Il Mercato Elettrico in Italia ruolo, meccanismi di funzionamento e prospettive di evoluzione

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1 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

2 Contesto normativo INDICE DELLA PRESENTAZIONE Contesto normativo Le attività propedeutiche Il modello di mercato elettrico Mercato elettrico e contrattazione bilaterale Strumenti finanziari derivati - 2 -

3 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 -

4 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 -

5 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 -

6 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 -

7 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 -

8 Assetto del settore Impianti con contratto Impianti senza contratto Contratti bilaterali Mercato Elettrico Grossisti Acquirente Unico Distributori Clienti idonei Clienti vincolati - 8 -

9 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 -

10 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

11 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)

12 Il modello di mercato elettrico I partecipanti ai diversi mercati Mercati per lo scambio di energia tra operatori Mercati per l approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento Acquista consumatore produttore consumatore GRTN Mercato giorno prima Mercato aggiustamento Risoluzione congestioni Regolaz. secondaria Riserva Regolaz. terziaria Bilanciamento Vende produttore produttore consumatore produttore consumatore produttore * produttore * consumatore * produttore * consumatore * * impianti abilitati

13 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

14 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 Curva di offerta (curva monotona crescente) 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) Gestore del mercato Curva di domanda (curva monotona decrescente a partire da quantità non dipendente da prezzo)

15 Il modello di mercato elettrico Mercato del giorno prima dell energia Determinazione quantità e prezzi Curva di offerta Offerte di Produzione Curva di domanda Offerte di consumo Euro/MWh Prezzo di equilibrio Quantità di equilibrio MWh

16 Il modello di mercato elettrico Mercato del giorno prima dell energia SVIZZERA AUSTRIA 350 SLOVENIA FRANCIA Zone geografiche con vincoli di trasmissione

17 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 Separazione zone di mercato Prezzo zona che importa > Prezzo zona che esporta Programmi di immissione e prelievo non vincolati Programmi di immissione e prelievo compatibile con vincoli Prezzi zonali

18 Il modello di mercato elettrico Mercato del giorno prima dell energia Settlement Consumatore Produttore Programma di prelievo x prezzo di equilibrio GME Programma di immissione x prezzo di equilibrio

19 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

20 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

21 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

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 per l individuazione degli impianti che forniscono al GRTN la disponibilità della riserva di potenza, per la regolazione secondaria e terziaria Mercato di bilanciamento

23 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

24 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 Mercato di aggiustamento prezzo di equilibrio 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

25 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 Mercato di aggiustamento GME 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

26 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)

27 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)

28 Mercato elettrico e contrattazione bilaterale Esempi: Contratti bilaterali e partecipazione al mercato Ipotesi Quantità richiesta dal cliente: Costo variabile di produzione del produttore: 100 MWh per ora 40 per MWh Prezzo concordato: 50 /MWh Opzione A: Contratto bilaterale fisico Costo per il cliente: Margine per il produttore: 5000 per ora 1000 per ora (a copertura dei costi fissi e profitti)

29 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

30 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)

31 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 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!!!)

32 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 Pagamento da contratto per differenze al produttore = 3000 per ora = 2000 per ora Costo complessivo approvvigionamento: 5000 (come Opzione A!!!)

33 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)

34 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!!!)

35 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!!!)

36 Strumenti finanziari derivati Strumenti finanziari derivati: esperienze internazionali FUTURES FORWARDS OPTIONS ZONAL PRICE FUTURES Senza consegna fisica (finanziari) Con consegna fisica Senza consegna fisica (finanziari) Con consegna fisica Zonal Price - System Price Nord Pool (Scandinavia) SFE (Australia) NZFOE (N.Zelanda) EEX (Germania) NYMEX (New York) IPE (UK) Nord Pool (Scandinavia) CalPX (California) Nord Pool (Scandinavia) NYMEX (New York) Nord Pool (Scandinavia) 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 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)

37 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

38 Gestore del Mercato Elettrico SpA Viale Maresciallo Pilsudski, Roma tel fax info@mercatoelettrico.org Internet: