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MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA - PDF
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Giacinta Pagani
1 MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA dott. ing. Davide Mariani Università di Pavia 6 giugno 2006 CSE SRL VIA RIVIERA, PAVIA TEL FAX e.mail www. cseit.it VIALE ASIA, ROMA TEL /3 FAX
2 Il decreto legislativo n.79/99, pubblicato sulla gazzetta ufficiale del 31 marzo 1999, ha recepito la direttiva europea 96/92/CE sulla liberalizzazione del mercato dell energia elettrica. Dal 1 aprile del 1999 le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica sono libere. Le attività di trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato ed attribuite in concessione al gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN spa sino al 31 ottobre 2005, successivamente da Terna spa che detiene anche la proprietà della Rete). L'attività di distribuzione dell'energia elettrica e' svolta in regime di concessione rilasciata dal Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato. E previsto che in ogni Comune operi un unico distributore. 2di 57
3 L apertura del mercato elettrico si è sviluppata per fasi, alcune previste dal D.Lgs.n.79/99, altre da provvedimenti successivi ENEL spa ha dovuto frazionarsi in società distinte per ognuna delle diverse attività della filiera elettrica ENEL spa ha ceduto MW della propria capacità produttiva E nata la figura del grossista nel campo dell energia elettrica L accesso al sistema per le utenze finali è graduale e calendarizzato. Dal 1 luglio 2004 hanno accesso al mercato libero tutte le utenze non civili. Dal 1 luglio 2007 tutte le utenze avranno accesso al mercato libero dell energia elettrica La rete elettrica, di trasmissione e distribuzione, presta il servizio di trasporto dell energia elettrica. 3di 57
4 Il mercato è inizialmente regolato solo attraverso contratti bilaterali tra operatori Sino all avvio della borsa elettrica si applica il dispacciamento passante, vale a dire basato sul rispetto di vincoli tecnici Il mercato vincolato è alimentato attraverso forniture dei distributori locali garantite dalla società Acquirente Unico spa (AU). Terminata una prima fase transitoria il mercato è regolato attraverso la "borsa elettrica (si attua il dispacciamento di merito economico). Inizialmente l avvio della borsa elettrica era previsto per il 1 gennaio La borsa elettrica è partita il 1 aprile 2004 con la sola partecipazione attiva dell offerta Dal 1 gennaio 2005 partecipa attivamente in borsa anche la domanda. Sono comunque consentiti i contratti bilaterali,anche dopo l avvio della borsa elettrica 4di 57
5 Tutta l energia transita nel mercato elettrico: parte dell energia viene quotata mediante la partecipazione al mercato delle offerte altra parte di energia (ad esempio quella sottesa a contratti bilaterali - contratti di compravendita conclusi al di fuori del mercato delle offerte ) non viene quotata Nel mercato elettrico, oltre alla quotazione dell energia, si determinano e risolvono le problematiche relative al dispacciamento quali bilanciamento, riserva, congestioni ed i relativi costi 5di 57
6 Tempi e fasi effettivi della la liberalizzazione 6di 57
7 Schema di flusso fisico dell energia elettrica CSE srl - Pavia - Roma
8 Schema di sintesi del mercato elettrico CIP 6
9 STRUTTURA DEI PREZZI DELL ENERGIA ELETTRICA
10 MERCATO VINCOLATO La struttura dei prezzi per il mercato vincolato La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato vincolato risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti: costo per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura maggiorazioni (parti A) componenti UC 3, UC 4, UC 6 e MCT componente CCA componenti UC 1 componenti UC 5 componenti COV costo per imposte erariali e addizionali 10 di 57
