Il mercato elettrico italiano: organizzazione, trend storici e prospettive

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1 Il mercato elettrico italiano: organizzazione, trend storici e prospettive Pavia, 8 giugno 2015 Virginia Canazza

2 Obiettivi Trasferire alcune nozioni di base sull organizzazione attuale del mercato elettrico italiano Introdurre i principali indicatori utilizzati per l analisi di mercato Rendere noti i fattori chiave che caratterizzano le dinamiche in corso e i trend futuri 2

3 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling

4 Chi sono Ho conseguito nel 2000 la laurea in Ingegneria Elettrica, indirizzo Sistemi di Potenza Elettrici, presso l'università degli Studi di Pavia. Dal 2001 a metà 2007 ho svolto attività di ricerca e consulenza in CESI Spa. In REF-E da giugno 2007, attualmente sono partner di REF-E e ne coordino la Divisione Settore Elettrico e Rinnovabili. Tra le mie attività principali: sono responsabile degli studi e delle previsioni sul mercato dell energia elettrica e rinnovabili coordino lo sviluppo di Elfo++ e dei modelli previsionali e tool integrativi realizzati da REF-E coordino il Previsivo dell'osservatorio Energia svolgo ricerca nel campo dell utilizzo dei modelli di ottimizzazione per la soluzione delle problematiche e la valutazione dell impatto delle riforme regolatorie sui mercati dell energia e del dispacciamento Partecipo vita aziendale: sono responsabile dell IT e membro del CDA Tra le mie esperienze più significative, ho supportato numerosi operatori nelle decisioni strategiche di investimento e nell elaborazione dei piani industriali, nella programmazione, nell ottimizzazione del trading, nel risk management, nei procedimenti antitrust virginia.canazza@ref-e.com 4

5 REF-E: chi siamo Eccellenza nel mercato dell'energia REF-E opera nel mercato energetico con: ricerche e consulenze personalizzate osservatori indipendenti attività di formazione affianca aziende, istituzioni, organismi governativi nei processi decisionali. REF-E: autorevolezza, professionalità e indipendenza L'autorevolezza e l'indipendenza di REF-E costruite nel tempo sul mercato dell energia sono oggi riconosciute da aziende e istituzioni. REF-E mette a disposizione dei suoi clienti analisi della concorrenza e della regolazione, scenari di previsione sui prezzi, supporto nella scelta degli investimenti e delle più importanti decisioni strategiche, garantendo indipendenza, professionalità e competenza, favorendo il dialogo tra aziende e istituzioni, in Italia e nel mondo.. REF-E in 4 parole come economics: analisi indipendente, a partire dai fondamentali economici come engineering: competenze tecniche, per affrontare le modellizzazioni più complesse come energy: un settore sempre più vasto, che presenta sempre nuove tematiche come environment: la sfida del prossimo futuro 5

6 Esperienza quindicennale nei mercati dell energia L esperienza decennale, costruita passo dopo passo, fa oggi di REF-E un azienda altamente qualificata sul piano della conoscenza dei mercati energetici. Esigenze dei clienti, sempre al primo posto Entrata in vigore di nuova legislazione, stimolo fondamentale per sviluppare conoscenza al servizio di nuove soluzioni Entusiasmo, la spinta necessaria che guida la nostra curiosità ci permettono di offrire ai nostri clienti un ampia rosa di servizi in tutti i settori dell energia, declinati su varie funzioni, strategiche e operative, e personalizzati alle esigenze più diversificate. Settori Elettricità Gas naturale Rinnovabili elettriche Heating and Cooling Clima e ambiente Efficienza energetica Trasporti Petrolio e combustibili fossili Funzioni Politiche pubbliche Regolazione infrastrutture Market Design e Auction Design Modelli di previsione Politiche antitrust Contenzioso Strategie societarie Risk Management 6

7 La nostra offerta: ampia gamma di prodotti e servizi La conoscenza approfondita di tutti i settori dell industria energetica consente ai ricercatori REF-E di offrire un ampia gamma di servizi e prodotti. L esperienza sul campo, maturata attraverso il costante confronto con l industria e con le istituzioni La rete di relazioni internazionali, sviluppata negli anni attraverso il dialogo indipendente e autorevole La conoscenza teorica e l aggiornamento continuo attraverso il confronto con l accademia sono gli elementi che permettono a REF-E di offrire ai propri clienti una visione strategica globale e un supporto competente, nel prendere decisioni così come nel dialogo con le istituzioni I nostri prodotti, dove trovare le risposte a quesiti operativi o strategici, sono personalizzati sulle esigenze dei nostri clienti Le nostre pubblicazioni, a cui affidiamo la divulgazione di un sapere tecnico, complesso e costantemente aggiornato, disponibile a tutti I nostri modelli, frutto della qualificata capacità modellistica espressa negli anni dai professionisti REF-E, sono commercializzati nella loro versione standardizzata o pensati ad hoc su esigenze specifichebasis. I nostri prodotti Le nostre pubblicazioni I nostri modelli Osservatorio Energia Newsletter Elfo++, Electricity Forecasting/Elfo++ Europe Progetti multiclient Previsivo mercato elettrico Step, Short Term Electricity Price Analisi di mercato Natural Gas Outlook Idem, Italian electricity and natural gas demand Business plan Rapporto Energia Gipssy, Gas Import Production and storage system Indici Working Paper Gasp, Natural Gas Prices Database Studi CO2, Demand and supply forecast Formazione GreeT, Green Tarifs Ricerche sulla climatizzazione Scenari REF-E Seminari e incontri 7

8 come Elettricità Energia elettrica, è il nostro core business, il settore che ci vede impegnati da sempre nella consulenza e nel dibattito pubblico. Il funzionamento del mercato dell'energia e del dispacciamento è analizzato con l'obiettivo di: valutare l'impatto regolatorio sulla struttura della concorrenza e i risultati economici degli operatori individuare i rischi e le opportunità per gli investitori dirimere le controversie. Attraverso l'osservatorio energia, il think tank di REF-E, seguiamo l'evoluzione del mercato elettrico, analizziamo l'interazione delle variabili strutturali, della regolazione e delle strategie dei concorrenti. Con l'utilizzo di modelli sviluppati al nostro interno, elaboriamo scenari previsionali di medio-lungo termine che costituiscono un benchmark per l'attività decisionale e strategica dei principali operatori. Il Modello Elfo++, leader in Italia nell'ambito della simulazione del mercato elettrico, è utilizzato da REF-E per l'attività di ricerca e consulenza specialistica e dai principali operatori per la loro attività di trading, di pianificazione e di soluzione dei procedimenti antitrust. 8

9 I nostri modelli per il mercato elettrico e delle rinnovabili M&A Balance sheets Performa nce indexes GENERATION Thermal units CIP6 Hydro units Renewable Transmission GRID Zones and new lines Transmission costs DEMAND Macro-economical indexes Historic data of consumptions/market demand by zone FUEL PRICES Historic quotations and forward/future prices Structure of gas contracts LRMC New entrant full cost evaluation GreeT Green Tarifs and renewable developement forecasting IDEM Electricity demand forecasting For.Fuel Fuel prices forecasting SFE Bidding behaviour forecasting (Supply Function Equilibrium) ELFO++ Electricity market Simulator (Medium-Long Term) STEP Electricity price forecasting (Short Term) TUTOR Protected category Market reference price forecasting Analysis of regulation impact Emissions Trading scenarios New investments evaluation Wholesale Electricity Price Forecasting

