliorare le
azioni sulla rete e mantenere la sicurezza del sistema di
trasmissione, facilitando il mercato interno europeo dell’elettricità.
➢ Esaminare i problemi di interesse comune, in particolare quelli di
natura scientifica e tecnica, ed elaborare soluzioni.
-7-
La società GRTN
27 aprile 1999
Ü Costituzione della società GRTN (delibera ENEL)
2 agosto 1999
Ü Conferimento dei beni da ENEL a GRTN
1 aprile 2000
Ü Assunzione della titolarità delle funzioni di Gestore (D.M. 21.1.00)
17 luglio 2000
Ü Convenzione di concessione MICA - GRTN (D.M. 17.7.00)
1 gennaio 2001
Ü Trasferimento da ENEL a GRTN delle attività relative agli
impianti CIP 6 (D.M. 21.11.00)
-8-
Decreto Legislativo Bersani
Adempimenti del GRTN già effettuati
Ü Specifiche tecniche apparecchi di misura (aprile-giugno 2000)
Ü Regole tecniche di dispacciamento (luglio 2000)
Ü Regole transitorie per le apparecchiature di misura (ottobre 2000)
Ü Disciplina del mercato elettrico (novembre 2000)
Ü Regole tecniche di connessione (2ª versione, novembre 2000)
(in attesa approvazione dell’Autorità)
Ü Procedura per la qualificazione degli impianti da fonti rinnovabili
(novembre 2000)
Ü Programma triennale di sviluppo della RTN, inviato al MICA e alle
Regioni (gennaio 2001)
Ü Assegnazione capacità disponibile dall’estero e da impianti CIP 6
-9-
Decreto Legislativo Bersani
Adempimenti in corso
a cura del GRTN
Ü Convenzioni con i singoli proprietari di porzioni di RTN (in
conformità alla convenzione tipo approvata dal MICA nel
dicembre 2000)
a cura dell’Autorità
Ü Approvazione delle regole tecniche di connessione
Ü Condizioni tecnico-economiche per l’accesso alla rete
a cura del MICA
Ü Approvazione del regolamento del mercato elettrico
Ü Adozione indirizzi per Acquirente Unico
Ü Nuovi regolamenti per disciplinare le autorizzazioni alla
costruzione di nuovi impianti di produzione e trasmissione (di
concerto con gli altri Ministeri interessati)
- 10 -
Il Mercato elettrico in Italia
Domanda:
Ø potenza alla punta
49.700 MW
Ø energia richiesta
307 TWh
Ü di cui mercato libero
(gennaio 2001)
(anno 2001)
90 TWh
Offerta:
Ø impianti di produzione
74.000 MW (potenza installata)
Ø importazioni in sicurezza
5.700 MW
Riserva:
Ø dipende da potenza non disponibile per fermate, obsolescenza,
ambientalizzazioni, trasformazioni in ciclo combinato, ecc.
- 11 -
Il Mercato elettrico
Problemi:
l
Possibili squilibri disponibilità - fabbisogno ?
l
Mercato vincolato / Mercato libero - CIP6
l
Prezzi
- 12 -
I problemi emersi in California
L’Italia è la California ?
- 13 -
Cose da fare e da non fare oggi in Italia
per evitare la California
Ø
Non bloccare o rallentare il processo di liberalizzazione
intrapreso, evitando che l’esempio californiano diventi una
scusa per rimettere in discussione il processo di apertura del
mercato o per ritardare la partenza della borsa elettrica.
Ø
Dare i necessari segnali al mercato della capacità.
Ø
Offrire rapidamente un quadro di certezze per i nuovi entranti.
Ø
Consentire uno sviluppo della rete di trasmissione coerente con
la crescita del mercato e l’ingresso di nuovi soggetti.
Ø
Seguire il processo di liberalizzazione comunitario, anche
attraverso una più forte interconnessione della rete italiana con
quella degli Stati confinanti.
Ø
Rendere coerenti le scelte di politica ambientale e di politica
energetica.