11 MERCATO VINCOLATO dove: CCA è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kwh, a copertura dei costi di acquisto e di dispacciamento dell energia elettrica destinata al mercato vincolato, nonché degli oneri derivanti dall applicazione delle disposizioni di cui all articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 sino all avvio del dispacciamento di merito economico CCA è pari alla somma dei seguenti elementi: PC (è l elemento a copertura dei costi di acquisto dell energia elettrica destinata al mercato vincolato OD (è l elemento a copertura dei costi di dispacciamento dell energia elettrica destinata al mercato vincolato VE è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kwh, a copertura degli oneri derivanti dall applicazione delle disposizioni di cui all articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 (Certificati Verdi). CD è l elemento a copertura dei costi sostenuti dal GRTN per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva INT è l elemento a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico DP è l elemento a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 La quantificazione economica delle componenti di CCA viene determinata e aggiornata trimestralmente dall Autorità in base ai costi sostenuti dall Acquirente Unico per l approvvigionamento dell energia per il mercato vincolato (e non più attraverso il parametro Ct). 11 di 57
12 MERCATO VINCOLATO COV sono le componenti tariffarie a copertura dei costi relativi all erogazione del servizio di acquisto e vendita dell energia elettrica destinata al mercato vincolato UC 1 sono le componenti tariffarie a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell energia elettrica destinata al mercato vincolato UC 5 sono componenti tariffarie a copertura dei costi a carico del GRTN connessi all approvvigionamento dell energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti 12 di 57
13 MERCATO VINCOLATO FASCE ORARIE per l anno 2006 L'Autorità ha pubblicato la delibera n.292/05 contenente le fasce orarie per il settore elettrico per l'anno F1 F2 F3 F4 tot gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre tot La distribuzione prevista per il 2006 comporta 448 ore in F1, 1840 ore in F2, 1094 ore in F3 e 5378 ore in fascia F4. 13 di 57
14 MERCATO VINCOLATO Le tariffe per il mercato vincolato sono stabilite dall Autorità in base ai costi sostenuti per l approvvigionamento di energia e servizi di dispacciamento dall Acquirente Unico. Il sistema tariffario passa da riferimenti di costo (costi fissi di generazione, costi variabili di generazione, elementi che tengono conto dei costi di dispacciamento), a riferimenti di mercato (prezzo di acquisto mediante contrattazione bilaterale, import, CIP 6 e prezzo che si forma in borsa) Il parametro Ct (che tiene conto dei costi variabili di generazione dell energia elettrica e del costo del petrolio, e si basa sulla valutazione dell andamento di alcuni elementi economici in un periodo di sei mesi precedenti e viene aggiornato se gli scostamenti di tali parametri rispetto ai valori precedenti risultano superiori al 3%), è abrogato quale elemento con valenza tariffaria per il mercato vincolato, con la delibera n.300/05. L Autorità, per l anno 2006, pubblica e aggiorna con le stesse modalità di calcolo il VCt; per il primo trimestre 2006 il suo valore è pari a 6,090 c /kwh 14 di 57
15 MERCATO VINCOLATO L Autorità, con la delibera n. 61/06, ha fissato le tariffe per il mercato vincolato ed altri parametri di riferimento, per il trimestre aprile-giugno ELEMENTI TARIFFARI - UTENZE IN MEDIA TENSIONE 1 trimestre trimestre 2006 delibera di riferimento del.n.299/05 del.n.61/06 fasce del.n.292/05 del.n.292/05 Ct 6,089 6,380 c /kwh TOTALE parti A TOTALE comp. UC 1,24 1,27 c /kwh 340,89 340,89 c /mese 0,23 0,23 c /kwh 1348, ,24 c /mese componente MCT 0,02 0,01 c /kwh CCA (monoraria) 8,23 9,10 c /kwh CCA1 # 12,76 c /kwh CCA2 11,11 11,11 c /kwh CCA3 9,18 9,69 c /kwh CCA4 5,76 5,68 c /kwh 15 di 57