10 Elfo++: il simulatore del mercato elettrico di REF-E Simula il mercato elettrico del giorno prima Prevede il prezzo dell energia elettrica e ottimizza l esercizio del parco di generazione Strumento deterministico: input costituito dal modello descrittivo dei parametri/vincoli del sistema elettrico e delle strategie di offerta dei concorrenti valutazione della sensitività del prezzo spot dell energia elettrica ai driver dello scenario di mercato atteso (analisi what if ) INPUT Scenario di mercato atteso Modello del sistema elettrico Modello delle strategie di offerta dei produttori (la domanda è inelastica) Prezzi orari OUTPUT Dispacciamento orario del parco di generazione Risultati economici dei concorrenti Dispacciamento idro e termoelettrico su un orizzonte annuale con dettaglio orario: 1. Unità produttiva: simulazione dello stato on/off a livello orario per ogni unità produttiva sulla base di un ordine di merito economico 2. Dispacciamento: dispacciamento orario per ciascuna unità termoelettrica in coordinamento con il dispacciamento del parco idroelettrico, tenendo conto dei vincoli di sistema

11 ELFO++: modello nazionale e modello europeo Elfo + Italy + Elfo + EU + MODELLO NAZIONALE Modello del sistema elettrico italiano Modello del mercato elettrico italiano MODELLO INTEGRATO Modello del sistema elettrico europeo: Francia, Germania, Austria, Svizzera, Italia, Slovenia Belgio, Lussemburgo, Olanda (e interconnessioni con regioni limitrofe) Modello dei mercati elettrici interconnessi (market coupling) Scenari Previsionali Italia Scenari Previsionali Europa 11

12 Aree di ricerca e di implementazione Rappresentazione dei sistemi fisici dei paesi esteri: - Parco di generazione TE - Parco IE - Fonti rinnovabili - Rete - Interconnessioni Studio delle regole e del disegno di mercato dei paesi: - Liberalizzazione e stato di integrazione - Disegno - Quadro normativo - Politiche energetiche - Piani di sviluppo - Scenari elettrici - Esiti dei mercati - Target model Progetto ELFO++EU Implementazione di modelli: - econometrici (di domanda e di prezzo) - Strategici (Margine di riserva, LTMC, CSS) Implementazione e sviluppo del motore di calcolo per la simulazione del sistema europeo magliato con le migliori performance Elaborazione di scenari previsionali di medio-lungo periodo per i paesi interconnessi 12

13 Abbiamo lavorato per: EU 13

14 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling 7) UN ESERCIZIO DI MARKET INTELLIGENGE: valutazione dell impatto del market coupling sul mercato italiano

15 La filiera elettrica: il percorso fisico Produzione e import Trasformazione di fonti di energia primaria in elettricità Business in concorrenza Tasmissione e dispacciamento Trasporto e trasformazione di energia elettrica sulla rete ad alta tensione Monopolio naturale TERNA Distribuzione Trasporto e trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione, per la consegna ai clienti finali Monopolio locale DISTRIBUTORI Misura e aggregazione Installazione dei misuratori, lettura e aggregazione dei dati Installazione e lettura spettano al distributore locale, l aggregazione di tutte le misure utili ai fini commerciali e il calcolo del load profiling è demandata al distributore maggiore (Enel Distribuzione) Business REGOLATO 15

16 La filiera elettrica: il percorso commerciale Percorso fisico Percorso commerciale Produzione e import Vendita all ingrosso Tasmissione e dispacciamento Distribuzione Vendita al dettaglio Misura e aggregazione 16

17 17 Come si interfacciano i diversi soggetti: filiera fisica Produttore 1 Produttore 2 Produttore 3 Contratti di connessione, dispacciamento e settlement Mercato organizzato Contratti di bilanciamento e settlement TSO Fornitori Trader Grossisti Contratti di connessione e utilizzo Consumatore 1 Consumatore 2 Consumatore 3 Consumatore 4 Consumatore 5

18 Come si interfacciano i diversi soggetti: filiera commerciale Produttore 1 Produttore 2 Produttore 3 Vendite su mercato organizzato Vendite OTC Mercato organizzato TSO Acquisti su mercato organizzato Fornitori Trader Grossisti Contratti di fornitura Consumatore 1 Consumatore 2 Consumatore 3 Consumatore 4 Consumatore 5 18

19 evidenti differenze sostanziali negli aspetti specifici (dati 2013) Italia Germania Francia Spagna Produzione (per tecnologia) 34% 13% 15% 3% 19 4% 25% % 44% 38% 16% 14% 73 % 42 % 20 % 14 % 20 % Carbone Gas Rinnovabili Nucleare Altro Mercato all ingrosso (liquidità) 28% 72% 54% 46% 89% 11% 30% 70% Borsa (DAM) OTC 19 Fonte: ENTSO-E, Reuters

20 Cosa è il mercato elettrico? Cos è un mercato regolamentato? E perché è importante l esistenza di un mercato per lo scambio di energia? Un mercato regolamentato per lo scambio di energia (o di qualsiasi altro prodotto) può essere definito come: un sistema multilaterale un sistema che consente o facilita l incontro, al suo interno di interessi multipli di acquisto e di vendita in modo da dare luogo a contratti un sistema a cui sono ammessi alla negoziazione soggetti conformi alle regole del mercato stesso un sistema basato su regole non discrezionali un sistema gestito da una società di gestione 20

21 Perché serve un mercato regolamentato per l energia elettrica? Un mercato regolamentato: facilita l ingresso di nuovi operatori lato vendita ed acquisto mettendo a disposizione un luogo dove avvengano le contrattazioni Attraverso criteri oggettivi permette la definizione di un prezzo orario che riflette condizioni di domanda e offerta Fornisce segnali al mercato circa scarsità/sovra capacità produttiva Fornisce la garanzia del pagamento dell energia prodotta e venduta 21

22 Quali sono i modelli di mercato possibili? Le negoziazioni su mercati regolamentati possono essere: Negoziazione ad asta: è la modalità di contrattazione che prevede l inserimento, la modifica e la cancellazione di proposte di negoziazione in un determinato intervallo temporale, al fine della conclusione di contratti in un unico momento futuro e a un unico prezzo Negoziazione continua: si intende la modalità di contrattazione basata sull abbinamento automatico delle proposte di acquisto e di vendita, con la possibilità di inserimento di nuove proposte in modo continuo durante le sessioni di contrattazione. 22

23 Modelli di mercato dell energia elettrica Borse Organizzate: Molti paesi hanno borse organizzate/mercati collegate alle unità di produzione - Generalmente sono mercati obbligatori o pseudo obbligatori - Sui mercati organizzati partecipano: generatori, clienti, TSO e clienti «idonei» - Generalmente le offerte contengono una componente che riflette la struttura dei costi delle unità di produzione (costi di avviamento, costi di rampa, ecc.) Borse organizzate dell energia sono strutture analoghe alle borse finanziarie e delle commodity - Day ahead market (DAM) dove sono scambiati prodotti orari o multi orari - Operatori industriali e trader Mercati OTC: Mercati analoghi ad altri prodotti finanziari e commodity Presenza di brokers, piattaforme di trading e clearing per contratti OTC 23

24 Standardizzazione Modelli di mercato dell energia elettrica Modelli di organizzazione del mercato all ingrosso dell energia elettrica sono: Contratti bilaterali - Le condizioni economiche sono liberamente stabilite dalle parti Piattaforme per la negoziazione bilaterale - Consentono la negoziazione bilaterale con livelli più o meno elevati di standardizzazione; non offrono il servizio di controparte - Principali piattaforme in Europa: TFS, ICE, RWE Essent, ICAP Borsa centralizzata (power exchange) - Meccanismo centralizzato di aste per la gestione di offerte di vendita e acquisto di energia elettrica; di solito la partecipazione è volontaria - Caratteristiche: parità di trattamento, chiarezza delle regole, quotazione di un prezzo, riduzione del rischio di controparte - Obiettivi: concorrenza, riduzione barriere all entrata, definizione di un ordine di dispacciamento efficiente Complessità e costi Mercati del dispacciamento/bilanciamento 24

25 La classificazione dei mercati all ingrosso in Europa Mercati all ingrosso per lo scambio di energia Mercati Spot (fisici) Mercati a termine Bilaterali Organizzati Bilaterali Organizzati Francia Germania UK Italia Scandinavia Spagna Fisici Finanziari Fisici Finanziari 25

26 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling 7) UN ESERCIZIO DI MARKET INTELLIGENGE: valutazione dell impatto del market coupling sul mercato italiano

