Perché un prezzo negativo?

26 Novembre 2014
L’introduzione dei prezzi negativi sui mercati della
Borsa Elettrica: quali conseguenze?
Stefano Rossi
Giornata di Studio
Il sistema elettrico nazionale, fra il MERCATO e gli
OBIETTIVI di DECARBONIZZAZIONE
Roma - Università La Sapienza, 26 novembre 2014
Agenda
• Perché un prezzo negativo?
• Prezzi negativi nel mercato elettrico italiano
• Gestione delle rinnovabili e priorità di dispacciamento
• Rischi e opportunità per gli operatori
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Perché un prezzo negativo?
•
Con la riduzione del carico contendibile dal termoelettrico può emergere una
carenza di flessibilità del sistema
•
Impianti poco flessibili possono essere disposti ad accettare sul mercato
elettrico all’ingrosso dei prezzi negativi per evitare costi di fermata/avviamento
nel giro di poche ore
Esempio di offerta CCGT (TG+TV):
Costo di esercizio a
prezzo negativo
Costo di
spegnimento e
riaccensione
Cs  Pz * Qmin * t  Stot
Minimo tecnico
Costo di avviamento e rampa
Costo variabile
220 MW
35k€
58 €/MWh
DT = 1 ora DT = 2 ore DT = 3 ore DT = 4 ore
Prezzo
offerto
€/MWh
-101.09
-21.55
4.97
18.23
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Perché un prezzo negativo?
•
Con la riduzione del carico contendibile dal termoelettrico può emergere una
carenza di flessibilità del sistema
•
impianti poco flessibili possono essere disposti ad accettare sul mercato
elettrico all’ingrosso dei prezzi negativi per evitare costi di fermata/avviamento
nel giro di poche ore
€/MWh
Nelle ore di basso carico la domanda può
incrociare una di queste offerte e
determinare un prezzo negativo
Un prezzo negativo permette di valorizzare
la flessibilità del parco, spingendo ad
investire in tecnologie più flessibili
MWh
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Perché un prezzo negativo?
•
Introdotti in Germania nel 2007 (prima su MI poi su MGP)
•
A seguire Francia (2010), Austria e Svizzera (2012 – 2014)
Il fenomeno si concentra nelle ore di
basso carico o forte produzione FV
Frequenza piuttosto limitata e valori
molto spesso prossimi allo zero
Figura 8. Frequenza dei prezzi negativi per intervallo di prezzo sul mercato day-ahead
tedesco/austriaco di EPEX Spot (n.)
Germania
N°
P min
N°
2008
15 -101.52 2009
71
-500 2010
12
-20.45 2011
15
-36.82 2012
56 -221.99
2013
64 -100.03
2014
30
-65.03
Francia
P min
N°
10
-50.06 15
-200 4
-2.12
Svizzera
P min
12
-15
* 1 gennaio 2008 - 31 maggio 2014
Fonte: EPEX Spot
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Prezzi negativi nel mercato italiano
•
La necessità di valorizzare la flessibilità nel mercato ha un peso minore
rispetto al caso tedesco (in Italia la quota di impianti flessibili è maggiore)
•
La possibilità di introdurre offerte a prezzo negativo nel mercato italiano è
dettata anche dall’imminente ingresso nel market coupling:
–
–
•
GME: DCO 04/2014, “Proposte di consultazione GME per l’integrazione del mercato
elettrico ai mercati UE”
AEEGSI: DCO 356/2014/R/EEL “Adesione del mercato italiano al progetto market
coupling europeo, inquadramento normativo e proposte implementative”
Per GME e AEEGSI è auspicabile allineare i limiti di offerta (-500 €/MWh):
– più opportunità di valorizzare la flessibilità agli impianti italiani
– accesso a prezzi spot più bassi per i consumatori all’ingrosso
Al momento non è previsto
(Italian Borders Market Coupling - Consultation Paper – November-December 2014)
6
Prezzi negativi nel mercato italiano
MGP
MI
MSD
MB
•
L’offerta a prezzo negativo aumenta le possibilità di accettazione sul
mercato per un produttore
•
Con un parco sufficientemente flessibile è ragionevole ipotizzare prezzi
MGP negativi limitati alle zone a maggiore produzione rinnovabile (FRNP)
•
Per le UC il segnale di prezzo negativo è attenuato dal calcolo del PUN
che comporta una media pesata dei prezzi zonali
•
Il ricorso ad offerte a prezzo negativo su MI dovrebbe garantire agli
operatori maggiori opportunità per aggiustare il programma di produzione
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Prezzi negativi nel mercato italiano
MGP
MI
MSD
MB
•
Su MSD e MB i prezzi negativi vanno a influenzare le offerte a scendere
delle UP abilitate (anche quando il prezzo MGP è positivo)
•
Con prezzo negativo a scendere il produttore è remunerato per ridurre la
sua produzione (prezzo a cui ricompra la propria energia)
•
Viene riconosciuto il servizio di flessibilità degli impianti che si rendono
disponibili a ridurre la propria produzione o spegnere
•
I prezzi negativi su MSD e MB si riflettono anche sulla disciplina degli
