LA REGOLAMENTAZIONE DELLA BORSA DEL MERCATO ELETTRICO: MODELLI ORGANIZZATIVI DELLE TRANSAZIONI, STRUTTURA DEI MERCATI FISICI, ARTICOLAZIONE DELLE OFFERTE Ing. Michelangelo CELOZZI
Il contesto normativo Il Decreto Legislativo n. 79/99, di recepimento della Direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica, ha previsto che la gestione economica del mercato elettrico sia affidata ad un gestore del mercato, società per azioni costituita dal Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN). Questa società è stata costituita il 27 giugno 2000. Il mercato elettrico sarà quindi gestito dalla società Gestore Mercato Elettrico (GME), sulla base di una disciplina predisposta dalla stesso GME ed approvata dal Ministro dell industria, sentita l Autorità per l energia elettrica e il gas. GME ha elaborato la proposta di disciplina del mercato, contenuta nel Regolamento del mercato elettrico e dei certificati verdi, che è stata trasmessa il 21 novembre 2000, per l approvazione sentita l Autorità, al Ministro dell industria. Organizzazione del mercato Il regolamento si basa su un assetto di riferimento del mercato coerente con l assetto del settore elettrico, come disegnato dal Decreto 79/99. La proposta di Regolamento organizza la partecipazione al mercato da un lato dei produttori, o più in generale dei soggetti che dispongono di capacità di generazione di energia elettrica, e dall altro dei consumatori ed in particolare dell Acquirente Unico, S.p.A. costituita da GRTN con il compito di assicurare la fornitura al mercato vincolato tramite i Distributori, e dei clienti idonei (finali e grossisti). Tale organizzazione prevede l integrazione della contrattazione bilaterale fra produttori e consumatori, secondo le modalità previste dalla normativa vigente, con i meccanismi del mercato elettrico. Partecipa al mercato, come venditore, anche GRTN per collocare le disponibilità connesse alla contrattualizzazione degli impianti che utilizzano fonti rinnovabili ed assimilate, ai sensi del Provvedimento CIP n. 6/92 e successive modifiche ed integrazioni, e degli impianti il cui funzionamento è giudicato essenziale ai fini della sicurezza del servizio elettrico, tipicamente per esigenze di stabilità della tensione sulla rete di trasmissione nazionale. I titolari di contratti bilaterali fisici partecipano al mercato per l approvvigionamento dei servizi di riserva e per il bilanciamento dei propri programmi di produzione e consumo. Nel modello proposto il Gestore del mercato gestisce le offerte di acquisto/vendita sul mercato dell energia, in base alle quali definisce il programma di produzione che minimizza il costo complessivo di copertura della domanda. Tutti gli impianti chiamati a produrre in una unità di tempo (ora) secondo il programma ricevono il prezzo marginale di sistema, lo stesso che pagano tutti i consumatori.
Struttura dei mercati fisici ed articolazione delle offerte Le offerte di vendita/acquisto collocate sul mercato sono offerte semplici quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh), che consentono la costruzione della curva di offerta e della curva di domanda, il cui incrocio determina il prezzo di equilibrio domanda-offerta sul mercato del giorno prima. Tale procedura conferisce un ruolo attivo alla domanda sul mercato, nei limiti ovviamente dell elasticità della domanda rispetto al prezzo; in prospettiva viene valorizzata la flessibilità della domanda e quindi viene favorita la riduzione dei costi complessivi dell approvvigionamento di energia elettrica sul mercato. I contratti bilaterali partecipano al mercato attraverso la comunicazione di programmi bilanciati e vincolanti di produzione e di consumo. Tale comunicazione consente a GRTN di valutare giornalmente le esigenze di riserva con riferimento alla domanda complessiva di energia. Sul mercato GRTN offre a prezzo nullo l energia prodotta dagli impianti contrattualizzati ai sensi del Provvedimento CIP n. 6/92 e dagli impianti da GRTN contrattualizzati in quanto essenziali ai fini della sicurezza del servizio elettrico; queste quantità vengono remunerate dal mercato al prezzo di equilibrio domanda-offerta, restando a carico della globalità dei consumatori il riequilibrio della gestione economico-finanziaria di GRTN per le differenze che si generano fra prezzi di acquisto e prezzi di vendita dell energia prodotta dai suddetti impianti, secondo procedure fissate dall Autorità. I programmi di produzione derivanti dagli esiti del mercato del giorno prima sono comunicati da GME a GRTN, che li sottopone a verifica di compatibilità con i vincoli di trasmissione; in particolare sussistono vincoli ai flussi di potenza tra diverse aree del Paese, il cui superamento, nelle ore in cui si verifica, determina la separazione ai fini del mercato tra zone geografiche; tali vincoli sono resi noti in anticipo da GRTN, affinché non costituiscano un incognita per gli operatori del mercato. Nel caso di separazione di due zone, si determinano prezzi di equilibrio diversi nelle due zone, ed in particolare un prezzo più elevato nella zona che importa ed un prezzo più basso nella zona che esporta. In tal caso i consumatori ed i produttori pagano e ricevono i prezzi della zona in cui si trovano, per cui i produttori della zona che esporta (in cui si forma un prezzo più basso rispetto alla zona che importa) ricevono per le quantità esportate un prezzo più basso rispetto a quello che pagano i consumatori della zona che importa: la differenza viene restituita alla globalità dei clienti attraverso una corrispondente riduzione dei prezzi che si determinano sul mercato. Sul mercato del giorno prima viene quotata anche la riserva, il cui onere è posto a carico dei clienti attraverso una corrispondente maggiorazione dei prezzi dell energia sul mercato del giorno prima.