27 Schema generale struttura mercati elettrici IMPORTATORI PRODUTTORI «INDIRETTI» (ad es.res) GENERATORI MERCHANT ASTE INTERCONNESSIONE AMMINISTRATORI SCHEMI DI SUPPORTO CLIENTI ENERGY INTENSIVE MERCATO INGROSSO (organizzato e OTC) FORNITORI Fornitori mercato captive RETAILERS Clienti in regime amministrato CLIENTI LIBERI 27

28 La filiera commerciale: il mercato all ingrosso in Italia IMPORTATORI CIP6, RINNOV NON PROGRAMMABILI, PICCOLA TAGLIA GENERATORI ASTE INTERCONNESSIONE MERCHANT MERCATO INGROSSO CLIENTI ENERGY INTENSIVE /CONSORZ I FORNITORI Distributor e/società separataaq 1 CLIENTI SALVAGUARDI A Aste per accesso al mercato CLIENTI LIBERI RETAILERS CLIENTI TUTELATI: domestici e piccole imprese 28

29 I mercati gestiti dal GME: il mercato all ingrosso dell energia elettrica Mercato del giorno prima Mercato infragiornaliero Mercato a termine Transazioni commerciali del mercato all ingrosso Mercato dei servizi di dispacciamento Piattaforma per la consegna dei derivati mercato per l approvvigionamento di risorse per la sicurezza del sistema elettrico Piattaforma conti energia Registrazione delle posizioni OTC/bilaterali necessaria al fine della determinazione del prezzo sul mercato MGP 29

30 I mercati gestiti dal GME: il mercato all ingrosso dell energia elettrica Contratti bilaterali (OTC), Contratti futures Registrazione bilaterali su PCE MGP MI MSD ex-ante MSD ex-post t-365 t-60 t-2 t-1 t il Mercato del Giorno Prima (MGP) dell energia ha per oggetto la contrattazione di energia tramite offerta di vendita e di acquisto formulate dagli operatori remunerati ad un prezzo di equilibrio in esito all asta Il Mercato Infragiornaliero (MI) ha per oggetto tramite offerte di vendita e di acquisto - la contrattazione delle variazioni di quantità di energia rispetto a quelle negoziate sul MGP e si articola in due aste che determinano un prezzo di equilibrio il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD), articolato in MSD ex ante e Mercato di Bilanciamento (MB), ha per oggetto l approvvigionamento da parte di Terna delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento, ossia per la gestione ed il controllo del sistema, ed il bilanciamento in tempo reale. Mercato obbligatorio in cui il meccanismo d asta remunera il prezzo offerto 30

31 La tempistica del mercato elettrico Bilaterali, forward, futures Attività di hedging e/o trading basate sulle attese di mercato e sugli effettivi costi di generazione Coordinamento delle strategie di offerta, ottimizzazione degli impianti, opportunità di trading per massimizzare i ricavi Registrazione degli OTC sui mercati spot MGP Possibilità di consegna fisica nei contratti forward/futures Aggiustamento dei programmi di immissione/prelievo determinati sul MGP Possibile sfruttamento di situazioni positive inattese 5 sessioni del mercato infragiornaliero 5 sessioni del mercato del bilanciamento Fatturazione e pagamenti Attività di back office, interazioni con: GME Controparti bilaterali Clearing house G-365 G-60 G-9 G-2 G-1 Consegna elettricità G+60 31

32 Mercato elettrico: svolgimento dell asta a system marginal price In ogni ora: Ogni impianto presenta un offerta (p, q) - p: prezzo minimo a qui è disposto a vendere - q: quantità massima che è disposto a vendere Ogni acquirente presenta una offerta (p, q) - p: prezzo massimo a cui è disposto ad acquistare - q: quantità massima che è disposto ad acquistare Il gestore ordina le offerte rispetto al prezzo Il punto di equilibrio del sistema definisce i vincitori e il prezzo che devono pagare o hanno diritto a ricevere 32

33 SMP Come funziona il SMP euro/mwh Richiesta di energia in Italia P* mark up Oneri ambientali fissi variabili Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 Nel mercato italiano, hanno priorità di dispacciamento in borsa (cosiddetta produzione passante): Contratti bilaterali (se a prezzo nullo) Energia rinnovabile Energia CIP6 Energia prodotta da impianti di cogenerazione MWh 33

34 Ordine di merito e dispacciamento euro/mwh min Richiesta di energia in Italia max P* mark up Impianto inframarginale Impianto marginale Oneri ambientali fissi variabili Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 MWh Produzioni passanti Impianti baseload Impianti midmerit Impianti peakload 34

35 PAB Come potrebbe funzionare il PAB euro/mwh domanda Pay as Bid PAB: a ogni P* impianto è pagato un mark up prezzo pari alla sua offerta, il prezzo pagato dai CV + ETS consumatori è poi dato dalla media di questi prezzi fissi variabili Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 MWh 35

36 La determinazione del prezzo: il SMP euro/mwh Richiesta di energia in Italia P* mark up Oneri ambientali System Marginal Price SMP: è il prezzo di sistema dato dal prezzo dell offerta più costosa fissi variabili Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 MWh 36

37 La priorità di dispacciamento Le offerte di vendita inserite allo stesso prezzo sono ordinate secondo il seguente ordine di priorità: 1. Offerte da unità essenziali per la sicurezza del sistema 2. Offerta dalle unità di produzione da fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) 3. Offerte da unità di produzione da altre fonti rinnovabili 4. Offerte da impianti cogenerativi ad alto rendimento 5. Offerte da impianti in convenzione CIP6/92 6. Offerte da unità produttive alimentate da fonti energetiche primarie nazionali 7. Offerte da altri venditori Normato all articolo 30 comma 7 della delibera 111/06 37

38 Priorità di dispacciamento su MGP euro/mwh min Domanda elettrica max P* mark up Costi ambientali Costi fissi Costi variaibli Tech 1 Tech 2 Tech 3 Tech 4 Tech 5 MWh Generazione passthrough Tecnologie Baseload Teconologie Mid-merit Teconologie Peakload Contratti bilaterali inseriti sulla PCE: Lato offerta: bid per vendere energia a prezzo zero (se non diversamente specificato) Lato domanda: bid per acquistare energia senza indicazione di prezzo (se non diversamente specificato) 38

39 Tipico dispacciamento sui mercati dell energia in relazione alla struttura dei costi Costo annuo di generazione /kw year Impianti Peakload e.g.turbogas Impianti Mid-merit e.g. CCGT Impianti Baseload e.g. impianti a carbone, nucleari 0 ore

40 La soluzione delle congestioni nel mercato italiano : sistema zonale GME ordina le offerte di acquisto e vendita secondo un ordine di merito economico (inclusi i bilaterali) L algoritmo per la risoluzione del mercato tiene conto dei limiti massimi di transito tra ciascuna delle zone, individuati dal gestore della rete Vincoli transito rispettati Vincoli transito violati Determinazione di un prezzo unico per tutto il mercato Separazione del mercato in zone: 1. curve di domanda e offerta aggregate zonali 2. si determinano prezzi differenti I vincoli fisici impediscono il verificarsi della soluzione più efficiente 40 Prezzi vendita/acquisto differenti: 1. venditori ricevono prezzo della zona di immissione 2. acquirenti pagano il PUN

41 La soluzione delle congestioni nel mercato italiano : sistema zonale I differenziali di prezzo tra zone rappresentano una misura del beneficio conseguente all incremento della capacità di trasporto tra le zone => danno un valore alla capacità di trasporto produttori delle zone che esportano contribuiscono ad accrescere le congestioni interzonali pagano implicitamente un corrispettivo per la capacità di trasporto percepiscono un prezzo più basso per l energia venduta I produttori delle zone che importano contribuiscono a ridurre le congestioni interzonali incassano implicitamente un corrispettivo per la capacità di trasporto percepiscono un prezzo più alto per l energia venduta Un importante effetto del meccanismo zonale è l incentivo alla localizzazione 41

