SEZIONE 1 DATI DI SINTESI

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1 SEZIONE 1 DATI DI SINTESI Il 31 marzo 2004 ha avuto inizio l attività di contrattazione dell energia sulla borsa elettrica. Per tutto il 2004 il mercato ha funzionato come un mercato dell offerta nel quale solo i produttori erano ammessi alle contrattazioni, la domanda era espressa dal GRTN per conto dei clienti vincolati, mentre i clienti liberi potevano acquistare energia solo sottoscrivendo contratti bilaterali.

2 Partecipazione e valore degli scambi su MGP Il numero degli operatori iscritti al mercato è aumentato lentamente nel corso dei mesi passando dai 33 di aprile ai 39 di novembre, per poi arrivare rapidamente a 73 a dicembre in previsione dell avvio della partecipazione attiva della domanda sulla borsa dal primo gennaio Per contro gli operatori che hanno presentato almeno un offerta sul mercato elettrico sono risultati stabili nel corso dell anno attorno ai 19. Ogni ora sono state presentate in media oltre 660 offerte, complessivamente riferite a circa 430 unità di produzione (Figura 1). Il valore complessivo delle transazioni su MGP, definito come valore delle vendite, nel 2004 è stato pari a 4,2 miliardi Euro, superando nei mesi di giugno e luglio i 500 milioni di Euro mensili (Figura 2). Figura 1: Operatori Figura 2: Andamento del valore delle vendite sul mercato 10 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

3 Domanda e offerta su MGP Su MGP sono stati complessivamente scambiati 67 TWh, su un totale di 232 TWh complessivamente trattati a livello nazionale (figura 3). Nei primi tre mesi di contrattazione gli acquisti a programma sono sempre stati inferiori ai 25.2 TWh, mentre negli ultimi quattro mesi sono stati sempre superiori ai 26.2 TWh. Il livello massimo si è registrato nel mese di luglio (28.3 TWh), quello minimo nel mese di agosto (23.4 TWh). Il picco di domanda si è registrato martedì 14 dicembre alle ore 18 con MWh. I consumi hanno complessivamente superato soglia MWh solo in altre due ore, giovedì 16 dicembre alle 18 e venerdì 23 luglio alle 11. Nei 9 mesi di contrattazione del 2004 in borsa è stato venduto circa il 29% dell energia scambiata nel sistema: per effetto del regime regolatorio vigente nel 2004, infatti, l energia importata dall estero, nonché quella prodotta da unità CIP6 e l energia destinata ai clienti idonei, poteva essere acquistata solo tramite contratti bilaterali (figura 4). L energia acquistata in borsa è costituita per il 3% dai consumi degli impianti di pompaggio, per lo 0.2% dagli acquisti esteri, mentre il restante 26% è costituito dalla cosiddetta energia di scambio, ovvero dall energia acquistata dal GRTN sia per soddisfare gli acquisti dei clienti vincolati sia per compensare le differenze tra quantità vendute a programma dai titolari di contratti bilaterali e quantità effettivamente consumata dai relativi clienti. Figura 3: Andamento delle quantità totali Figura 4: Offerta di energia per provenienza commerciale borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

4 Domanda ed offerta sono distribuite sul territorio in maniera asimmetrica, sia in termini di volumi che di equilibrio domanda ed offerta (figure 5-6). Il Nord con i relativi poli, che risulta la zona più importante sia in termini di domanda che di offerta (rispettivamente 53% e 45%), presenta anche il maggior deficit di energia (8%). Le tre zone centro meridionali con i relativi poli pesano per circa un terzo sia in termini di domanda (35%) che di offerta (29%) e presentano un minor deficit di energia (6%). Il deficit delle zone continentali, complessivamente pari al 14% della domanda nazionale al netto delle esportazioni, viene soddisfatto dalle importazioni. Le isole, che sono le meno rilevanti in termini di volumi, sono sostanzialmente autosufficienti in termini di energia: la Sicilia e la Calabria con il polo di Priolo pesano per circa il 7%, la Sardegna per il 4%. Figura 5: Domanda di energia per zona Figura 6: Offerta di energia per zona 12 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

