Mercato elettrico

Il Mercato Elettrico in Italia
ruolo, meccanismi di funzionamento
e prospettive di evoluzione
Alberto Pototschnig
Amministratore Delegato
Gestore del Mercato Elettrico Spa
Sistema Energetico:
Superamento del Monopolio e Liberalizzazione dei Mercati
Roma, 29 gennaio 2002
Contesto normativo
INDICE DELLA PRESENTAZIONE
•
•
•
•
•
Contesto normativo
Le attività propedeutiche
Il modello di mercato elettrico
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Strumenti finanziari derivati
-2-
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
-3-
Contesto normativo
Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 5:
•
la gestione economica del mercato elettrico (gestione delle
offerte di acquisto e di vendita dell’energia elettrica e di tutti i
servizi connessi) 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
-4-
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
-5-
Contesto normativo
Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 4 (I):
•
il Gestore della rete di trasmissione nazionale costituisce
una società per azioni denominata “acquirente unico”
•
l’acquirente unico garantisce ai clienti vincolati la
disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica
necessaria e la fornitura di energia elettrica
•
l’acquirente unico, sulla base di direttive dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas, stipula contratti di vendita con i
distributori elettrici
-6-
Contesto normativo
Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 4 (II):
• il Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato,
sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, adotta gli
indirizzi ai quali si attiene l’acquirente unico al fine di
salvaguardare la sicurezza e l’economicità degli
approvvigionamenti, nonché di garantire la diversificazione
delle fonti energetiche
Decreto del Ministro dell’industria, del commercio e
dell’artigianato 3 maggio 2001:
• l’acquirente unico può stipulare contratti in deroga al sistema
delle offerte solo se necessario al fine di soddisfare le
esigenze di diversificazione delle fonti energetiche, e previa
approvazione del Ministero dell’industria, del commercio e
dell’artigianato
-7-
Assetto del settore
Impianti con contratto
Contratti
bilaterali
Impianti senza contratto
Mercato Elettrico
Acquirente Unico
Grossisti
Distributori
Clienti vincolati
Clienti idonei
-8-
Le attività propedeutiche
•
In data 27 giugno 2000, il Gestore della rete di trasmissione nazionale
ha costituito la società Gestore del Mercato Elettrico Spa (GME)
•
In data 21 novembre 2000, il GME 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
•
In data 8 maggio 2001, il GME ha trasmesso al Ministro dell’industria la
Disciplina del mercato elettrico aggiornata tenendo conto delle
indicazioni espresse dall’Autorità nel parere
•
In data 9 maggio 2001, il Ministro dell’industria ha approvato la
Disciplina del mercato elettrico
-9-
Le attività propedeutiche
•
In data 4 ottobre 2001, il GME ha pubblicato sul proprio sito Internet lo
Schema di Istruzioni alla Disciplina del mercato elettrico, per la
consultazione dei soggetti interessati
•
In data 30 novembre 2001 è scaduto il termine per la presentazione di
Osservazioni allo Schema di Istruzioni da parte dei soggetti
interessati
•
In data 5 dicembre 2001, il GME ha assegnato il contratto per la
sviluppo del sistema informatico per il mercato elettrico
•
In data 18 gennaio 2002, il GME ha trasmesso le Istruzioni alla
Disciplina del mercato elettrico (contenenti le norme attuative e
procedimentali della Disciplina) al Ministro delle attività produttive, per
l’approvazione, sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas
- 10 -
Il modello di mercato elettrico
L’articolazione del Mercato elettrico
Mercati per lo scambio di energia tra operatori
• Mercato del giorno prima dell’energia (MGP)
• Mercato di aggiustamento (MA)
Mercati per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio
di dispacciamento
• Mercato per la risoluzione delle congestioni (MRC)
• Mercato della riserva (MR)
• Mercato di bilanciamento (MB)
- 11 -
Il modello di mercato elettrico
I partecipanti ai diversi mercati
Mercati per lo scambio di
energia tra operatori
Acquista
Mercati per l’approvvigionamento delle
risorse per il servizio di dispacciamento
e
tor
a
sum
n
o
c
e
tor
t
u
d
e
pro
tor
a
sum
n
co
Mercato
giorno
prima
Mercato
aggiustamento
Risoluzione
congestioni
Regolaz. Regolaz.