sbilanciamenti
8
Priorità di dispacciamento
La direttiva 2009/28/CE stabilisce un accesso prioritario o un accesso garantito
al sistema di rete per l’energia prodotta da FER
Accesso prioritario:
Accesso garantito:
dà la garanzia ai produttori rinnovabili di
vendere e trasmettere la propria generazione
in qualsiasi momento sia disponibile la fonte
dà la certezza ai produttori rinnovabili che
tutta l’elettricità venduta a mercato e
incentivata abbia accesso alla rete
(ritiro con tariffe fisse e omnicomprensive)
(produttori con accesso al mercato)
Nel mercato italiano la priorità di dispacciamento è declinata come un accesso garantito
L’art. 30.7 della delibera 111/06 stabilisce un ordine di priorità a parità di prezzo offerto
dunque l’offerta al price floor non costituisce di per se una garanzia assoluta di dispacciamento
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Gestione delle rinnovabili
•
Le FER vengono offerte a zero (price floor) per massimizzare le possibilità di
essere accettate dal mercato e produrre
•
Se il limite diviene minore di zero si innesca una possibile concorrenza al
ribasso con i termoelettrici che offrono negativo per rimanere accesi
•
Il comportamento dell’operatore dipenderà dalla tipologia di remunerazione
e incentivazione dell’impianto
Incentivi Feed in Premium (FiP):
Incentivi Feed in Tariff (FiT):
Gli operatori sono esposti al rischio prezzo:
Gli operatori non sono esposti al rischio prezzo
perché remunerati con una tariffa non legata
al mercato
Prezzo minimo = - Incentivo
Sotto tale prezzo non conviene produrre
(per impianti senza incentivi il prezzo limite è
~ 0 €/MWh ad eccezione di biomasse)
Correzione del mercato alla sovraincentivazione
GSE come utente del dispacciamento deve
cercare di garantire l’accettazione a mercato:
Prezzo minimo = Price Floor
La differenza tra FiT e il prezzo di mercato è
socializzata sulla componente A3
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Rischi e opportunità per gli operatori
Opportunità
•
Termoelettrico
•
•
FER
Maggiori opportunità di ottimizzare il
programma su MGP/MI in carenza di
flessibilità
Rischi
•
Con prezzi zonali negativi, maggiore
rischio CCT nelle vendite bilaterali
•
Offerte negative su MSD/MB
influenzano il costo di sbilanciamento
e vi è il rischio di extra oneri
•
Per gli impianti incentivati con FiP o
senza incentivo permane il rischio
prezzo – può essere conveniente non
produrre
•
Benefici su MSD/MB assenti per le FER
non programmabili e UP non rilevanti
•
Maggior costo per gli oneri di
sbilanciamento per offerte negative
su MSD/MB
Opportunità su MSD/MB di vedere
remunerato il servizio di flessibilità
con prezzo negativo a scendere
Possibili vantaggi su MI per aggiustare
il programma prima del tempo reale
(specie per le non programmabili)
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Rischi e opportunità per i consumatori
Opportunità
Ingrosso
•
•
Rischi
•
Benefici si limitano al solo MGP,
quando il prezzo marginale diventa
negativo
•
Con prezzo è negativo la domanda è
bassa e il peso è minore nel prezzo
medio
•
Il costo complessivo della fornitura è
poco sensibile al prezzo orario spot,
ne consegue una riduzione limitata
del prezzo dell’energia
•
Possibile aumento della componente
A3 per socializzare gli extra oneri di
CIP6 e TO
Possibili introiti per l’energia
acquistata nelle ore con prezzo
marginale negativo
Possibile riduzione del prezzo di
acquisto dell’energia
Finali
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Rischi e opportunità
•
Il vantaggio principale è la possibilità di dare un valore economico alla flessibilità
•
I rischi descritti per acquirenti e FER sono legati alla reale definizione di prezzi
negativi su MGP (offerte negative non implicano per forza prezzi negativi)
•
Vista l’esperienza all’estero il fenomeno ha una frequenza limitata e i prezzi si
mantengono prossimi allo zero, con poche eccezioni
•
In Italia ad oggi si verificano prezzi a zero nelle zone ad alta produzione FER: ore
potenzialmente a prezzo negativo
Anno
2011
2012
2013
Gen-Ott 2014
•
PUN
0
0
2
0
NORD
0
0
4
0
CNOR
0
0
20
61
CSUD
0
0
48
71
SUD
0
8
89
139
SICI
0
34
91
130
SARD
0
69
48
71
Un maggior equilibrio fra domanda e offerta a mercato in tutte le ore aiuta a
mitigare situazioni di overgeneration ed eventuali prezzi negativi.
Fra gli elementi chiave: partecipazione più attiva della domanda, market
coupling, accumuli
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GRAZIE PER L’ATTENZIONE
Stefano Rossi
[email protected]
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