5 Liquidità su MGP La liquidità media di MGP si è attestata al 29%, registrando il valore minimo mensile di 26% a novembre ed il massimo di 32% ad agosto (figura 7). Analizzando la serie delle medie orarie mensili per giorni lavorativi e festivi (figura 8) si osserva che, nelle 24 ore di ciascun mese la liquidità tende ad aumentare al crescere dei consumi caratterizzando la borsa elettrica come un mercato per la modulazione in cui viene acquistata larga parte dell energia necessaria a soddisfare incrementi di consumi rispetto alla quota relativamente stabile oggetto di contratti bilaterali che i clienti idonei sottoscrivono prevalentemente ad inizio anno. Figura 7: Andamento della liquidità media mensile del MGP Figura 8: Andamento della liquidità media oraria mensile del MGP borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

6 Come i consumi, anche la liquidità è fortemente differenziata per zona, con valori che vanno da un minimo del 15% registrato al Centro Nord ad un massimo del 78% nel polo di Rossano (figura 9). 1 In generale si osserva che: tra le zone geografiche, il nord e le isole esibiscono una liquidità mediamente inferiore a quella delle zone meridionali. Questo dato risente certamente del prezzo mediamente più alto prevalente nelle zone meridionali (vedi il paragrafo prezzi di vendita ); una relazione analoga vige tra i poli di produzione limitata afferenti le diverse zone geografiche, con l eccezione di Brindisi. Figura 9: Liquidità zonale Aprile-Dicembre 1 Non si è considerato il dato relativo alle zone estere, in quanto determinato esogenamente dall obbligo di cessione tramite bilaterali dell energia importata. 14 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

7 Prezzi di acquisto su MGP Il prezzo medio di acquisto (PUN), unico su tutto il territorio nazionale e determinato come media dei prezzi di vendita zonali ponderata per i relativi consumi, è stato pari a /MWh (figura 10). I prezzi mediamente più alti sono stati registrati nei mesi di giugno, luglio e in misura minore settembre, mentre tutti gli altri mesi hanno contribuito ad abbassare la media annua. Si osserva che: il mese con prezzi mediamente più alti è stato giugno, con un PUN più alto dell 1.7% rispetto a luglio, sebbene in luglio i consumi medi mensili siano stati più alti dell 8.6% rispetto a giugno; dopo l impennata di giugno, il prezzo medio ha seguito un trend calante interrotto solo dal lieve incremento dei mesi di settembre - in ripresa dopo il calo particolarmente pronunciato di agosto - e di dicembre. Figura 10: Andamento dei prezzi di acquisto medi mensili su MGP L analisi delle serie orarie e medie giornaliere del PUN (figura 11) evidenzia quanto segue. I prezzi orari esibiscono una volatilità proporzionale al livello dei consumi: a fronte di una sostanziale stabilità del livello minimo del PUN, che oscilla attorno ai 30 /MWh per tutto l anno con isolati e sporadici picchi verso il basso, il livello dei prezzi massimi passa dai 70 /MWh di aprile e maggio ai /MWh in giugno e luglio, arrivando fino ai /MWh nei mesi di novembre e dicembre. In assoluto il prezzo orario più basso, pari a 1.10 /MWh, è stato raggiunto alle ore 21 di domenica 23 maggio, mentre quello più alto, pari a /MWh, è stato raggiunto alle 15 di giovedì 22 luglio. Nonostante i picchi di prezzo orari più alti si siano verificati nei mesi invernali, i picchi dei prezzi medi giornalieri si sono verificati nei mesi estivi, il che spiega la crescita dei prezzi a giugno e luglio e qualifica i picchi di prezzo assoluti come fenomeni di scarso impatto sul sistema. Confrontando il prezzo medio di acquisto in borsa con il prezzo medio amministrato all ingrosso definito dall AEEG si osserva che, nei nove mesi di contrattazione, il primo è stato sostanzialmente allineato al secondo, con uno scarto minimo di 0.18 /MWh (+0.3%). In particolare i maggiori prezzi registrati in borsa rispetto al prezzo amministrato nei mesi di aprile ed agosto caratterizzati da bassi consumi sono stati recuperati soprattutto nei mesi di maggio e novembre (tabella 1). Il confronto tra l andamento orario del prezzo di borsa e del prezzo amministrato evidenzia una tendenza al ribasso del primo nelle ore di basso carico, compensato nelle ore di picco da una opposta tendenza al rialzo (figura 12). borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