42 Le zone in Italia (e i nodi) definite da Terna X Criteri per la definizione delle zone (Articolo 15 della delibera 111/06): Capacità di trasporto interzonale limitata Assenza di congestioni intrazonali Dislocazione di immissioni e prelievi all interno di una zone ininfluente sulla capacità di trasporto tra zone Esistono attualmente 6 zone di mercato, le zone sono riviste da Terna quando cambiano le congestioni sistematiche Esistono anche poli di produzione limitata 42

43 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling 7) UN ESERCIZIO DI MARKET INTELLIGENGE: valutazione dell impatto del market coupling sul mercato italiano

44 Forte crescita delle rinnovabili nel mix di capacità e di energia Andamento storico della capacità elettrica installata (GW) Fonte: dati REF-E CCGT CHP Carbone Convenzionale OCGT Autoproduzioni Altro Termoelettrico Rinnovabili Andamento storico del bilancio elettrico (TWh) Solidi Prodotti petroliferi Rinnovabili Import netto Richiesta Gas naturale Altri combustibili Produzione pompaggi Consumi pompaggi A fine 2014 la capacità installata è risultata superiore di circa 35 GW rispetto a quella del 2007, di cui circa 29 GW imputabili alle rinnovabili Per via di questo incremento il peso della capacità rinnovabile nel mix installato ha superato il 40% (contro il 25% del 2007) A fronte di una riduzione della richiesta elettrica di oltre 20 TWh tra il 2007 e il 2013, la generazione rinnovabile è tuttavia aumentata di circa 63 TWh, mentre quella degli impianti a gas naturale si è ridotta di circa 61 TWh Il peso delle rinnovabili nel bilancio elettrico è così passato dal 14% del 2007 al 35% del 2013, mentre quello del gas naturale si è ridotto dal 49% al 33% Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna

45 soprattutto delle rinnovabili intermittenti Andamento storico della capacità rinnovabile installata netta (GW) Idroelettrico Eolico Biomasse Geotermico Solare I circa 29 GW di nuova capacità rinnovabile installata tra il 2007 e il 2014 sono principalmente riconducibili ad eolico (circa 6 GW) e solare (circa 19 GW), mentre è rimasta pressoché stabile la capacità idroelettrica Fonte: dati REF-E Andamento storico della produzione rinnovabile netta (TWh) Idroelettrico Eolico Biomasse Geotermico Solare Dei circa 63 TWh di maggiore generazione rinnovabile registrata tra il 2013 e il 2007, circa 21 TWh sono imputabili al solare e circa 11 TWh all eolico, ovvero a generazioni intermittenti Fonte: dati REF-E

46 La rinnovabili intermittenti continueranno a crescere in termini di capacità Al 2020 REF-E prevede (Scenario 2030 Package) un ulteriore aumento della capacità rinnovabile installata di circa 14 GW, con un conseguente peso nel mix installato di circa il 51% Nello Scenario 2030 Package è attesa in crescita principalmente la capacità solare (circa 9 GW), seguita da quella eolica (circa 3 GW) Scenario di andamento futuro della capacità elettrica installata (GW) CCGT CHP Carbone Convenzionale OCGT Autoproduzioni Altro Termoelettrico Rinnovabili Pompaggi Fonte: dati REF-E Nello Scenario 2030 Package sono attesi ulteriori aumenti anche dopo il 2020, soprattutto per la capacità solare (ulteriori 23 GW) Con evoluzione del prezzo elettrico e dei costi delle tecnologie lo sviluppo delle rinnovabili è legato al realizzarsi delle condizioni di grid parity Andamento della capacità rinnovabile installata netta nello scenario 2030 Package (GW) Fonte: elaborazioni REF-E Idroelettrico Eolico Biomasse Geotermico Solare Totale (2030 Package 2) Totale (Ambitous) Totale (Thermo)

47 e di peso nel mix energetico (a valle dei mercati dell energia) Passando dalla capacità installata alla generazione, nello Scenario 2030 Package, REF-E prevede per il 2020 una maggiore generazione solare di circa 14 TWh ed eolica di circa 6 TWh Tra il 2020 e il 2035 invece la maggiore generazione solare attesa è pari a circa 28 TWh, mentre quella eolica a circa 4 TWh Andam ento della generazione rinnovabile netta nello scenario 2030 Package (TWh) Idroelettrico Eolico Biomasse Geotermico Solare Totale (2030 Package 2) Totale (Ambitous) Totale (Thermo) Fonte: elaborazioni REF-E

48 Ripresa incerta della domanda elettrica dopo il recente periodo di stagnazione Andamento storico della richiesta di energia elettrica (TWh) Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna Richiesta La richiesta di energia elettrica si è ridotta di circa il 9% tra il 2007 e il 2014 Con fondamentali macroeconomici deboli, alta variabilità a condizioni climatiche Quale effetto degli obiettivi di efficienza in altri settori e dei nuovi settori di consumo? Nello Scenario 2030 Package la richiesta di energia elettrica è prevista in lenta ripresa, con il raggiungimento nel 2021 dei livelli di richiesta del 2007 (circa 340 TWh) Scenari di andamento futuro della richiesta di energia elettrica (TWh) Richiesta (2030 Package 1) Richiesta (2030 Package 2) Richiesta (Thermo) Richiesta (Ambitious) Fonte: scenari REF-E

49 Si riduce la quota delle fonti programmabili nel mix energetico (a valle dei mercati dell energia) Le attese di lenta ripresa della richiesta di energia elettrica e di ulteriore incremento della generazione rinnovabile avranno un impatto sulla domanda contendibile prevista in stagnazione Scenari di andam ento futuro della dom anda contendibile (TWh) Fonte: scenari REF-E Contendibile (2030 Package 1) Contendibile (Thermo) Contendibile (Ambitious) Contendibile (2030 Package 2) La domanda contendibile è data dalla richiesta di energia elettrica al netto di autoconsumi, import netto, rinnovabili (idro compresi i pompaggi e intermittenti), CIP6 ed ex CIP6

50 Incremento del differenziale richiesta - fabbisogno Richiesta e autoconsumi ITALIA (GWh) Fonte: dati Terna e GME Fabbisogno MGP richiesta Terna- fabbisogno MGP Nel corso degli ultimi anni è osservabile un costante incremento del differenziale fra richiesta di Terna e fabbisogno MGP stimato da GME Maggior volatilità dei consumi e incremento della generazione distribuita rendono più complesse le stime di fabbisogno sulla rete Terna Maggior impatto al nord dove è concentrato un elevato numero di impianti fotovoltaici di piccola taglia Richiesta e autoconsumi Nord (GWh) Richiesta e autoconsumi Sud (GWh) Fabbisogno MGP richiesta Terna- fabbisogno MGP Fabbisogno MGP richiesta Terna- fabbisogno MGP Fonte: dati Terna e GME Fonte: dati Terna e GME

51 Forte calo dei volumi su MGP Sold volumes on MGP (TWh) North Central-North Central-South South Sicily Sardinia Foreign countries Data on 2014 refer to the first 6 months Source: GME data Bought volumes on MGP (TWh) North Central-North Central-South South Sicily Sardinia Foreign countries Data on 2014 refer to the first 6 months Source: GME data Negli ultimi anni i volumi su MGP hanno mostrato un netto trend decrescente, da 336 TWh nel 2008 a meno di 290 TWh nel 2013 La distribuzione zonale dei volumi non è cambiata significativamente, fatta eccezione per la ridefinizione dei confini tra le zone Sud e Centrosud tra il 2008 e il 2009 Il Sud è esportatore di energia, come si vede dai volumi venduti (alti) in confronto ai volumi comprati (bassi) Il Centronord e il Centrosud hanno una bassa quota di produzione e importano energia da Nord e Sud Il Nord importa energia dalle frontiere europee 51