La domanda di riserva non è espressa direttamente dai consumatori, ma da GRTN che la determina sulla base della previsione della domanda complessiva di energia per il giorno successivo; sulla base di questa domanda GME seleziona le offerte di capacità di riserva (espresse in Lit/MW) attraverso sessioni articolate per tipologia di riserva da approvvigionare (differenziate in base ai tempi di risposta che GRTN richiede) e per zona, determinando in ogni sessione il prezzo marginale della riserva. Il prezzo medio nazionale che si determina è posto a carico di tutti i consumatori, mentre ai produttori viene corrisposto il prezzo marginale zonale. I costi dell energia eventualmente prodotta dagli impianti di riserva sono coperti dal gettito dei prezzi di bilanciamento pagati dai consumatori, che si formano sul mercato di bilanciamento. Nelle ore precedenti il tempo reale è stata prevista una sessione di aggiustamento (prevedibilmente collocata nelle ore notturne), che consente ai partecipanti al mercato, fermi restanti i programmi vincolanti determinati sul mercato del giorno prima, di modificare i programmi di immissione/prelievo di energia attraverso un procedimento del tutto analogo a quello del mercato del giorno prima. Nel corso della giornata sono state previste delle sessioni di bilanciamento, basate su offerte che consentano la valorizzazione del bilanciamento in tempo reale degli scostamenti delle immissioni e dei prelievi effettivi, in ciascuna ora, rispetto ai programmi di immissione/prelievo determinati sul mercato del giorno prima. Impilando le offerte di bilanciamento in aumento, che si dovessero rendere necessarie per produzioni inferiori a quelle programmate o prelievi superiori a quelli programmati, a prezzi crescenti, compreso l eventuale utilizzo della riserva reperita sul mercato della riserva, si valorizzano i bilanciamenti in aumento; analogamente si valorizzano i bilanciamenti in riduzione. Si perviene così alla determinazione di prezzi marginali di bilanciamento in aumento ed in riduzione; tali prezzi sono pagati dai consumatori o dai produttori che sbilanciano rispetto ai programmi. Ai produttori o ai consumatori che offrono di modificare le immissioni o i prelievi tuttavia non viene corrisposto il prezzo marginale, ma il prezzo offerto; si determina così un margine che viene restituito a tutti i consumatori sul mercato del giorno successivo, attraverso una corrispondente riduzione dei prezzi del mercato della riserva.