8 Figura 11: Andamento dei prezzi di acquisto orari e medi giornalieri su MGP Tabella 1: Prezzi di borsa rispetto alla tariffa Figura 12: Andamento dei prezzi di borsa verso tariffa 16 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

9 Prezzi di vendita sul MGP Il PUN riflette prezzi medi di vendita differenti tra zone. L analisi dei prezzi medi annuali evidenzia che il Nord è stata la zona con prezzi mediamente inferiori (53,37 /MWh), mentre le zone Sud, Calabria e Sardegna hanno rappresentato le zone mediamente più costose (figura 13). L analisi dei prezzi medi mensili (figura 14) conferma il primato della zona Nord nella maggior parte dei mesi (con la parziale eccezione dei mesi di giugno, settembre, ottobre e dicembre, in cui comunque è stata la seconda zona migliore) e che alla generale correlazione con il livello dei consumi fa eccezione la Sardegna con andamenti dei prezzi medi mensili meno regolari. Figura 13: Prezzi medi di vendita su MGP( /MWh) Figura 14: Andamento dei prezzi medi mensili di vendita su MGP borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

10 L analisi dei dati in tabella 2 che riporta per ogni zona le 30 ore in cui si sono registrati i prezzi più alti - conferma che il fenomeno dei picchi di prezzo interessa poche ore ed ha un effetto limitato sul PUN. All interno di questo quadro esistono peraltro sensibili differenze tra zone. I livelli assoluti di prezzo più alti si sono registrati in Sicilia e Calabria, dove i 30 prezzi più alti hanno sempre superato i 250 /MWh, raggiungendo il limite massimo consentito di 500 /MWh per 11 ore. Sul continente, invece, i 30 prezzi più alti non hanno mai superato la soglia di 200 /MWh, fermandosi a /MWh al Nord e a 197,25 /MWh nelle restanti zone. Infine in Sardegna i picchi di prezzo non hanno superato la soglia di /MWh. Coerentemente con le attese, i picchi di prezzi risultano concentrati soprattutto nelle ore di picco, (17-18 al Nord e in Sardegna, e al Centro Nord, Centro Sud e Sud, in Calabria e Sicilia). Fanno eccezione Calabria e Sicilia, dove il 60% dei picchi si verifica nei fine settimana. I picchi orari, tuttavia, non si concentrano nei mesi caratterizzati da prezzi medi più elevati: in Sicilia il 26% dei picchi si è verificato in aprile ed il 23% in dicembre, in Sardegna il 36% si è verificato in agosto, al Nord il 73% dei picchi si è verificato in dicembre, vale a dire tutti mesi caratterizzati da prezzi medi inferiori alla media annua. Solo nelle altre zone del continente il 50% dei picchi si è verificato nel mese di giugno, la restante metà concentrandosi comunque nel mese di dicembre. L effetto congiunto è che anche i primi 30 valori del PUN si concentrano prevalentemente nel mese di dicembre. Tabella 2: Data e ora dei 30 prezzi più alti nel borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