52 Discesa dei prezzi su MGP, convergenza tra i prezzi zonali Average monthly prices on MGP by zone /MWh Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13 Jan-14 North Central-North Central-South South Sardinia Sicily I prezzi MGP hanno subito una forte riduzione dovuta a: Il calo della domanda elettrica La forte penetrazione di generazione passante (principalmente rinnovabili intermittenti) Forte competizione sul mercato Riduzione del costo gas per i termoelettrici Source: GME data I prezzi di vendita (diversi per zona) hanno subito un processo di allineamento negli ultimi 5 anni, fatta eccezione per alcuni casi: A causa delle congestioni di rete, la Sicilia presenta ancora un differenziale rilevante rispetto al resto del sistema 52

53 Il calo della marginalità su MGP Spark Spread (SS): differenza tra il PUN e i costi variabili di combustibile del CCGT (rendimento 53%); è la componente del prezzo per coprire i costi fissi e variabili ambientali di un impianto CCGT Clean Spark Spread (CSS): differenza tra il PUN e i costi variabili totali del CCGT (fuel + CV + ETS) (rendimento 53%); è la componente del prezzo per remunerare i costi fissi di un impianto CCGT Dark Spread (DS): differenza tra il PUN e i costi variabili di combustibile di un impianto a carbone (rendimento 35%); è la componente del prezzo per coprire i costi fissi e variabili ambientali di un impianto a carbone Clean Dark Spread (CDS): differenza tra il PUN e i costi variabili totali ddi un impianto a carbone (fuel + CV + ETS) (rendimento 35%); è la componente del prezzo per remunerare i costi fissi di un impianto a carbone Historical trend of SS and DS ( /MWh) Source: REF-E estimation SS SS PEAKLOAD SS OFFPEAK - FESTIVI DS DS PEAKLOAD DS OFFPEAK - FESTIVI Historical trend of CSS and CDS ( /MWh) Source: REF-E estimation Marginalità in discesa Riduzione della differenza peakload-offpeak CSS CSS PEAKLOAD CSS OFFPEAK - FESTIVI CDS CDS PEAKLOAD DS OFFPEAK - FESTIVI Marginalità negativa per i CCGT 53 negli ultimi 3 anni

54 Aumenta il fabbisogno di flessibilità del sistema a valle dei mercato dell energia Una maggiore generazione da rinnovabili intermittenti riduce la disponibilità di riserva primaria e riserva terziaria già in giri a valle di MGP Allo stesso tempo però aumenta il fabbisogno di: riserva primaria per compensare l intermittenza delle rinnovabili riserva terziaria per compensare l errore di previsione delle rinnovabili Una maggiore riserva di sostituzione a salire deve essere pertanto approvvigionata su MSD Termoelettrico si riduce MGP Produzione FRNP aumenta

55 Aumenta la variabilità oraria della domanda contendibile L aumento delle generazioni rinnovabili intermittenti (soprattutto di quella solare) ha comportato profondi cambiamenti nel profilo di carico orario contendibile Anche i dati medi annui mostrano come il carico al netto della generazione eolica e solare si sia svuotato nelle ore peakload con l emergere di rampe molto pronunciate soprattutto nelle ore serali Andamento del carico medio annuo per ora al netto di eolico e solare (GWh) Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna

56 Aumenta la volatilità dei prezzi su MGP Andamento dei prezzi medi annui di MGP per ora ( ) ( /MWh) Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME Andamento dei prezzi medi annui di MGP per ora ( ) ( /MWh) L aumento delle generazioni rinnovabili intermittenti ha modificato anche il profilo dei prezzi su MGP Fino al 2011 infatti il picco di prezzo del mattino è risultato superiore rispetto a quello pomeridiano-serale Dal 2012 invece il picco di prezzo pomeridiano-serale è diventato più accentuato di quello del mattino Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME

57 Aumentano i volumi su MSD ex-ante Andamento dei volumi storici a salire su MSD ex-ante (TWh) Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME A salire Accensione Riserva terziaria Andamento dei volumi storici a scendere su MSD ex-ante (TWh) A scendere Spegnimento Riserva terziaria Dopo il calo registrato per effetto della prima riforma MSD e dell incentivazione di Terna, i volumi di MSD ex-ante (soprattutto a salire) sono ritornati ad aumentare I servizi maggiormente approvvigionati su MSD ex-ante sono l accensione e la riserva terziaria a scendere, perché a valle dei mercati dell energia non vi sono sufficienti riserva primaria e bande di regolazione Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME

58 e aumentano i volumi su MB Andamento dei volumi storici a salire su MB (TWh) A salire Accensione Riserva secondaria Riserva terziaria Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME Andamento dei volumi storici a scendere su MB (TWh) A scendere Spegnimento Riserva secondaria Riserva terziaria Anche i volumi di MB a salire sono aumentati dopo il 2011, anche per effetto della fine dell incentivazione di Terna, mentre quelli a scendere appaiono in leggera riduzione Su MB, oltre alla riserva secondaria, Terna approvvigiona principalmente riserva terziaria a salire e soprattutto a scendere, in quanto il sistema tende a risultare lungo a valle di MSD ex-ante Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME

59 I servizi ancillari sono approvvigionati soprattutto nelle zone con alte rinnovabili La quota maggiore dei volumi di MSD viene approvvigionata: al Nord, soprattutto per ragioni di bilanciamento (data la grande quantità di idroelettrico, oltre che di CCGT) in Sicilia e Sardegna, principalmente per servizi di accensione, data la necessità di avere capacità rotante Andamento dei volumi a salire su MSD ex-ante e MB per zona nel 2014 (TWh) Accensione Riserva secondaria Riserva terziaria Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME Andamento dei volumi a scendere su MSD ex-ante e MB per zona nel 2014 (TWh) Spegnimento Riserva secondaria Riserva terziaria Il Sud è l unica zona con volumi a scendere nettamente superiori rispetto a quelli a salire, indicando un eccesso di produzione da rinnovabili rispetto ai programmi Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME

60 Attualmente solo i generatori forniscono i servizi ancillari su MSD CCGT CCGT CHP CHP Carbone Carbone Convenzionale Convenzionale Idroelettrico Idroelettrico OCGT OCGT Pompaggio Pompaggio Repowering Repowering I servizi ancillari sono attualmente forniti principalmente da impianti a gas: i CCGT forniscono soprattutto servizi di accensione su MSD perché spesso non sono dispacciati su MGP per le loro caratteristiche di flessibilità, i CCGT vengono anche utilizzati per fornire servizi di regolazione e bilanciamento, insieme agli impianti idroelettrici NON è chiaro il concreto utilizzo delle risorse interrompibili: Sia a livello di criteri per definire i requisiti di riserva Sia a livello di concreta attivazione Andamento dei volumi a salire su MSD ex-ante e MB per tecnologia nel 2014 (TWh) Accensione Riserva secondaria Riserva terziaria Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME Andamento dei volumi a scendere su MSD ex-ante e MB per tecnologia nel 2014 (TWh) Spegnimento Riserva secondaria Riserva terziaria Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME

61 I costi di Terna per il bilanciamento e la riserva riflettono l aumento dei volumi di MSD Il costo di Terna per il dispacciamento del sistema si è ridotto fino al 2011 soprattutto a seguito della riduzione dei volumi su MSD ex-ante e MB Dal 2011 i costi di Terna su MSD ex-ante (circa 2/3 dei costi totali) e MB (circa 1/3 dei costi totali) sono tornati ad aumentare a causa delle criticità per il dispacciamento dovute a una domanda stagnante e a un elevata generazione da rinnovabili intermittenti Andamento dei costi di Terna su MSD ex-ante e MB (milioni di euro) MSD ex-ante MB Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME

62 gen-10 mag-10 set-10 gen-11 mag-11 set-11 gen-12 mag-12 set-12 gen-13 mag-13 set-13 gen-14 mag-14 set-14 gen-15 gen-09 mag-09 set-09 gen-10 mag-10 set-10 gen-11 mag-11 set-11 gen-12 mag-12 set-12 gen-13 mag-13 set-13 gen-14 mag-14 set-14 gen-15 L uplift è composta prevalentemente dai costi della riserva e del bilanciamento A partire dal 2011 la componente uplift sembra seguire un trend crescente, sia a livello consuntivo, che a livello previsionale I costi del dispacciamento rappresentano la principale componente dell uplift consuntiva e sembrano guidarne l andamento nel tempo Andamento della componente uplift previsionale e consuntiva ( /MWh) Uplift previsionale Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna Andamento delle componenti dell'uplift consuntiva ( /MWh) Sbilanciamenti CCC/CCT Interconnessioni virtuali Uplift consuntiva Dispacciamento Interconnessioni Uplift consuntiva Fonte: elaborazioni REF-E su dati Terna

63 I volumi di MSD ex-ante sono previsti in crescita nel medio termine Nell ultimo scenario di mercato di REF-E, si prevedono per l anno in corso dei volumi su MSD ex-ante sostanzialmente in linea con quelli del 2014 e sostanzialmente in crescita nel medio periodo Previsione dei volumi su MSD ex-ante per il nello scenario Package (TWh) Accensione Terziaria a salire Spegnimento Terziaria a scendere Fonte: dati GME e previsioni REF-E

64 così come i volumi di MB Anche per i volumi di MB non si prevede una riduzione negli anni futuri Previsione dei volumi su MB per il nello scenario Package (TWh) Secondaria a salire Accensione e terziaria a salire Secondaria a scendere Fonte: dati GME e previsioni REF-E Spegnimento e terziaria a scendere

65 Forte contrazione dei volumi su MGP Energia venduta su MGP (TWh) CCGT a mercato Carbone Rinnovabili Quota CCGT sulla domanda Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME Load factor storico per i CCGT (h) 35.0% 30.0% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% Forte contrazione dell energia venduta su MGP dai cicli combinati: nel 2009, per effetto della contrazione della domanda progressiva dal 2011, per effetto della penetrazione FRNP dimezzamento della quota sul fabbisogno MGP in sei anni (da 30% nel 2008 a meno del 15% nel 2014, anno in cui si è peraltro registrata una produzione idroelettrica eccezionale) Effetto prezzi gas e differenze tecnologiche GW Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME Effetto prezzi gas Effetto Prezzi zonali Nel 2014, complice anche l elevata idraulicità, caduta del load factor su MGP a meno di 1500 ore equivalenti per oltre metà della capacità CCGT negli ultimi 5-6 anni lf ridotto a meno di 1/4 Capacità disponibile nel

66 Cresce l incidenza sui ricavi dei mercati post-mgp dei CCGT Ricavi MGP (M ) Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME Ricavi su m ercati successivi a MGP (M ) MI+ MI- MSD+ MSD- MB+ MB Ricavi su MGP si riducono drasticamente: prevale l effetto di riduzione delle quantità (meno domanda contendibile) effetto prezzi è parzialmente compensato da un funzionamento più flessibile (i CCGT funzionano su MGP nelle ore a prezzi più elevati ) I ricavi (nel caso di quantità a salire) ed i costi (nel caso di quantità a scendere) sugli altri mercati sono rispettivamente in espansione contrazione: maggior incidenza sui risultati economici degli impianti Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME 66

67 MSD assume un peso rilevante sui ricavi dei CCGT Ricavi CCGT nel 2013 per mercato e zona (M ) MGP MI+ MI- MSD+ MSD- MB+ MB- L incidenza di MI rispetto a MGP sui ricavi rispetta la proporzione dei volumi Nord CentroNord CentroSud Sud Sicilia Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME Ricavi CCGT nel 2014 per mercato e zona (M ) Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME MGP MI+ MI- MSD+ MSD- MB+ MB- Nord CentroNord CentroSud Sud Sicilia MSD-MB hanno forte incidenza sui ricavi: al NORD e al CENTROSUD in SICILIA specialmente per la fase di programmazione (accensione di capacità di generazione interna per approvvigionare riserva nell isola) 67

68 Margini MSD da metà al doppio dei margini MGP dei CCGT Margini su MGP (M ) Margini su MGP subiscono una forte contrazione, arrivando a circa 1/3 1/4 rispetto al Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME Margini su m ercati successivi a MGP (M ) MI+ MI- MSD+ MSD- MB+ MB Fonte: Elaborazioni REF-E su dati GME I margini sugli altri mercati diventano sempre più importanti nel 2013, i margini ottenuti grazie a MSD-MB dai cicli combinati sono praticamente il doppio di quelli ottenuti su MGP impatto circa equivalente della fase di programmazione del MSD e del bilanciamento 68

69 Mancata copertura dei costi complessivi per i CCGT Totale margini CCGT per MW ( /MW) Stima costi fissi annui CCGT (O&M fissi, CF trasporto gas): 0.04 M /MW I margini unitari per MW installato sono scesi: da 90 k /MW nel 2008 a 40 k /MW nel Fonte: Stime REF-E Doppio dei costi fissi annui dei CCGT Una volta e mezza i costi fissi annui dei CCGT appena sufficienti a coprire i costi fissi dei CCGT Mancata copertura dei costi di capitale per gli investimenti non ancora ammortizzati 69

70 La situazione dei CCGT oggi Costi fissi annui per un CCGT /MW Costi fissi annui per i CCGT stimati a /MW: sono esclusi da questa stima i costi di capitale Costi fissi di trasporto gas Personale Premi assicurativi G&A O&M fissi Impossibilità di coprire interamente sul mercato i propri costi fissi per più di metà del parco CCGT I risultati migliori sono ottenuti grazie al MSD Fonte. Stime REF-E Di questi /MW, REF-E stima che la quota evitabile mediante la messa in conservazione si attesti intorno ai /MW/anno (trasporto gas e quota significativa delle altre componenti di costo fisso) Risultati storici dei CCGT nell'anno margini sui costi variabili asse verticale: /MW, asse orizzontale: MW Risultati storici dei CCGT nell'anno margini sui costi variabili asse verticale: /MW, asse orizzontale: MW MB MSD MI MGP Fonte. Elaborazioni REF-E su dati GME Fonte. Elaborazioni REF-E su dati GME 70

71 La situazione dei CCGT e nel breve-medio termine Risultato annuo medio atteso sui mercati (senza cap mkt) per i CCGT nel asse verticale: /MW, asse orizzontale: MW Metà del parco CCGT non copre interamente i costi fissi nel breve-medio termine (orizzonte ) Fonte. Stime REF-E Possibilità di messa in conservazione/dismissione progressiva della capacità con i peggiori risultati attesi sui mercati I risultati degli impianti dipendono anche dalla zonalità (domanda, fabbisogno di riserva, vincoli di rete) Risultato annuo medio atteso sui mercati (senza cap mkt) per i CCGT nel asse verticale: /MW, asse orizzontale: MW Fonte. Stime REF-E

72 10 GW CCGT destinati all uscita dal mercato: possibile aumento del costo dell energia su MGP Risultati CCGT dopo mothballing asse verticale: /MW, asse orizzontale: MW Fonte. Stime REF-E A mercato Messi in conservazione Un terzo del parco CCGT dovrebbe uscire prima che si possa ristabilire un equilibrio sul mercato Quelli con risultati peggiori sui mercati: indifferentemente impianti obsoleti e più nuovi e flessibili, anche per effetto della zonalizzazione Costi di sistema attesi - effetto del mothballing asse verticale: M MGP Scenario teorico: insostenibile per gli operatori sul mercato Possibile effetto di risalita del CSS fino a 9 /MWh usando la relazione storica fra CSS e Margine di Riserva Fonte. Stime REF-E Scenario BAU senza mothballing Scenario BAU con mothballing +4 mld costi d acquisto dell energia su MGP 72

73 10 GW CCGT destinati all uscita dal mercato: meno concorrenza e flessibilità su MSD Costi di sistema attesi - effetto del mothballing asse verticale: M Fonte. Stime REF-E Scenario BAU senza mothballing MSD Scenario teorico: insostenibile per gli operatori sul mercato Scenario BAU con mothballing Duplice effetto su MSD Effetto quantità: La disponibilità di meno unità in grado di garantire la flessibilità fa aumentare i volumi da approvvigionare su MSD Effetto prezzi: La riconcentrazione del MSD tra un numero minore di unità e operatori potrebbe produrre un effetto di aumento (discesa) dei prezzi a salire (scendere) su MSD Non stimato in questa analisi (il grafico rappresenta solamente l aumento di costo derivante dall effetto quantità) 73