CONTESTO NORMATIVO Decreto legislativo n. 79/99, articolo 5: gestore del mercato: gestione economica del mercato elettrico SpA costituita dal Gestore della rete di trasmissione nazionale Disciplina del mercato: predisposta dal gestore del mercato, approvata con decreto del Ministero dell industria, sentita l Autorità Disciplina del mercato: - gestore del mercato: gestione offerte di acquisto/vendita di energia e servizi connessi - obblighi produttori e importatori di energia elettrica che non si avvalgono della contrattazione bilaterale Decreto legislativo n. 79/99, articolo 6 (contrattazione bilaterale) l Autorità, su richiesta degli interessati e previo parere del sistema delle offerte (mercato elettrico) l Autorizzazione può essere negata o condizionata comunque quando tali contratti pregiudicano gravemente la concorrenza o la sicurezza ed efficienza del servizio elettrico I PRIMI ADEMPIMENTI 27 giugno 2000: GRTN ha costituito GME SpA 21 novembre 2000: GME ha trasmesso dell industria, del commercio e dell artigianato, per l approvazione sentita l Autorità REGOLAMENTO DEL MERCATO ELETTRICO Distributori Acquirente Unico GRTN Impianti Cip-6 e must-run Clienti vincolati Clienti idonei (direttamente o tramite grossisti) Offerte di acquisto Offerte di vendita Mercato energia Richiesta riserva Gestione del Mercato Contratti bilaterali Mercato riserva Offerte di vendita Offerte riserva Impianti non contrattualizza ti Impianti con contratti bilaterali
ORGANIZZAZIONE DEL MERCATO Modello di borsa Prezzo marginale di sistema Mercati fisici - mercato del giorno prima dell energia - mercato del giorno prima della riserva - mercato infragiornaliero di aggiustamento - mercato di bilanciamento STRUTTURA DEI MERCATI FISICI Mercato del giorno prima dell energia Gestione offerte di acquisto/vendita dell energia Definizione dei programmi di immissione/prelievo di energia Mercato del giorno prima della riserva Mercato infragiornaliero di aggiustamento Mercato di bilanciamento MERCATO DEL GIORNO PRIMA ENERGIA Per ciascuna delle 24 ore del giorno seguente Offerte di vendita (per gruppo termico, per centrale idrica, per frontiera) Offerte Curva di offerta (curva monotona crescente) Offerte di acquisto (per punto di prelievo) Coppie quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh) per ciascuna ora Gestore del mercato Curva di domanda (curva monotona decrescente a partire da quantità non dipendente da prezzo)
Determinazione quantità e prezzi Curva di offerta Offerte di Produzione Offerte di consumo Curva di domanda Lit/kWh 300 250 200 150 100 Mercato del giorno prima - energia Prezzo di equilibrio 50 0 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 MWh Contratti bilaterali: programmi bilanciati e vincolanti Produttori Programma di produzione Per impianto e per ora Contratti Clienti liberi Programma di consumo per punto di prelievo e per ora Gestore del mercato Dispacciamento passante
Impianti CIP 6 Energia CIP 6 Acquisto a prezzi CIP-6 GRTN Differenza a carico dell utenza (componente A3) Offerta a zero Remunerazione A prezzo di equilibrio Gestore del mercato Impianti essenziali per la sicurezza Energia impianti must rum Acquisto a prezzi Stabiliti dall Autorità GRTN Conguaglio con modalità fissate da Autorità Offerte a zero Remunerazione a prezzo di equilibrio Programma di produzione vincolante (per impianto e per ora) di responsabilità GRTN Gestione del mercato
Vincoli di trasmissione: zone geografiche SVIZZERA 3100 250 AUSTRIA 350 SLOVENIA FRANCIA 2300 4.800 1700 1700 2000 2000 300 2.200 600 350 Separazione del mercato in zone Vincoli rispettati SI Prezzo unico nazionale NO Scambi di energia tra zone Separazione zone di mercato Prezzi zona che importa > Prezzo zona che esperta Programma di produzione su base nazionale Programma di produzione compatibile con vincoli Prezzi zonali
Effetto della separazione in zone: margine positivo tra quanto pagato dagli acquirenti e quanto ricevuto dai venditori, ridistribuito a tutti i clienti attraverso la riduzione del prezzo energia B A Produzione oraria Consumo orario Prezzo Transito limite 5 GW 20 GWh 15 GWh 80 Lit/kWh Produzione oraria Consumo orario Prezzo 10 GWh 15 GWh 100 Lit/kWh Margine = 5 x (100-80)=100 MLit STRUTTURA DEI MERCAI FISICI Mercato elettrico Mercato del giorno prima dell energia Mercato del giorno prima della riserva individuazione degli impianti che garantiscono la disponibilità della riserva di potenza (secondaria e terziaria) Mercato infragiornaliero di aggiustamento Mercato di bilanciamento