- 14 -
Assegnazione energia CIP 6 al mercato libero
Assegnati circa 31 TWh su base annuale(*) di energia
prodotta da impianti da fonti rinnovabili e assimilate (CIP6)
Clienti
interrompibili in
tempo reale
4,4 TWh
85 L/kWh
Clienti idonei
assegnatari di bande
annuali modulari in
fascia F1, F2, F3 e F4
9,2 TWh
110 L/kWh
3,8 TWh
88 L/kWh
13,6 TWh
113 L/kWh
(*)
Ulteriori 4 TWh saranno assegnati su base mensile
- 15 -
Clienti
interrompibili con
preavviso
Clienti idonei
assegnatari di bande di
durata annuale
Problemi strutturali
l
Importazione di energia elettrica
l
Interconnessione con l’estero
l
Potenziamento rete nazionale
l
Interventi sul parco di generazione
l
Autorizzazioni
- 16 -
Importazione di energia elettrica in Italia
Utilizzazione capacità massima di
trasporto per l’anno 2001
MERCATO
VINCOLATO
22 TWh (48%)
Incremento dell’energia assegnata
al mercato libero rispetto al mercato
vincolato dovuto ad interventi
realizzati sulle linee di
interconnessione con l’estero nel
corso dell’anno 2000
MERCATO
LIBERO
24 TWh (52%)
• Assegnazione della capacità disponibile sull’interconnessione distinta
tra GRTN e Gestori di rete esteri confinanti;
• Per la quota di competenza del GRTN meccanismo di assegnazione
pro-quota applicando doppio limite antitrust:
- 5% su totale frontiera
- 10% su ciascuna frontiera
- 17 -
Problemi strutturali
l
Importazione di energia elettrica
l
Interconnessione con l’estero
l
Potenziamento rete nazionale
l
Interventi sul parco di generazione
l
Autorizzazioni
- 18 -
Interconnessione con l’estero
Attività in programma:
Ü Installazione FACTS (*)
Ü Completamento collegamento in c.c. con la Grecia
Ü Nuovi elettrodotti con la Francia, Svizzera e Austria
Ü Studio nuovo collegamento con la Slovenia
Rafforzamento
interconnessione
Necessità / Opportunità
con l’estero
(*)
FACTS = Flexible Alternating Current Transmission System
- 19 -
Problemi strutturali
l
Importazione di energia elettrica
l
Interconnessione con l’estero
l
Potenziamento rete nazionale
l
Interventi sul parco di generazione
l
Autorizzazioni
- 20 -
Potenziamento rete nazionale
380 kV
220 kV
132 kV
Tot
1.060 (*)
80
700
1.840
11
16
27
3
3
17
17
14
33
47
3.900
-
15.800
Nuove linee (km)
Nuove stazioni (N.ro)
- trasformazione
- smistamento
Totale
Nuovi Trasformatori (MVA)
11.900
800 linee
Investimenti: 1.800 miliardi di lire
1000 stazioni
(*)
Incluse interconnessioni con l’estero
- 21 -
Potenziamento rete nazionale
Nuovi impianti
Principali linee a 380 kV
Ü Matera - S. Sofia
(parzialmente realizzata)
Ü Turbigo - Bovisio
(difficoltà autorizzative)
Ü Rizziconi - Laino
(difficoltà autorizzative)
Ü Venezia N. - Cordignano
Principali stazioni di trasformazione dal 380 kV
Ü Villavalle
(opposizioni locali per i raccordi)
Ü Striano
(opposizioni locali)
Ü Vedelago, Montecchio, Carpi, Casellina, S. Barbara, Abbadia,
Villavalle, Laino, Feroleto
- 22 -
Potenziamento rete nazionale
Razionalizzazioni
Nuova direttrice a 380 kV S.Barbara - Tavarnuzze - Casellina
(Protocollo con Regione Toscana)
Riassetto 130 kV area Lucca
(Protocollo con Autorità locali)
Interventi su:
Ü Rete 130 kV Val D’Ossola
Ü Rete 130 kV territorio Medio Adige (Bussolengo)
Ü Rete 220-150 kV al confine tra Calabria e Basilicata
- 23 -
Problemi strutturali
l
Importazione di energia elettrica
l
Interconnessione con l’estero
l
Potenziamento rete nazionale
l
Interventi sul parco di generazione
l
Autorizzazioni
- 24 -
Potenziamento parco di generazione
Ü Programma di trasformazioni in ciclo combinato (Enel e Genco)
Ü Richieste di connessione alla RTN di nuovi impianti di produzione per
65.000 MW (al 31.12.2000)
Ü per tali richieste:
Ø il 95% della potenza è termoelettrica a ciclo combinato
Ø solo 3 impianti (430 MW) sono stati autorizzati dal MICA
Rischi
Ü “monocultura” (gas naturale)
Ü concentrazioni di impianti in aree congestionate
Ü possibile sottodimensionamento del parco, nel breve periodo, a causa
delle numerose fermate dei gruppi termoelettrici per trasformazioni in
ciclo combinato
- 25 -
Problemi strutturali
l
Importazione di energia elettrica
l
Interconnessione con l’estero
l
Potenziamento rete nazionale
l
Interventi sul parco di generazione
l
Autorizzazioni
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Autorizzazioni
La difficoltà di ottenere le autorizzazioni in tempi
brevi e certi, sia per le centrali che per le linee,
potrebbe rappresentare un grosso ostacolo alla
realizzazione
di
nuovi
impianti
e
quindi
funzionamento del libero mercato elettrico
Urgenza di disporre della
nuova procedura
preannunciata dal MICA
- 27 -
al