16 MERCATO VINCOLATO ELEMENTI TARIFFARI - UTENZE IN ALTA TENSIONE 1 trimestre trimestre 2006 delibera di riferimento del.n.299/05 del.n.61/06 fasce del.n.292/05 del.n.292/05 Ct 6,089 6,380 c /kwh TOTALE parti A TOTALE comp. UC 1,16 1,19 c /kwh 421,82 421,82 c /mese 0,21 0,21 c /kwh 0 0,00 c /mese componente MCT 0,02 0,01 c /kwh CCA (monoraria) 7,29 8,00 c /kwh CCA1 # 12,50 c /kwh CCA2 10,89 10,88 c /kwh CCA3 9 9,49 c /kwh CCA4 5,65 5,56 c /kwh 16 di 57
17 MERCATO VINCOLATO Il costo dell energia (tariffe del trimestre aprile-giugno 2006) Clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, per utenze in media tensione. CCA (monoraria) c /kwh 9,10 PC c /kwh 8,49 OD c /kwh 0,45 VE c /kwh 0,00 CD c /kwh 0,04 INT c /kwh 0,12 DP c /kwh 0,00 CCA = 9,10 c /kwh COV = 61,6217 /anno (5,14 /mese) UC 1 e UC 5 = 0,15 e 0,04 c /kwh. 17 di 57
18 MERCATO VINCOLATO Il costo dell energia (tariffe del trimestre aprile-giugno 2006) Clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, per utenze in media tensione (valori in c /kwh). CCA1 c /kwh 12,76 PC1 c /kwh 12,19 OD1 c /kwh 0,41 VE c /kwh 0 CD c /kwh 0,04 INT c /kwh 0,12 DP c /kwh 0 CCA2 c /kwh 11,11 PC2 c /kwh 10,54 OD2 c /kwh 0,41 VE c /kwh 0 CD c /kwh 0,04 INT c /kwh 0,12 DP c /kwh 0 CCA3 c /kwh 9,69 PC3 c /kwh 9,12 OD3 c /kwh 0,41 VE c /kwh 0 CD c /kwh 0,04 INT c /kwh 0,12 DP c /kwh 0 CCA4 c /kwh 5,68 PC4 c /kwh 5,11 OD4 c /kwh 0,41 VE c /kwh 0 CD c /kwh 0,04 INT c /kwh 0,12 DP c /kwh 0 18 di 57
19 MERCATO VINCOLATO Il costo dell energia (tariffe del trimestre aprile-giugno 2006) CCA1 12,76 c /kwh CCA2 11,11 c /kwh CCA3 9,69 c /kwh CCA4 5,68 c /kwh COV = 61,6217 /anno UC 1 e UC 5 = 0,15 e 0,04 c /kwh. 19 di 57
20 MERCATO VINCOLATO MERCATO LIBERO Imposte Sull energia consumata si applicano le imposte erariali e addizionali Le imposte erariali sono stabilite dal D.Lgs. n.504/95 e successive modifiche e integrazioni. Sono fissate in 0,31 c /kwh. Le utenze industriali che in un mese consumano più di kwh godono dell esenzione per le imposte erariali, per quel mese. Le imposte addizionali sono pari a 0,93 c /kwh. La Provincia può, in sede di formazione del bilancio di previsione aumentarle sino a 1,136 c /kwh. Le imposte addizionali si applicano ai primi kwh/mese. 20 di 57
21 MERCATO LIBERO La struttura dei prezzi per il mercato libero La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti: costo per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura maggiorazioni (parti A) componenti UC 3, UC 4, UC 6 e MCT costo per il servizio di dispacciamento costo dell energia comprese le perdite costo per imposte erariali e addizionali 21 di 57
22 MERCATO LIBERO Costo per il servizio di dispacciamento Il servizio per dispacciamento sul mercato libero è stabilito dalla delibera n.168/03, secondo gli articoli dal 29 al 52. Il servizio di dispacciamento prevede la determinazione di corrispettivi di dispacciamento, a carico o a favore dell utente del dispacciamento. Alcuni corrispettivi sono valutati per ogni singola ora (sbilanciamento, non arbitraggio e utilizzo capacità di trasporto), altri calcolati come corrispettivi unitari, applicati su base mensile all energia immessa o prelevata. I corrispettivi previsti dalla disciplina dei servizi di dispacciamento per il mercato libero trovano corrispondenti elementi tariffari per il mercato vincolato denominati OD, DP, INT, CD, UC5, stabiliti dall Autorità. 22 di 57