MERCATO DEL GIORNO PRIMA - RISERVA Definizione riserva secondaria e terziaria GRTN definisce necessità Riserva pagata da tutti i consumatori Riserva di potenza definita per tipologia, per zona e per ora Contratti bilaterali In proprio Disponibilità fisica impianti Approvvigionamento riserva Disponibilità riduzione prelievi Attraverso il mercato
Selezione offerte Sessioni separate per tipologia e per zona Riserva da approvvigionare Gestore del mercato Offerte orarie per quantità (MW) prezzo (Lit/MW) GRTN Ordine di mercato Selezione offerte Operatori Prezzo unitario della riserva Ripartizione costo riserva Costo riserva (M.di) Consumi programmati (kwh) Onere per riserva (Lit/kWh) I costi dell energia eventualmente prodotta sono coperti attraverso il mercato di bilanciamento
MERCATO DEL GIORNO PRIMA Settlement Produzione programmata x prezzo di equilibrio Produttore Riserva fornita x prezzo riserva Consumo programmato x prezzo di equilibrio Consumatore Quota riserva spettante x onere di riserva STRUTTURA DEI MERCATI FISICI Mercato elettrico Mercato del giorno prima Mercato del giorno prima della riserva Mercato infragiornaliero di aggiustamento modifica dei programmi di immissione e prelievo definiti nel mercato del giorno prima Mercato di bilanciamento
MERCATO INFRAGIORNALIERO DI AGGIUSTAMENTO Offerte: variazioni rispetto al mercato del giorno prima, riferite alle singole ore Offerte di aumento produzione o riduzione consumi Curva di offerta (curva monotona crescente) Offerte composte da coppie quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh) Gestore del mercato Offerte di riduzione produzione o aumento consumi Curva di domanda (curva monotona decrescente) Zone di mercato Il mercato è riferito inizialmente alle zone individuate nel mercato del giorno prima Zone geografiche che non sono state separate nel mercato del giorno prima: capacità di transito residue disponibili Eventuale ulteriore separazione delle zone geografiche in zone di mercato valide solo per il mercato infragiornaliero Definizione prezzi e quantità Per ogni zona di mercato e per ogni ora: incrocio tra la curva di domanda e la curva di offerta unico prezzo di equilibrio valido per la valorizzazione delle quantità contrattate Procedimento analogo a quello del mercato del giorno prima
Settlement Riduzione produzione x prezzo unitario Produttore Aumento produzione x prezzo unitario Aumento consumo x prezzo unitario Consumatore Riduzione consumo x prezzo unitario (inclusi contratti bilaterali) STRUTTURA DEI MERCATI FISICI Mercato elettrico Mercato del giorno prima Mercato del giorno prima della riserva Mercato infragiornaliero di aggiustamento Mercato di bilanciamento gestione scostamenti di immissioni/prelievi effettivi rispetto ai programmi definiti nel mercato del giorno prima, come modificati nel mercato infragiornaliero di aggiustamento MERCATO DI BILANCIAMENTO Sessione di offerta rivolte alle ore successive Definizione merit-order Bilanciamento (tempo reale) Produttori / Consumatori Gestore del mercato Dispacciamento
Tipologie di bilanciamento Produzione inferiore a programma Domanda superiore a programma Produzione superiore a programma Domanda inferiore a programma Bilanciamento in aumento Dispacciamento Bilanciamento in riduzione Merit order Offerte per aumento di produzione bil. in aumento (prezzi crescenti) Offerte per riduzione dei consumi Prezzo energia impianti di riserva GME bil. in riduzione (prezzi decrescenti) Offerte per riduzione di produzione Offerte per aumento dei consumi
Prezzi marginali Bilanciamento in aumento Merit order prezzi crescenti Merit order prezzi decrescenti Bilanciamento in riduzione La più alta delle offerte attivate determina il prezzo marginale in aumento > = prezzo di equilibrio + onere di riserva La più bassa delle offerte attivate determina il prezzo marginale in riduzione < = prezzo di equilibrio Prezzi unitari Offerte attivate Prezzo di offerta Scostamenti non richiesti Aumento produzione Riduzione consumi Prezzo marginale in diminuzione Riduzione produzione Aumento consumi Prezzo marginale in aumento
Riduzione onere di riserva La differenza tra i ricavi ed i pagamenti orari del mercato di bilanciamento è utilizzata per ridurre gli oneri di riserva orari a vantaggio di tutti gli acquirenti Settlement Minor produzione x prezzo unitario Produttore Maggior produzione x prezzo unitario Maggior consumo x prezzo unitario Consumatore Minor consumo x prezzo unitario (inclusi contratti bilaterali)