74 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling 7) UN ESERCIZIO DI MARKET INTELLIGENGE: valutazione dell impatto del market coupling sul mercato italiano

75 Perché emerge il problema della remunerazione della capacità? i ricavi dei produttori derivano esclusivamente dalla vendita di energia sulla borsa wholesale o attraverso contratti bilaterali recupero dei costi fissi e di capitale se i prezzi all ingrosso risultano superiori ai costi variabili di generazione in un numero sufficiente di ore (rendita inframarginale) rendita di scarsità consente agli impianti peakload di recuperare costi fissi e di capitale l adeguatezza del sistema dovrebbe derivare dalle dinamiche di mercato, se questo è ben funzionante Elevata penetrazione delle RES e caduta della domanda aggravano il «missing money problem» cap ai prezzi, priorità di dispacciamento delle RES, caduta della domanda 75

76 Sicurezza e adeguatezza in caso di overcapacity e alte RES Mercato energy only QUESTIONE EMERGENTE: creazione di incentivi sufficienti per gli investimenti in nuova capacità di generazione per il mantenimento in efficienza della capacità di generazione esistente ADEGUATEZZA Disponibilità di capacità di generazione sufficiente a coprire in ogni istante la domanda con adeguati margini di affidabilità SICUREZZA Disponibilità di riserva flessibile sufficiente per rispondere a possibili contingency Linea di riforma in Italia: possibilità di utilizzare i meccanismi di remunerazione della capacità per incentivare gli investimenti in capacità idonea a fornire adeguatezza e servizi di flessibilità la flessibilità è tipicamente fornita da risorse che contribuiscono anche all adeguatezza, mentre non necessariamente le risorse che contribuiscono all adeguatezza sono in grado di fornire anche flessibilità 76

77 I meccanismi in essere sono finalizzati alla remunerazione della capacità per l adeguatezza Dlgs 379/2003 Delibera 48/04 Delibere 98/11 ARG/elt, 482/2012/R/eel, 375/2013/R/eel e 95/2015/I/eel Capacity payment transitorio fino al 2017: corrispettivo unitario per fasce orarie alla capacità disponibile nelle ore dei giorni critici definiti da Terna ulteriore corrispettivo se ricavi effettivi sui mercati dell energia inferiori ai ricavi di riferimento che sarebbero stati ottenuti a parità di generazione nel vecchio regime amministrato accedono tutte le UP abilitate su MSD per la P MAX dichiarata nel RUP dinamico, indipendentemente dalle loro caratteristiche dinamiche Capacity market a regime a partire dal 2017: aggiudicazione con aste di contratti di opzione premio annuo in cambio della differenza positiva tra i prezzi di riferimento su MGP e MSD e uno strike price valore del premio annuo determinato dall incrocio tra curva di domanda di capacità di Terna e curva di offerta di capacità degli operatori accede la capacità di generazione esistente o nuova, programmabile, con taglia superiore a 10 MV e non beneficiaria di forme di incentivi 77

78 La regolazione del capacity market per l adeguatezza Margini variabili e incerti ottenibili su MGP e MSD reliability options per stabilizzare i ricavi dei produttori Margini fissi e certi ottenibili sul capacity market (premio annuo) Terna (compratore) ottiene il diritto ma non l obbligo di ricevere dai produttori (venditori) le differenze positive tra i prezzi di MGP/MSD e lo strike price, per ogni MW di capacità contrattualizzata I produttori (venditori) ricevono il pagamento di un premio annuo (premium fee) da Terna (compratore) 78

79 Gli effetti delle reliability options in equilibrio In equilibrio, con un mercato spot senza asimmetrie informative e potere di mercato e in presenza di un mercato della capacità cui partecipa tutta la capacità di generazione : nei i momenti di scarsità in cui il prezzo evolve verso un livello superiore al costo variabile dell impianto di punta, il prezzo spot converge verso lo strike price (che rappresenta il costo variabile dell impianto di punta) il premio unitario annuo converge alla somma annua delle differenze tra il vecchio prezzo spot senza mercato della capacità e lo strike price delle ore critiche ed ammonta al costo fisso standard annuo dell impianto di punta L area verde equivale al premio annuo versato ai generatori attraverso il mercato della capacità e scaricato sui consumatori 79

80 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling 7) UN ESERCIZIO DI MARKET INTELLIGENGE: valutazione dell impatto del market coupling sul mercato italiano

81 L Electricity Target Model: cos è L Electricity Target Model è il modello di riferimento informale per l integrazione dei mercati nazionali frutto della cooperazione nell ambito di ERGEG Approccio top-down legalmente vincolante - ACER Framework Guidelines - ENTSO-E Network Codes Mercato unico europeo dell energia elettrica Approccio bottom-up volontario - Electricity Regional Initiatives lanciate da ERGEG nel 2003 Framework Guidelines e Network Codes sono strumenti legali per implementare l Electricity Target Model 81

82 L Electricity Target Model propone un disegno di mercato per ogni orizzonte temporale

83 Integrazione dei mercati nazionali: Target Model Mercati forward Aste esplicite o diritti finanziari per l assegnazione della capacità di lungo termine Nomination fino a t-2 d obiettivo di lungo termine Mercati dayahead Aste implicite per l assegna della capacità di breve termine Nomination fino a t-1 d entro il 2014 Mercati intraday Assegnazione capacità residua rispetto a quanto allocato nel DAM Mercato a negoziazione continua entro il 2016 Mercati bilanciamento Stretto coordinamento tra i TSO europei per ottimizzare il dimensionamento delle riserve di bilanciamento e l attivazione dell energia di bilanciamento obiettivo di lungo termine 83

84 Il Target Model per l orizzonte day-ahead: il market coupling Modello di riferimento market coupling nella variante del price coupling (determinazione congiunta non soltanto dei flussi ma anche dei prezzi dei due mercati accoppiati) System marginal price sia i prezzi, che i volumi di tutti i mercati day-ahead europei saranno calcolati raggruppando tutti i relativi ordini in acquisto e in vendita per poi incrociarli con un algoritmo di matching comune basato sul meccanismo del system marginal price, compatibilmente con le capacità di trasmissione transfrontaliere disponibili Efficienza diversamente dal sistema delle aste esplicite, vi sarà un utilizzo efficiente della rete di trasmissione europea poiché l allocazione day-ahead delle capacità di trasmissione transfrontaliere verrà determinata implicitamente, fissandone i corrispondenti prezzi ad un livello pari alla differenza tra i prezzi dell energia elettrica dei diversi mercati day-ahead locali 84

85 Market coupling: a che punto siamo? 4 febbraio 2014: la zona NWE inizia ad operare utilizzando un unico algoritmo che calcola prezzi, volumi e flussi. Novembre 2014: avvio del market coupling tra Repubblica Ceca, Repubblica Slovacca, Ungheria e Romania 2016: integrazione di Irlanda e Nord Irlanda, paesi balcanici, Bulgaria e Grecia 13 maggio 2014: anche la 2015: integrazione zona SWE entra nel dell Italia e delle sue market coupling frontiere nord 85

86 L integrazione del mercato italiano L avvio del market coupling richiede l adattamento di alcuni aspetti regolatori e operativi del mercato italiano Normati o in consultazione Spostamento del gate closure time Modifica delle tempistiche di pagamento Ancora da risolvere Modifiche dovute all utilizzo di Euphemia Introduzione dei prezzi negativi 86