11 Più rilevante il fenomeno delle ore a prezzo 0 (tabelle 3-4), che si verifica quando la domanda in una zona è stata inferiore alla somma dell offerta fuori borsa (bilaterali + estero + cip6) e dell offerta in borsa che cerca la garanzia di vendere 2. A conferma di ciò si osserva che il fenomeno si è verificato in maniera più marcata: nelle zone con più bassa liquidità (il Nord raccoglie il 29% delle ore a prezzo 0 e il Centro Nord il 22%, mentre tutte le altre zone non superano il 14%) (tabella 3); in mesi di bassa domanda (64% in maggio, 15% in aprile), in giorni di bassa domanda (91% domeniche o giorni festivi evidenziati in corsivo) (tabella 3) ed in ore di bassa domanda (tabella 4). Tabella 3: N di ore e giorni con prezzo uguale a zero 3 Tabella 4: Ore con prezzo uguale a zero nei giorni lavorativi 2 Ciò significa che il prezzo 0 si applica solo ai quantitativi venduti in borsa a prezzo 0 senza copertura di contratti alle differenze. Le altre quantità, coperte da contratti alle differenze, nonché quelle cedute tramite bilaterali, contratto cip6 o contratto di importazione, hanno un prezzo di cessione stabilito dai contratti stessi. 3 La tabella non contiene la colonna relativa alla Sardegna, in quanto qui non si sono mai verificati prezzi nulli. Ciò spiega perché il 23 maggio, pur avendo prezzi zonali nulli nelle altre zone, il PUN non sia sceso a zero. borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

12 Configurazioni zonali sul MGP Nel 2004 l Italia è stata un unica zona di mercato per 204 ore (3% del totale). Nelle restanti ore, il mercato si è articolato mediamente in un numero di zone variabile da 3 a 4, toccando il minimo numero di separazioni medie a settembre (2,6) ed il massimo a giugno (3,6). In particolare sono emerse, come aree caratterizzate da prezzi di produzione distinti, il continente - spesso suddiviso tra zona Centro-Settentrionale e zona Centro-Meridionale la Sicilia e la Sardegna. La differenza tra il valore degli acquisti e il valore delle vendite sul MGP ha dato luogo ad una rendita da congestione raccolta dal GRTN, che nel 2004 è stata complessivamente pari a 113 milioni di Euro, registrando i valori più alti nei mesi di giugno e luglio, periodo nel quale la crescita dei consumi e dei prezzi ha fatto aumentare la frequenza ed il valore delle congestioni (figura 15). milioni di Figura 15: Andamento della rendita da congestione Figura 16: Flussi (TWh annui) 20 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

13 Andamento delle contrattazioni su MA Il MA è un mercato finalizzato alla modifica dei soli programmi di produzione definiti in esito a MGP pertanto nel corso del 2004 si è caratterizzato come un mercato residuale in termini di volumi e privo di impatto economico sui consumatori. Il valore delle transazioni su MA, definito come valore delle vendite, nel 2004 è stato pari a 302 milioni di euro, circa il 7% dell analogo valore su MGP (figura 17). Le quantità scambiate su MA sono state pari a 6,17 TWh circa il 2,7% del fabbisogno nazionale complessivo mostrando un trend in crescita nei 9 mesi (figura 18). Poiché su MA ciascun operatore può operare sia in vendita che in acquisto, le quantità effettivamente scambiate sul mercato sono rappresentate dalla somma delle posizioni nette in vendita (o in acquisto) degli operatori. Tale quota, calcolata come media della posizione netta nelle diverse ore, è inferiore al 40% del totale nelle zone geografiche (ad eccezione della Calabria che tuttavia conta quantità assolutamente marginali) e solo nei poli di produzione afferenti alle zone Nord e Centro Nord assumono valori compresi tra 50% e 88% (figura 19). Il prezzo medio ponderato per gli acquisti su MA è stato pari a 48,88 /MWh oscillando tra un minimo di 41,91 /MWh di maggio ed un massimo di 58,41 /MWh di settembre e comunque sempre inferiore al prezzo di acquisto su MGP (figura 20). La differenza tra il valore degli acquisti e delle vendite su MA ha dato luogo ad una rendita da congestione nel 2004 complessivamente pari a 387 migliaia di Euro, registrando i valori più alti nei mesi di giugno e aprile, quelli più bassi ad agosto, settembre ed ottobre (figura 21). Figura 17: Andamento del controvalore delle transazioni su MA borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