23 MERCATO LIBERO corrispettivi orari corrispettivi calcolati su base mensile Corrispettivo di sbilanciamento Corrispettivo di non arbitraggio (solo se il dispacciamento di merito economico prevede la separazione operativa della rete in zone, per quell ora) Corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (solo se il dispacciamento di merito economico prevede la separazione operativa della rete in zone, per quell ora) Corrispettivo per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti (corrisponde a UC5 del mercato vincolato) Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva (corrisponde a CD del mercato vincolato) Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico (corrisponde a INT del mercato vincolato) Corrispettivo a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 (corrisponde a DP del mercato vincolato)
24 MERCATO LIBERO Il costo per l energia sul mercato libero Il costo per l energia sul mercato libero è determinato attraverso contratti commerciali tra venditore e acquirente che possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti. Trattandosi di contratti commerciali, possono contenere clausole secondo le quali gli oneri per bilanciamento, riserva e scambio (e perdite) sono comprese nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente, nelle fatture di fornitura. Possono contenere sconti per regolarità dei pagamenti, per anzianità contrattuale ed altro. 24 di 57
25 MERCATO LIBERO Elementi di riferimento per forniture sul mercato libero Sconto percentuale su CCA: il fornitore espone in fattura i costi relativi ad una equivalente fornitura sul mercato vincolato ed applica, alla sola componente CCA (o altro elemento tariffario, quale ad esempio PC), uno sconto percentuale Bonus specifico: il fornitore espone in fattura i costi relativi ad una equivalente fornitura sul mercato vincolato e sottrae una somma ottenuta applicando un bonus specifico, espresso in c /kwh, ai volumi oggetto della fattura. Fornitura: contrattualmente si stabiliscono i corrispettivi per la fornitura di energia (costo dell energia), espressi in c /kwh, e le relative modalità di aggiornamento periodiche (panieri di combustibili o tariffe del mercato vincolato). 25 di 57
26 MERCATO LIBERO In tutti i casi fattura vengono esposte le voci relative a trasporto, dispacciamento, maggiorazioni. Alcuni elementi sono identici per il mercato libero e per il vincolato; contrattualmente è da specificare se gli altri elementi sono quelli dovuti dalle utenze del mercato libero o del mercato vincolato (si pensi agli oneri per dispacciamento oppure alla componente UC 1, dovuta quest ultima dalle sole utenze del mercato vincolato) Gli elementi di aggiornamento dei prezzi e degli eventuali bonus ed i periodi di applicazione sono determinanti nella comparazione dei costi per le forniture Molti contratti di fornitura sono stati indicizzati con il parametro Ct, abrogato con decorrenza 1 gennaio L Autorità pubblica, sino alla fine del 2006, l elemento VCt che sostituisce fedelmente ai fini commerciali il Ct 26 di 57
27 Indicizzazioni (1/2) I costi dell energia del mercato vincolato (PC) risultano sempre più influenzati da elementi di mitigazione dei reali costi di generazione. Sulla base di tali considerazioni, il mercato vincolato non rappresenta un vero benchmark, ne tanto meno un riferimento a cui ancorare i prezzi (ad esclusione di soggetti obbligati a tale scelta). Con l abrogazione del parametro Ct (del. AEEG 300/05) si è aperto il problema legato all indicizzazione dei prezzi dell energia elettrica. Per l anno 2006 viene ancora pubblicato dall AEEG il valore di VCt calcolato con le stesse modalità utilizzate per il Ct. Tale pubblicazione è stata necessaria al fine di dare univocità ad un parametro formalmente abrogato ma utilizzato, per il 2006, dalla maggior parte dei contratti stipulati sul mercato libero. 27 di 57