secondaria terziaria
re
o
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t
du
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Vende
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GRTN
Riserva
Bilanciamento
e*
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o
t
dut
*
o
r
re
p
o
t
ma
u
s
con
* impianti abilitati
- 12 -
Il modello di 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 di aggiustamento
Mercato per la risoluzione delle congestioni
Mercato della riserva
Mercato di bilanciamento
- 13 -
Il modello di mercato elettrico
Mercato del giorno prima dell’energia
Offerte per ciascuna delle 24 ore del giorno seguente
Offerte di vendita
(per gruppo termico,
per centrale idrica,
per frontiera)
Offerte
Offerte composte da una o più coppie
quantità (MWh) - prezzo (Euro/MWh)
per ciascuna ora (offerte semplici o
offerte multiple)
Offerte di acquisto
(per punto di prelievo)
- 14 -
Curva di offerta
(curva monotona
crescente)
Gestore del
mercato
Curva di domanda
(curva monotona
decrescente a partire
da quantità non
dipendente da prezzo)
Il modello di mercato elettrico
Mercato del giorno prima dell’energia
Determinazione quantità e prezzi
Euro/MWh
Curva di offerta Offerte di Produzione
Offerte
di consumo
Curva
di domanda
Prezzo di equilibrio
MWh
- 15 -
Quantità
di equilibrio
Il modello di mercato elettrico
Mercato del giorno prima dell’energia
250
SVIZZERA 3100
AUSTRIA
FRANCIA
4.800
350
2300
Zone geografiche
con vincoli di
trasmissione
17
00
0
20
0
0
0
20
2.
30
SLOVENIA
6
- 16 -
50
÷3
0
0
Il modello di mercato elettrico
Mercato del giorno prima dell’energia
Separazione del mercato in zone
Vincoli
rispettati
SI
Prezzo
unico
nazionale
NO
Scambi di
energia tra
zone
Programmi di
immissione
e prelievo
non vincolati
Separazione
zone di mercato
Prezzo zona
che importa
Programmi di
immissione e
prelievo compatibile
con vincoli
>
Prezzi
zonali
- 17 -
Prezzo zona
che esporta
Il modello di mercato elettrico
Mercato del giorno prima dell’energia
Settlement
Consumatore
Produttore
Programma di prelievo
x
prezzo di equilibrio
Programma di immissione
x
prezzo di equilibrio
GME
- 18 -
Il modello di mercato elettrico
Mercato elettrico
•
•
•
•
•
Mercato del giorno prima dell’energia
Mercato di aggiustamento
per la modifica dei programmi di immissione e prelievo
definiti nel mercato del giorno prima dell’energia
Mercato per la risoluzione delle congestioni
Mercato della riserva
Mercato di bilanciamento
- 19 -
Il modello di mercato elettrico
Mercato di aggiustamento
Sessioni del mercato di aggiustamento
• Il mercato di aggiustamento si articola in due sessioni
• La prima sessione 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
• 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
- 20 -
Il modello di mercato elettrico
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
- 21 -
Il modello di mercato elettrico
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
- 22 -
Il modello di 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 definizione, sulla base di offerte di aumento o
riduzione di immissioni e prelievi, di ordini di merito
per il bilanciamento degli scostamenti di immissioni e
prelievi effettivi rispetto a quelli definiti nei mercati del
giorno prima dell’energia, di aggiustamento e per la
risoluzione delle congestioni
- 23 -
Il modello di mercato elettrico
Meccanismi di formazione del prezzo
sul mercato elettrico
Mercati per lo scambio di energia tra operatori
• Mercato del giorno prima dell’energia
prezzo di equilibrio
• Mercato di aggiustamento
prezzo di equilibrio