14 Figura 18: Andamento delle quantità scambiate su MA Figura 19: Quota media degli scambi orari extragruppo su MA Poli di produzione Zone geografiche 22 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

15 Figura 20: Andamento dei prezzi di acquisto su MA Figura 21: Andamento della rendita da congestione su MA borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

16 Andamento delle contrattazioni sul Mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) L MSD è il mercato sul quale il Gestore della rete si approvvigiona dei servizi di dispacciamento. Tale mercato si svolge in due sedute: una subito a valle dell MA, nella quale il Gestore della rete acquista il fabbisogno di riserva stimato e risolve le eventuali congestioni residue (c.d. MSD ex ante), l altra che ha luogo il giorno successivo, nella quale il Gestore della rete acquista le risorse per il bilanciamento del sistema in tempo reale (c.d. MSD ex post). Anche l MSD è un mercato residuale in termini di volumi rispetto ad MGP. Su MSD ex ante le quantità acquistate dal GRTN a salire e vendute dal GRTN a scendere sono state rispettivamente 8.2 TWh e 8.1 TWh (3.5% del fabbisogno energetico del sistema). Il mese che ha registrato i valori massimi è giugno con 1.6 TWh acquistati a salire e 1.4 TWh venduti a scendere, mentre quello con valori minimi è stato settembre con 0.6 TWh acquistati a salire e 0.7 TWh venduti a scendere (figura 22). Su MSD ex post le stesse quantità sono state rispettivamente 8.3 TWh (3.5% del fabbisogno energetico del sistema) e 5.6 TWh (2.4% del fabbisogno energetico del sistema). Il mese che ha registrato i valori massimi a salire è dicembre con circa 1.1 TWh, mentre a scendere è stato ottobre con quasi 0.8 TWh; il valore minimo a salire si è avuto a maggio con 0.7 TWh, quello a scendere a settembre con 0.5 TWh (figura 23). Figura 22: Andamento delle quantità scambiate su MSD ex ante Figura 23: Andamento delle quantità scambiate su MSD ex post 24 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

17 Sia su MSD ex ante che su MSD ex post, il prezzo medio a salire è stato sempre superiore al prezzo medio di acquisto su MGP, che a sua volta è stato sempre superiore al prezzo medio a scendere. Su MSD ex ante il prezzo medio annuo a salire è stato pari a /MWh, il valore massimo si è registrato a giugno ( /MWh) e il minimo ad agosto (77.68 /MWh). Il prezzo medio a scendere è stato pari a /MWh. Il valore più alto si è avuto a luglio (31.40 /MWh), il più basso a maggio (14.65 /MWh) (figura 24). Sul MSD ex post, il prezzo medio annuo a salire è stato pari a /MWh, con valore massimo a giugno (98.84 /MWh) e minimo ad agosto (55.17 /MWh). Il prezzo medio a scendere è stato pari a /MWh. Il valore più alto si è avuto a luglio (43.24 /MWh), il più basso a maggio (15.13 /MWh) (figura 25). Figura 24: Andamento dei prezzi su MSD ex ante Figura 25: Andamento dei prezzi su MSD ex post borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

18 La differenza tra il valore degli acquisti e delle vendite del GRTN, relativamente ai mercati MSD Ex-Ante e MSD Ex-Post, costituisce rispettivamente il costo dell approvvigionamento della riserva e della risoluzione delle congestioni sul primo e il costo del bilanciamento in tempo reale sul secondo. Nel 2004 MSD Ex-Ante è costato circa 581 milioni di Euro, con valore massimo nel mese di giugno (154 milioni di Euro) e minimo nel mese di settembre (36 milioni di Euro); MSD Ex- Post è costato circa 526 milioni di Euro, con valore massimo nel mese di giugno (93 milioni di Euro) e minimo nel mese di agosto (28 milioni di Euro). Detti costi, unitamente alle altre componenti di cui all art. 43 della delibera 48/04 dell AEEG, vengono recuperati, come oneri di sistema, dal GRTN presso i clienti finali attraverso il c.d. uplift. L uplift medio annuo è stato pari a 2.64 /MWh con valore massimo a giugno (5.82 /MWh) e minimo a luglio (1.34 /MWh). Figura 26: Andamento dei costi dei servizi di dispacciamento Figura 27: Andamento dei costi dei servizi di dispacciamento 26 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