28 Indicizzazioni (2/2) Per il 2007 il problema dell indicizzazione assume una valenza importante. Verosimilmente qualche contratto verrà stipulato utilizzando ancora il Ct esplicitando la formula di calcolo (alcuni fornitori hanno già esplicitato nel contratto 2006 la formula di calcolo del Ct). Il Ct, così come qualsiasi altro parametro di indicizzazione non rispecchia realmente i costi di generazione e di conseguenza i prezzi dell energia, pertanto ogni operatore tenderà a costruire/adottare il parametro con la migliore correlazione con i costi reali. Si omette di riportare la formula di calcolo del Ct data la sua complessità e la facile reperibilità sul sito AEEG. 28 di 57
29 Formule di indicizzazione (1/2) CSE srl - Pavia - Roma Nel seguito vengono riportati criteri di indicizzazione dei prezzi alternativi al Ct adottati da alcuni trader nel corso del : A) I t = 0,5 x (0,09517xLSFO t + 0,07024xBRENT t + 0,05216xCOAL t ) x c t [ /MWh] Dove LSFO t = media trimestrale high 1% Low Sulphur Fuel Oil NWE Fob cargo (Platt s) BRENT t = media trimestrale BRENT future prima scadenza (costante 7,551) (IPE) COAL t = media trimestrale COAL TFS API#2 (TFS Weekly Price Update) c t = media trimestrale cambio /$ (UIC) B) e cambio mese prelievo PE = 0,077 x LSFO m + 0,054 x GO m [ /MWh] Dove LSFO m = media mensile high 1% Low Sulphur Fuel Oil NWE Fob cargo (Platt s) GO m = media mensile gasolio future prima scadenza (IPE) 29 di 57
30 Formule di indicizzazione (2/2) C) I t = 29,74 x (0,00298xBTZ m + 0,01235xBRENT m + 0,00111xSTZ t ) [ /MWh] Dove BTZ m = media mensile 1% Fuel Oil Cargoes CIF NWE Basis ARA (Platt s) [ /t] BRENT m = media mensile BRENT Dated (Platt s) [ /barile] STZ m = media mensile STZ New York Fuel Oil No6 0.3% LP Cargoes (Platt s) [ /barile] il cambio /$ utilizzato è pari alla media mensile /$ (BCE) disponibili da UIC 30 di 57
31 Il mercato libero e il mercato vincolato sono resi differenti principalmente dai costi dell'energia e dagli oneri per servizio di dispacciamento. CONFRONTO TRA UTENZA SUL MERCATO LIBERO O SUL MERCATO VINCOLATO utenza del mercato utenza del mercato libero vincolato note costo per il servizio di trasporto comprese UC sul traporto si si medesimo costo costo per componenti COV no si costo diverso maggiorazioni sulla disribuzione si si medesimo costo costi per servizi di dispacciamento si (compreso in CCA) costo diverso costi connessi con le perdite si (compreso in CCA) costo diverso componenti UC 1 no si costo diverso componenti UC 4 si si costo diverso (comprese in componenti UC 5 dispacciamento) si costo diverso costo per l energia contrattato CCA costo diverso costo per imposte erariali e addizionali si si medesimo costo 31 di 57
32 A titolo esemplificativo si rappresenta uno scenario di confronto tra fornitura sul mercato libero e sul mercato vincolato per una utenza alimentata in media tensione. mercato vincolato mercato libero costo trasporto 11,00 11,00 /MWh costo COV 0,020 - /MWh costo parti A 12,70 12,70 /MWh costo UC 3 0,20 0,20 /MWh costo UC 6 0,03 0,03 /MWh costo UC 1 1,50 - /MWh costo UC 4 0,20 0,20 /MWh costo UC 5 0,40 0,40 /MWh costo per MCT 0,10 0,10 /MWh costo dispacciamento - 4,00 /MWh costo perdite - 4,34 /MWh costo energia 100,00 85,00 /MWh TOTALE 126,15 117,97 /MWh 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 - mercato vincolato mercato libero costo energia costo perdite costo dispacciamento costo per MCT costo UC5 costo UC4 costo UC1 costo UC6 costo UC3 costo parti A costo COV costo trasporto 32 di 57
33 Prezzi medi delle energia elettrica per utenze sul mercato libero Utenze alimentate in BT 0,01 0,1 GWh/anno 14,5 12,0 c /kwh Utenze alimentate in MT 0,1 1 GWh/anno 13,5 12,5 c /kwh 1 9 GWh/anno 13,0 11,0 c /kwh 9 20 GWh/anno 11,5 10,5 c /kwh GWh/anno 10,5 10,0 c /kwh Utenze alimentate in AT GWh/anno 9,0 9,5 c /kwh oltre 100 GWh/anno fino a 8,0 c /kwh Valori medi annui 2006 con ipotesi di costo 2 trimestre di 57
