Il regolamento del mercato elettrico e della contrattazione dei certificati verdi Alberto POTOTSCHNIG Amministratore Delegato Borsa Elettrica ed Energy Trading Milano, 12 febbraio 2001
Contesto normativo Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica Legge 24 aprile 1998, n. 124, recante disposizioni per l adempimento di obblighi derivanti dall appartenenza dell Italia alle Comunità Europee: articolo 36 - delega al Governo ad emanare uno o più decreti legislativi per l attuazione della direttiva 96/92/CE e per la conseguente ridefinizione degli aspetti rilevanti del sistema elettrico nazionale Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, di attuazione della direttiva europea 96/92/CE - 2 -
Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 5: la gestione economica del mercato elettrico è affidata ad un gestore del mercato il gestore del mercato è una società per azioni costituita dal Gestore della rete di trasmissione nazionale la disciplina del mercato, predisposta dal gestore del mercato, è approvata con decreto del Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato, sentita l Autorità per l energia elettrica e il gas la disciplina del mercato prevede i compiti del gestore del mercato e gli obblighi di produttori e importatori di energia elettrica che non si avvalgono della contrattazione bilaterale - 3 -
Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 6: l Autorità per l energia elettrica e il gas, su richiesta degli interessati e previo parere conforme del Gestore della rete di trasmissione nazionale, può autorizzare contratti bilaterali in deroga al sistema delle offerte (mercato elettrico) l autorizzazione può essere negata o condizionata comunque quando tali contratti pregiudichino gravemente la concorrenza o la sicurezza ed efficienza del servizio elettrico - 4 -
Contesto normativo Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, articolo 11: a decorrere dall anno 2001, gli importatori ed i soggetti responsabili degli impianti che, in ciascun anno, importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili hanno l obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, nell anno successivo, una quota (pari al 2% delle importazioni/produzioni eccedenti i 100 GWh annui) prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva, in data successiva al 1 aprile 1999 gli stessi soggetti possono adempiere al suddetto obbligo anche acquistando, in tutto o in parte, l equivalente quota e i relativi diritti (certificati verdi) da altri produttori o dal Gestore della rete di trasmissione nazionale - 5 -
Contesto normativo Decreto del Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato di concerto con il Ministro dell ambiente 11 novembre 1999 (direttive di attuazione), articolo 6: nell ambito della gestione economica del mercato elettrico, il Gestore del mercato elettrico organizza una sede per la contrattazione dei certificati verdi i criteri di organizzazione delle contrattazioni dei certificati verdi si conformano alla disciplina del mercato approvata dal Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato i certificati verdi sono oggetto di libero mercato tra i soggetti detentori degli stessi ed i produttori ed importatori soggetti all obbligo - 6 -
I primi adempimenti In data 27 giugno 2000, il Gestore della rete di trasmissione nazionale ha costituito la società Gestore del mercato elettrico Spa In data 21 novembre 2000, il Gestore del mercato elettrico ha trasmesso il Regolamento del mercato elettrico e della contrattazione dei certificati verdi al Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato, per l approvazione sentita l Autorità per l energia elettrica e il gas - 7 -
Assetto di riferimento Distributori Acquirente Unico GRTN Impianti Cip-6 e must-run Offerte di vendita Richiesta riserva Clienti vincolati Offerte di acquisto Mercato energia Mercato riserva Offerte riserva Impianti non contrattualizzati Gestore del Mercato Offerte di vendita Clienti idonei (direttamente o tramite grossisti) contratti bilaterali Impianti con contratti bilaterali - 8 -
Mercato elettrico Mercato del giorno prima dell energia per la gestione delle offerte di acquisto e vendita dell energia elettrica e la definizione dei programmi di immissione e di prelievo di energia elettrica Mercato del giorno prima della riserva Mercato infragiornaliero di aggiustamento Mercato di bilanciamento - 9 -
Mercato del giorno prima - energia Offerte per ciascuna delle 24 ore del giorno seguente Offerte di vendita (per gruppo termico, per centrale idrica, per frontiera) Offerte composte da coppie quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh) per ciascuna ora Offerte di acquisto (per punto di prelievo) Offerte Curva di offerta (curva monotona crescente) Gestore del mercato Curva di domanda (curva monotona decrescente a partire da quantità non dipendente da prezzo) - 10 -
Mercato del giorno prima - energia Determinazione quantità e prezzi Curva di offerta Offerte di Produzione Curva di domanda Offerte di consumo 300 250 Lit/kWh 200 150 Prezzo di equilibrio 100 50 0 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 MWh - 11 -
Mercato del giorno prima - energia Contratti bilaterali in deroga Produttori Programma di produzione articolato per impianto e per ora Contratti Gestore del mercato Clienti liberi Programma di consumo articolato per punto di prelievo e per ora Dispacciamento passante Programmi di produzione e consumo bilanciati e vincolanti - 12 -
Regolamento del mercato dell energia elettrica Mercato del giorno prima - energia Impianti assoggettati al regime previsto dal provvedimento CIP 6/92 e succ. mod. e integr. Energia CIP 6 Acquisto a prezzi CIP-6 GRTN Differenza a carico dell utenza (componente A3) Offerta a zero Remunerazione a prezzo di equilibrio Programma di produzione vincolante (per impianto e per ora) di responsabilità GRTN Gestore del mercato - 13 -