87 A che punto siamo con il market coupling dei mercati day-ahead? Dal 4 febbraio 2014 nella zona NWE viene utilizzato un unico algoritmo per il calcolo dei volumi (compresi quelli crossborder) e dei prezzi day-ahead Dal 13 maggio 2014 anche la zona SWE è entrata nel market coupling, mentre l Italia e la Slovenia si sono aggiunte dal 24 febbraio 2015 Dal 14 novembre 2014 l algoritmo PCR viene utilizzato anche per il market coupling dei mercati day-ahead di Repubblica Ceca, Slovacchia, Ungheria e Romania L integrazione di Irlanda, Irlanda del Nord, paesi balcanici, Bulgaria e Grecia è programmata per il 2016

88 L integrazione dei mercati intraday è molto complessa Attualmente sono adottate numerose modalità di allocazione della capacità intraday Il modello ELBAS dei paesi scandinavi è di fatto quello scelto come Electricity Terget Model per l orizzonte intraday

89 Per l integrazione e armonizzazione dei mercati real time vi sono ancora solo progetti pilota

90 L entrata in vigore dei Codici di Rete europei di ENTSO-E sembra ancora lontana 90

91 Il mercato intraday e real time italiano è molto distante dall Electricity Target Model Il Mercato Infragiornaliero (MI) è caratterizzato da: aste a cascata piuttosto che da negoziazione continua un gate closure molto lontano dall H-1 previsto dalle norme europee il sistema italiano è storicamente di tipo central-dispatching: a Terna potrebbe non bastare solo 1 ora per ridispacciare l intero sistema in Italia gli esiti di MSD ex-ante sono vincolanti per le transazioni delle sessioni successive di MI (integrazione funzionale di MSD con MI) Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) si caratterizza per: una remunerazione soltanto dell energia e non anche delle riserve di bilanciamento un processo di riforma che prevede una forte segmentazione dei servizi di flessibilità adatti al sistema italiano, malgrado la spinta europea in direzione di una forte armonizzazione dei prodotti l adesione ad un modello di dispacciamento di tipo central-dispatching contro quello self-dispatching previsto dal processo di integrazione e armonizzazione del bilanciamento europeo

92 Indice 1) Presentazione di REF-E 2) Introduzione al mercato elettrico 3) Mercato all ingrosso e formazione del prezzo su MGP 4) Trend storici e prospettici del mercato italiano 5) La remunerazione della capacità 6) Target model e market coupling 7) UN ESERCIZIO DI MARKET INTELLIGENGE: valutazione dell impatto del market coupling sul mercato italiano

93 Market Intelligence: l impatto del Market Coupling sul mercato italiano La gestione implicita delle interconnessioni permette il loro sfruttamento efficiente ovvero: 1. flussi coerenti con il differenziale di prezzo (no flussi antieconomici) 2. sfruttamento massimo della NTC in presenza di prezzi differenti Qual è l impatto potenziale sul mercato italiano? 93

94 I flussi antieconomici Analisi : Flussi antieconomici verso tutte le frontiere (ad eccezione della Slovenia su cui è già presente il MC) La quasi totalità di flussi antieconomici è in import Con la Francia il flusso avverso avviene fino al 10% delle ore Lo spread medio è contenuto Flussi antieconomici attraverso le frontiere Nord (N. e GWh) Ore con import antieconomico Ore con export antieconomico Import antieconomico Export antieconomico Media spread con import antieconomico Francia Svizzera Austria Slovenia Totale Per il 2014 l'ultimo dato consuntivo è il 26 ottobre Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME, Reuters, ENTSO-E e Terna 94

95 NTC non sfruttata Analisi : Lo sfruttamento parziale della capacità di interconnessione avviene verso tutti i paesi alla frontiera Riguarda soprattutto l import Ha un valore maggiore rispetto all import antieconomico Lo spread medio è elevato NTC non sfruttata attraverso le frontiere Nord (GWh) Francia Svizzera Austria Slovenia Totale Import non sfruttato Export non sfruttato Media spread con import non sfruttato Ultimo dato consuntivo 26/10/ Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME, Reuters e Terna 95

96 Market Intelligence: la simulazione con ELFO++ EUROPE La simulazione con ELFO++ EUROPE: Elfo + + EUROPE calcolato profilo di prezzo per Francia e Germania basato su profilo storico e livelli forward Prezzi dei mercati europei modellati nella simulazione market coupling ( /MWh) Fascia oraria Francia Germania Baseload Peakload Off-peak Festivo Fonte: elaborazione REF-E su dati Reuters NTC disponibile in linea con 2014 (senza considerare ulteriori modifiche mensili di Terna) 96

97 Aumento dell import Aumenta l import netto grazie al maggior sfruttamento della NTC disponibile Si creano occasioni di export per l Italia Curva di durata dell'import netto nelle due simulazioni (MWh) BAU Market Coupling Elfo + + EUROPE Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE Confronto del tratto iniziale della curva di durata dell'import netto (MWh) BAU Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE Market Coupling Confronto del tratto finale della curva di durata dell'import netto (MWh) BAU Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE Market Coupling 97

98 ma potrebbe ridimensionarsi per vincoli di sicurezza Massimizzazione dell import potrebbe essere limitato dalla necessità da parte di Terna di ricorrere a riduzioni preventive della NTC in importazione per esigenze di sicurezza del sistema Non sono state modellate le riduzioni imposte da Terna a livello mensile: - 1 TWh rispetto alla NTC annua Aggiustamento di Terna della NTC mensile (TWh) annuale mensile

99 TWh e per fattori strutturali La simulazione strutturale ELFO++ EUROPE dell ordine di merito economico europeo (senza modello esplicito di possibili strategie di prezzo) Elfo + + Export netto 2012 Export netto 2015 EUROPE IT FR DE CH AT SL BE NL LU Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2015 ELFO++EUROPE 99

100 Export influenzato da volatilità Le possibilità di export saranno invece influenzate dalla volatilità dei prezzi e dall occorrenza degli spike sui mercati esteri. Aumento della variabilità dei prezzi nei mercati europei: dovuto a rinnovabili (in particolare eolico) variazioni contingenti di domanda e offerta Volatilità sui mercati elettrici day-ahead europei (%) Italia 15% 11% 14% 15% 15% 14% Francia 18% 22% 49% 58% 29% 33% Germania 34% 26% 57% 82% 164% 60% Belgio 44% 23% 36% 55% 34% 32% Olanda 22% 12% 21% 15% 14% 14% Nordpool 5% 5% 6% 4% 4% 4% Spagna 39% 21% 36% 58% 50% 33% * Fino al 05/10/ Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME e Reuters 2014* Media Numero di ore con spike di prezzo (N ) Italia Francia Germania Ultimo dato: 05/10/2014 Fonte: elaborazione REF-E su dati GME e Reuters 100

101 In uno scenario BAU il PUN scenderebbe Il PUN diminuisce di 1 /MWh rispetto alla simulazione BAU 54.5 /MWh contro 53.4 /MWh Elfo + + EUROPE Confronto della curva di durata del PUN ( /MWh) BAU Market Coupling Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE Valutazioni eseguite nello scenario 2015 incorporando dati di mercato fino a inizio febbraio

102 Grazie per l attenzione! Disclaimer Le opinioni espresse sono esclusivamente quelle di REF-E che svolge in modo autonomo ed indipendente la propria attività di ricerca. Le stime e la documentazione prodotte da REF-E sono destinate esclusivamente all uso interno e non possono essere distribuite o usate in alcun altro modo senza previa autorizzazione scritta da parte di REF-E. Le informazioni riportate nel presente lavoro sono ritenute dagli autori e da REF-E le migliori possibili. Tuttavia, né gli autori né REF-E garantiscono la accuratezza e la completezza delle informazioni né si assumono alcuna responsabilità sulle eventuali conseguenze derivanti dall utilizzo delle informazioni riportate. Disclaimer The opinion expressed in this report are solely of REF-E, which is independent in developing its work. Data and documentation produced by REF-E are for the exclusive internal use and cannot be distributed or used without previous written authorization by REF-E. The information reported are the best possible according to REF-E and to the authors. Anyway, both REF-E and the authors do not guarantee the accuracy and the completeness of the information reported, and do not assume any responsibility for the consequences deriving form the use of such information.