34 I MECCANISMI DELLA BORSA ELETTRICA
35 La gestione economica del mercato elettrico è affidata ad un gestore del mercato. In data 27 giugno 2000 il GRTN ha costituito la Società Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) Il MAP ha pubblicato il decreto 19 dicembre 2003: Approvazione del testo integrato della Disciplina del mercato elettrico. Assunzione di responsabilità del Gestore del mercato elettrico S.p.a. relativamente al mercato elettrico. Il servizio di dispacciamento nella borsa elettrica, dal 1 gennaio 2005, è regolato dalla delibera dell Autorità n.168/03, successivamente modificata e integrata. 35 di 57
36 Il sistema prevede un meccanismo organizzato di offerte di vendita e di acquisto di energia elettrica, basato su un mercato o borsa dell energia elettrica un mercato o borsa dei servizi di dispacciamento Gli operatori vendono e acquistano energia elettrica nel mercato dell energia elettrica, oppure tramite contratti fisici bilaterali. La scelta delle modalità di vendita e di acquisto è lasciata al singolo operatore, in funzione delle convenienze relative. 36 di 57
37 Articolazione e struttura del Mercato elettrico MERCATO DELL ENERGIA Mercato del giorno prima Mercato di aggiustamento MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO per la risoluzione delle congestioni per la riserva per il bilanciamento 37 di 57
38 Soggetti e funzioni nel mercato elettrico mercati dell'energia ACQUISTA consumatore produttore mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) GRTN mercato del giorno prima (MGP) mercato di aggiustamento (MA) risoluzione delle congestioni riserva bilanciamento VENDE produttore produttore produttore e consumatore abilitati 38 di 57
39 MERCATO DELL ENERGIA I mercati dell energia prevedono, per ciascuna delle 24 ore, la presentazione di offerte composte da coppie quantità (MWh) - prezzo ( /MWh) Offerte di vendita Offerte di acquisto 39 di 57
40 Determinazione del prezzo di equilibrio curva della domanda curva dell'offerta 100,00 75,00 punto di equilibrio /MWh 50,00 25, GWh Elaborazione da fonte GME-GRTN 40 di 57
41 Separazione del mercato in zone Il mercato elettrico è unico sul territorio nazionale Il territorio nazionale è diviso in un numero limitato di zone geografiche al solo fine di risoluzione efficiente delle congestioni Per ogni ora, se, sulla base del programma orario nazionale preliminare di immissione e prelievo, l'entità di almeno un transito di energia tra zone limitrofe è superioreal limite ammissibile si procede alla separazione del mercato in due o più zone. La separazione del mercato in zone e di selezione delle offerte in ogni zona si conclude quando tutti i transiti di energia sono minori o uguali ai valori ammessi e quando in ogni zona è garantito l'equilibrio complessivo tra domanda e offerta. Il prezzo della zona che importa sarà maggiore del prezzo della zona che esporta 41 di 57
42 Zone geografiche con vincoli di trasmissione 42 di 57
43 Zone e vincoli di trasmissione da a ora 1 ora 2 ora 3 ora 4 ora 5 ora 6 ora 7 ora 8 ora 9 ora 10 ora 11 ora 12 nord centro nord da nord a centro nord ora 13 ora 14 ora 15 ora 16 ora 17 ora 18 ora 19 ora 20 ora 21 ora 22 ora 23 ora esempio relativo al 19 gennaio 2006, dati espressi in MW 43 di 57
44 Gli impianti di produzione con potenza oltre 10 MVA devono offrire nel mercato dell energia elettrica la propria capacità produttiva non impegnata in contratti fisici bilaterali. I titolari di contratti bilaterali devono comunicare al GRTN i programmi di immissione e di prelievo prima delle sessioni di borsa. Ai produttori è riconosciuto il prezzo della zona di rete in cui è localizzata l unità di produzione. Chi compra in borsa, indipendentemente dalla zona ove sono localizzati i punti di prelievo, pagano un prezzo medio nazionale determinato come media dei prezzi zonali, ponderata sulla base dei consumi (PUN). 44 di 57