Regolamento del mercato dell energia elettrica Mercato del giorno prima - energia Impianti essenziali per la sicurezza Energia impianti must run Acquisto a prezzi stabiliti dall Autorità GRTN Conguaglio con modalità fissate da Autorità Offerta a zero Remunerazione a prezzo di equilibrio Programma di produzione vincolante (per impianto e per ora) di responsabilità GRTN Gestore del mercato - 14 -
Mercato del giorno prima - energia SVIZZERA 3100 250 AUSTRIA 350 SLOVENIA FRANCIA 2300 4.800 300 1700 2000 2.200 Zone geografiche con vincoli di trasmissione 600 350-15 -
Mercato del giorno prima - energia Separazione del mercato in zone Vincoli rispettati SI Prezzo unico nazionale NO Scambi di energia tra zone Separazione zone di mercato Prezzo zona che importa > Prezzo zona che esporta Programma di produzione su base nazionale Programma di produzione compatibile con vincoli Prezzi zonali - 16 -
Mercato del giorno prima - energia Effetto della separazione in zone Il maggior prezzo pagato dai clienti della zona che importa determina un margine positivo tra quanto pagato dagli acquirenti e quanto ricevuto dai venditori B A Produzione oraria 20 GWh Consumo orario 15 GWh Prezzo 80 Lit/kWh Transito limite 5 GW Produzione oraria 10 GWh Consumo orario15 GWh Prezzo 100 Lit/kWh Margine =5 x (100-80)=100 MLit - 17 -
Mercato elettrico Mercato del giorno prima dell energia Mercato del giorno prima della riserva per l individuazione degli impianti che garantiscono la disponibilità della riserva di potenza, secondaria e terziaria Mercato infragiornaliero di aggiustamento Mercato di bilanciamento - 18 -
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 Anche i titolari di contratti bilaterali pagano oneri di riserva (a meno che non la forniscano in proprio) - 19 -
Regolamento del mercato dell energia elettrica Mercato del giorno prima - riserva Contratti bilaterali In proprio Disponibilità fisica impianti Approvvigionamento riserva Attraverso il mercato Disponibilità riduzione prelievi - 20 -
Mercato del giorno prima - riserva Riserva da approvvigionare Selezione offerte per tipologia, per zona e per ora Gestore del mercato Offerte orarie per quantità (MW) prezzo (Lit/MW) GRTN Ordine di merito Selezione offerte Prezzo unitario della riserva Operatori - 21 -
Mercato del giorno prima - 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 - 22 -
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 * esclusi contratti bilaterali ** esclusi contratti bilaterali se la riserva è approvvigionata in proprio - 23 -
Mercato elettrico Mercato del giorno prima Mercato del giorno prima della riserva Mercato infragiornaliero di aggiustamento per la modifica dei programmi di immissione e prelievo definiti nel mercato del giorno prima dell energia elettrica Mercato di bilanciamento - 24 -
Mercato infragiornaliero di aggiustamento Offerte Offerte di variazione rispetto al mercato del giorno prima riferite alle singole ore Offerte di aumento produzione o riduzione consumi Offerte composte da coppie quantità (MWh) prezzo (Lit/MWh) Offerte di riduzione produzione o aumento consumi Curva di offerta (curva monotona crescente) Gestore del mercato Curva di domanda (curva monotona decrescente) - 25 -
Regolamento del mercato dell energia elettrica Mercato infragiornaliero di aggiustamento Zone di mercato Il mercato è riferito inizialmente alle zone individuate nel mercato del giorno prima Tra le zone geografiche che non sono state separate nel mercato del giorno prima si determinano le capacità di transito residue disponibili Se del caso si provvede alla ulteriore separazione delle zone geografiche in zone di mercato valide solo per il mercato infragiornaliero - 26 -
Regolamento del mercato dell energia elettrica Mercato infragiornaliero di aggiustamento Definizione prezzi e quantità Per ogni zona di mercato e per ogni ora viene stabilito, attraverso l incrocio tra la curva di domanda e la curva di offerta, un unico prezzo di equilibrio valido per la valorizzazione delle quantità contrattate, attraverso un procedimento analogo a quello seguito nel mercato del giorno prima - 27 -
Mercato infragiornaliero di aggiustamento 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 - 28 -
Mercato elettrico Mercato del giorno prima Mercato del giorno prima della riserva Mercato infragiornaliero di aggiustamento Mercato di bilanciamento per la gestione degli scostamenti delle immissioni e dei prelievi effettivi rispetto ai programmi definiti nel mercato del giorno prima dell'energia elettrica ed eventualmente modificati nel mercato infragiornaliero di aggiustamento - 29 -
Mercato di bilanciamento Cicli di offerte rivolte alle ore successive Definizione merit-order Bilanciamento (tempo reale) Produttori Consumatori Gestore del mercato Dispacciamento - 30 -
Mercato di bilanciamento Tipologie di bilanciamento Produzione inferiore a programmata Domanda superiore a programmata Produzione superiore a programmata Domanda inferiore a programmata Bilanciamento in aumento Dispacciamento Bilanciamento in riduzione - 31 -
Mercato di bilanciamento Merit order Offerte per aumento di produzione Offerte per riduzione dei consumi Prezzo energia impianti di riserva Merit order bilanciamento in aumento (prezzi crescenti) Gestore del mercato Merit order bilanciamento in riduzione (prezzi decrescenti) Offerte per riduzione di produzione Offerte per aumento dei consumi - 32 -
Mercato di bilanciamento 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 - 33 -
Mercato di bilanciamento 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 - 34 -
Mercato di bilanciamento 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 - 35 -
Mercato di bilanciamento 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 - 36 -
Mercati non elettrici Contrattazione dei certificati verdi Strumenti finanziari di copertura del rischio - 37 -