Mercati per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di
dispacciamento
• Mercato per la risoluzione delle congestioni
pay-as-bid
• Mercato della riserva
– regolazione secondaria
prezzo di equilibrio
– regolazione terziaria
pay-as-bid
• Mercato di bilanciamento
pay-as-bid
- 24 -
Il modello di mercato elettrico
Controparte contrattuale degli operatori
(proposta GME)
Mercati per lo scambio di energia tra operatori
• Mercato del giorno prima dell’energia
GME
• Mercato di aggiustamento
GME
Mercati per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di
dispacciamento
• Mercato per la risoluzione delle congestioni
GRTN
• Mercato della riserva
– regolazione secondaria
GRTN
– regolazione terziaria
GRTN
• Mercato di bilanciamento
GRTN
- 25 -
Il modello di mercato elettrico
I mercati elettrici in Europa
Mercati elettrici
in attività
• Nord Pool (Paesi Scandinavi) 1996
• OMEL (Spagna) 1998
• APX (Paesi Bassi) 1999
• NETA (Inghilterra) 2000
• EEX Francoforte (Germania) 2000
• LPX Lipsia (Germania) 2000
• PPE Varsavia (Polonia) 2000
• Opcom (Romania) 2001
• Powernext (Francia) 2001
• Borzen (Slovenia) 2002
Mercati elettrici
in sviluppo
• EXAA (Austria)
• GME (Italia)
- 26 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Vantaggi di operare sul mercato elettrico
rispetto alla contrattazione bilaterale fisica
• Maggiore trasparenza nella fissazione dei prezzi che,
riflettendo condizioni di mercato, variano di ora in ora. Il
risultante rischio può essere gestito attraverso strumenti
finanziari
• Poter rivedere il livello previsto di produzione o consumo
fino al giorno prima
• Controparte centrale e sistema di garanzie contro i rischi di
insolvenza
• Possibilità di sfruttare opportunità di acquisto di energia a
prezzi inferiori ai costi di produzione dell’impianto di
generazione contrattato (vedi Esempio)
- 27 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempi: Contratti bilaterali e partecipazione al mercato
Ipotesi
• Quantità richiesta dal cliente:
• Costo variabile di produzione del produttore:
Opzione A: Contratto bilaterale fisico
• Prezzo concordato: 50 €/MWh
• Costo per il cliente:
• Margine per il produttore:
5000 € per ora
1000 € per ora
(a copertura dei costi fissi e profitti)
- 28 -
100 MWh per ora
40 € per MWh
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Opzione B: Vendita e acquisto sul mercato elettrico e “contratto
finanziario per differenze”
• Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare gli effetti di un
contratto bilaterale fisico
• Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare gli effetti rispetto a
quelli di un contratto bilaterale fisico
- 29 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare
gli effetti di un contratto bilaterale fisico /1
Opzione B: Vendita e acquisto sul mercato elettrico e “contratto
finanziario per differenze”
• Prezzo dell’offerta di vendita nel mercato:
• Offerta di acquisto:
0 €/MWh
senza limite di prezzo
• Prezzo concordato per il contratto per differenze:
50 €/MWh
(se il prezzo di mercato è superiore al prezzo concordato, il produttore paga
al cliente la differenza; se il prezzo concordato è superiore al prezzo di
mercato, il cliente paga al produttore la differenza)
- 30 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare
gli effetti di un contratto bilaterale fisico /2
Opzione B: Caso 1 - prezzo di mercato = 60 € /MWh
• Produttore
Ricavo da offerta di vendita accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze al cliente
= 6000 € per ora
= 4000 € per ora
= 1000 € per ora
Margine a copertura costi fissi e profitto: 1000 € (come Opzione A!!!)