45 Prezzi zonali in borsa: zona A: 50 /MWh zona B:60 /MWh ipotesi uguali quantità di energia nelle due zone Prezzo unico nazionale (PUN): 55 /MWh 50 /MWh 50 /MWh in zona A si compra a 55 /MWh in zona A si vende a 50 /MWh 60 /MWh 60 /MWh in zona B si compra a 55 /MWh in zona B si vende a 60 /MWh 45 di 57
46 Zone, PUN e prezzi zonali ora 19 gennaio 2006 valori in /MWh Prezzo prezzo in centro Unico assenza di nord nord Nazionale separazione centro sud sud sicilia sardegna calabria 1 42,60 42,57 42,78 42,78 42,78 42,78 40,25 42,78 40, ,40 40,50 42,56 42,56 42,56 42,56 40,25 42,56 40, ,51 35,50 37,64 37,64 37,64 37,64 35,25 38,28 35, ,75 36,00 37,91 37,91 37,91 37,91 35,25 38,26 35, ,61 35,50 37,75 37,75 37,75 37,75 35,25 38,23 35, ,41 39,50 41,56 41,56 41,56 41,56 39,25 41,56 39, ,47 49,63 49,75 49,75 49,75 49,75 45,50 49,75 45, ,29 80,56 80,56 80,56 80,56 80,56 76,50 80,56 76, ,20 99,16 99,20 99,20 99,20 99,20 99,16 99,20 99, ,71 119,71 119,71 119,71 119,71 119,71 119,71 119,71 119, ,78 121,71 121,78 121,78 121,78 121,78 121,78 121,78 121, ,63 119,63 119,63 119,63 119,63 119,63 119,63 119,63 119, ,57 91,57 91,57 91,57 91,57 91,57 91,57 91,57 91, ,71 91,20 87,50 87,50 87,50 87,50 91,20 87,50 87, ,75 94,79 94,79 94,79 94,79 94,79 94,20 94,79 94, ,77 92,79 92,79 92,79 92,79 92,79 92,50 92,79 92, ,65 98,61 98,65 98,65 98,65 98,65 98,65 98,65 98, ,00 129,76 129,68 129,68 129,68 129,68 135,00 129,68 129, ,79 131,79 131,79 131,79 131,79 131,79 131,81 131,79 131, ,14 94,79 94,79 94,79 94,79 94,79 100,17 94,79 94, ,80 80,79 80,79 80,79 80,79 80,79 80,95 80,79 80, ,63 73,65 73,63 73,63 73,63 73,63 73,65 73,63 73, ,77 49,79 49,79 49,79 49,79 49,79 50,27 49,79 45, ,66 49,79 50,00 50,00 50,00 50,00 45,50 50,00 45,50 46 di 57
47 Zone, PUN, prezzi zonali Determinazione del corrispettivo per l assegnazione della capacità di trasporto interzonale. Impianto di produzione in zona nord il giorno 19 gennaio 2006 Prezzo ora Unico Nazionale 1 42, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,66 nord 42,78 42,56 37,64 37,91 37,75 41,56 49,75 80,56 99,20 119,71 121,78 119,63 91,57 87,50 94,79 92,79 98,65 129,68 131,79 94,79 80,79 73,63 49,79 50,00 CCT -0,18-0,16-0,13-0,16-0,14-0,15-0,28-0,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21-0,04-0,02 0,00 0,32 0,00 0,35 0,01 0,00-0,02-0,34 47 di 57
48 PAB Per il 2006 le unità di consumo non possono presentare offerte nel mercato di aggiustamento Al fine di consentire comunque un certo aggiustamento per i punti di dispacciamento in prelievo è prevista la cosiddetta PAB, piattaforma per la comunicazione di scambi bilaterali tra unità di consumo, sulla quale è possibile la variazione dei programmi preliminari cumulati di prelievo. La variazione dei programmi può avvenire esclusivamente in seguito ad uno scambio bilaterale della stessa quantità di energia elettrica tra unità di consumo appartenenti alla stessa zona geografica. Alla chiusura del termine per la comunicazione degli scambi bilaterali di energia, GME determina per ciascuna unità di consumo il rispettivo programma finale di prelievo, valido ai fini del calcolo degli sbilanciamenti, che viene comunicato ai relativi utenti del dispacciamento e a Terna. La comunicazione di uno scambio bilaterale di energia non determina alcuna partita economica tra l operatore ed il Gestore del mercato elettrico. 48 di 57