19 Andamento delle contrattazioni sul Mercato dei Certificati Verdi I certificati verdi (CV) costituiscono una forma di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Secondo quanto disposto dall art. 5 del D.M. 11/11/99, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in impianti entrati in servizio o ripotenziati a partire dal 1 aprile 1999 ha diritto alla certificazione di produzione da fonti rinnovabili (certificato verde) per i primi otto anni di esercizio. Il CV è emesso dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) su comunicazione del produttore e riguarda la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili dell anno precedente o la producibilità attesa nell anno in corso o nell anno successivo. Al fine di incentivare l uso delle energie rinnovabili, il D. Lgs 79/99 impone ai soggetti che in ciascun anno importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili l obbligo, nell anno successivo, di immettere nel sistema elettrico nazionale una quota di energia prodotta da fonti rinnovabili, inizialmente stabilita nel 2% dell energia prodotta nell anno precedente ed eccedente i 100 GWh. 4 Tale obbligo può essere soddisfatto anche attraverso l acquisto di certificati verdi, nel mercato appositamente organizzato e gestito dal GME, cui possono partecipare, come acquirenti o venditori, il GRTN, i produttori nazionali ed esteri, gli importatori di energia elettrica, i clienti grossisti e le formazioni associative (associazioni di consumatori e utenti, ambientaliste, sindacati). L ammissione al mercato avviene previa domanda al GME per l ottenimento della qualifica di operatore di mercato. I CV relativi all anno 2004 sono emessi con un taglio di 50 MWh ciascuno, mentre quelli riferiti agli anni precedenti avevano un valore di 100 MWh. Nel corso del 2004 si sono tenute 24 sessioni del Mercato dei Certificati Verdi (MCV), con una frequenza di almeno una al mese. Il volume di CV complessivamente scambiati è stato pari a , la quasi totalità dei quali con riferimento all anno 2003 e solo 20 relativi all anno 2004 (tabella 5) 5. Le corrispondenti quantità di energia sono state pari a 2,04 TWh per il 2003 e 1 GWh per il Il prezzo medio dei CV, ponderato per le quantità scambiate sul mercato, è stato di 98,88 /MWh per il 2003 e di 97,25 /MWh per il Il controvalore complessivo degli scambi è stato di circa 202 milioni di euro. Tabella 5: Dati di sintesi del MCV 4 Tale obbligo si applica alle importazioni e alle produzioni di energia elettrica eccedenti i 100 GWh, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni. A partire dal 2004 e fino al 2006, la quota minima di elettricità prodotta da fonti rinnovabili da immettere in rete nell anno successivo (stabilita pari al 2% per gli anni 2002 e 2003), è stata incrementata dello 0,35% annuo. 5 Nel corso di ogni sessione è possibile scambiare certificati relativi all anno precedente, all anno in corso e all anno successivo. borsa elettrica italiana - Rapporto annuale

20 Alle sessioni del MCV in cui sono stati scambiati certificati per il 2003 hanno partecipato complessivamente 13 operatori lato vendita e 15 operatori lato acquisto (tabella 6). I primi 3 acquirenti rappresentano oltre l 80% del mercato, mentre sul lato vendita il primo operatore totalizza il 95% delle vendite. Tale operatore rappresenta la produzione CIP6 assegnata al GRTN, che comprende la quasi totalità degli impianti che producono da fonti rinnovabili. Un solo operatore ha acquistato certificati verdi riferiti al 2004, nel mese di dicembre. Tabella 6: Quote di mercato per l anno 2003 degli operatori in acquisto e in vendita sul MCV 28 borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004

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