• Cliente
= 6000 € per ora
Costo di acquisto sul mercato
Pagamento da contratto per differenze dal produttore = 1000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
- 31 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare
gli effetti di un contratto bilaterale fisico /3
Opzione B: Caso 2 - prezzo di mercato = 30 € /MWh
• Produttore
Ricavo da offerta di vendita accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze dal cliente
= 3000 € per ora
= 4000 € per ora
= 2000 € per ora
Margine a copertura costi fissi e profitto: 1000 € (come Opzione A!!!)
• Cliente
Costo di acquisto sul mercato
= 3000 € per ora
Pagamento da contratto per differenze al produttore
= 2000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
- 32 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare
gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico /1
Opzione B: Vendita e acquisto sul mercato elettrico e “contratto
finanziario per differenze”
• Prezzo dell’offerta di vendita nel mercato:
40 €/MWh
• Offerta di acquisto:
senza limite di prezzo
• Prezzo concordato per il contratto per differenze:
50 €/MWh
(se il prezzo di mercato è superiore al prezzo concordato, il produttore paga
al cliente la differenza; se il prezzo concordato è superiore al prezzo di
mercato, il cliente paga al produttore la differenza)
- 33 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare
gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico /2
Opzione B: Caso 1 - prezzo di mercato = 60 €/MWh
• Produttore
Ricavo da offerta di vendita accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze al cliente
= 6000 € per ora
= 4000 € per ora
= 1000 € per ora
Margine a copertura costi fissi e profitto: 1000 € (come Opzione A!!!)
• Cliente
Costo di acquisto sul mercato
= 6000 € per ora
Pagamento da contratto per differenze dal produttore = 1000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
- 34 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare
gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico /3
Opzione B: Caso 2 - prezzo di mercato = 30 €/MWh
• Produttore
L’offerta di vendita non è accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze dal cliente
= 0 € per ora
= 2000 € per ora
Margine copertura costi fissi e profitto: 2000 € (MEGLIO dell’Opzione A!!!)
• Cliente
Costo di acquisto sul mercato
= 3000 € per ora
Pagamento da contratto per differenze al produttore = 2000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
- 35 -
Strumenti finanziari derivati
Strumenti finanziari derivati: esperienze internazionali
FUTURES
Senza
consegna
fisica
(finanziari)
Nord Pool
(Scandinavia)
SFE
(Australia)
FORWARDS
Con
consegna
fisica
Senza
consegna
fisica
(finanziari)
NYMEX
(New York)
Nord Pool
CalPX
(Scandinavia) (California)
OPTIONS
Con
consegna
fisica
IPE
(UK)
ZONAL PRICE
FUTURES
Zonal Price System Price
Nord Pool
(Scandinavia)
Nord Pool
(Scandinavia)
NYMEX
(New York)
NZFOE
(N.Zelanda)
EEX
(Germania)
Nel Nord Pool, al Nymex e in Nuova Zelanda, le contrattazioni di futures sull’elettricità
sono partite nel 1996, in Australia nel 1997, in California dopo il 1998, all’EEX (European
Energy Exchange - Francoforte) all’inizio di marzo 2001. E’ prevista a breve la partenza
delle contrattazioni di futures nel mercato inglese (con consegna fisica, all’IPE International Petroleum Exchange), all’LPX (Lipsia) e nel mercato spagnolo (OMEL).
- 36 -
Strumenti finanziari derivati
Lo sviluppo di strumenti finanziari derivati
Articolo 74 della Disciplina del mercato elettrico
“Il GME può promuovere lo sviluppo della contrattazione di
strumenti finanziari derivati sul prezzo dell’energia elettrica, anche
al fine di fornire agli operatori adeguate possibilità di copertura del
rischio.”
- 37 -
Gestore del Mercato Elettrico SpA
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 - 00197 Roma
tel. + 39 06 8012.1 fax +39 06 8012 4102
E-mail:
[email protected]
Internet: www.mercatoelettrico.org
- 38 -