L introduzione dei prezzi negativi sui mercati della Borsa Elettrica: quali conseguenze?

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1 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

2 Agenda Perché un prezzo negativo? Prezzi negativi nel mercato elettrico italiano Gestione delle rinnovabili e priorità di dispacciamento Rischi e opportunità per gli operatori 2

3 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 Costo di esercizio a prezzo negativo Costo di spegnimento e riaccensione Cs Pz * Q min * t Stot Esempio di offerta CCGT (TG+TV): Minimo tecnico 220 MW Costo di avviamento e rampa 35k Costo variabile 58 /MWh DT = 1 ora DT = 2 ore DT = 3 ore DT = 4 ore Prezzo offerto /MWh

4 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 4

5 Perché un prezzo negativo? Introdotti in Germania nel 2007 (prima su MI poi su MGP) A seguire Francia (2010), Austria e Svizzera ( ) 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 Francia Svizzera N P min N P min N P min * 1 gennaio maggio 2014 Fonte: EPEX Spot 5

6 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

7 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 7

8 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

9 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: dà la garanzia ai produttori rinnovabili di vendere e trasmettere la propria generazione in qualsiasi momento sia disponibile la fonte (ritiro con tariffe fisse e omnicomprensive) Accesso garantito: dà la certezza ai produttori rinnovabili che tutta l elettricità venduta a mercato e incentivata abbia accesso alla rete (produttori con accesso al mercato) Nel mercato italiano la priorità di dispacciamento è declinata come un accesso garantito L art 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 9

10 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): Gli operatori sono esposti al rischio prezzo: 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 Incentivi Feed in Tariff (FiT): Gli operatori non sono esposti al rischio prezzo perché remunerati con una tariffa non legata al mercato 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 10

11 Rischi e opportunità per gli operatori Termoelettrico FER Opportunità Maggiori opportunità di ottimizzare il programma su MGP/MI in carenza di flessibilità 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) 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 11

12 Rischi e opportunità per i consumatori Ingrosso Finali Opportunità Possibili introiti per l energia acquistata nelle ore con prezzo marginale negativo Possibile riduzione del prezzo di acquisto dell energia 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 12

13 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 PUN NORD CNOR CSUD SUD SICI SARD Gen-Ott 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 13

14 GRAZIE PER L ATTENZIONE Stefano Rossi stefano.rossi@rse-web.it 14