49 MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO CSE srl - Pavia - Roma Il mercato del servizio di dispacciamento comprende anche l erogazione del servizio di bilanciamento (che include lo scambio). Tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo sottoscrivono, direttamente o tramite un mandatario (oltre al contratto di trasmissione o distribuzione), un contratto di dispacciamento che: disciplina i corrispettivi a copertura dei costi sostenuti dal GRTN nell attività di dispacciamento, compresi i costi per l approvvigionamento delle risorse per i servizi di riserva e di bilanciamento, e le modalità di liquidazione delle relative partite economiche disciplina le fideiussioni che gli utenti del mercato del servizio di dispacciamento devono prestare al Gestore della rete per la copertura del rischio di controparte. I titolari dei punti di immissione e di prelievo eventualmente non dotati di misuratori orari vengono trattati in modo convenzionale mediante il meccanismo previsto dalla delibera dell Autorità n.118/03 (load profiling). 49 di 57
50 Costo per il servizio di dispacciamento Il servizio per dispacciamento sul mercato libero è stabilito dalla delibera n.168/03, secondo gli articoli dal 29 al 52. Il servizio di dispacciamento prevede la determinazione di corrispettivi di dispacciamento, a carico o a favore dell utente del dispacciamento. Alcuni corrispettivi sono valutati per ogni singola ora (sbilanciamento, non arbitraggio e utilizzo capacità di trasporto), altri calcolati come corrispettivi unitari, applicati su base mensile all energia immessa o prelevata. 50 di 57
51 corrispettivi orari corrispettivi calcolati su base mensile Corrispettivo di sbilanciamento Corrispettivo di non arbitraggio (solo se il dispacciamento di merito economico prevede la separazione operativa della rete in zone, per quell ora) Corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (solo se il dispacciamento di merito economico prevede la separazione operativa della rete in zone, per quell ora) Corrispettivo per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico Corrispettivo a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001
52 ONERI APPLICABIILI AI CONTRATTI DI DISPACCIAMENTO IN PRELIEVO PER L'ANNO 2006 Articolo 29 Corrispettivi di dispacciamento Articolo 32 Corrispettivi di sbilanciamento Articolo 33 Corrispettivo di non arbitraggio Articolo 35 Corrispettivi per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto Articolo 36 Corrispettivi per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Articolo 37 Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Articolo 37.1 Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di TERNA spa Articolo 37.2 Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti Articolo 37.3 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva Articolo 46 Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure Articolo 52.5 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico Articolo 52.6 Corrispettivo a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 Elenca i corrispettivi di dispacciamento si applica sullo sbilanciamento tra programmi e dati effettivi, con la tolleranza del +-7% si applica allo sbilanciamento sono oneri afferenti al Sono oneri che dipendono dalla contratto di compravendita, collocazione zonale dei punti di al quale afferiscono contratti di immissione (anche le frontiere sono punti dispacciamento in immissione e di immissione). Possono essere positivi o contratti di dispacciamento in negativi. Sono denominati CCT. Possono prelievo. Si riferiscono agli essere coperti con i CCC (forma operatori cedenti. assicurativa) a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite applicabile agli utenti del dispacciamento, a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite TERNA spa si approvvigiona di "quello che serve" per il dispacciamento; calcola quanto è entrato e quello che resta lo divide tra tutti i consumi. Questo corrispettivo comprende quindi, ad esempio, spalmati su tutti i consumatori, gli oneri di sbila pari a 0,01 c /kwh equivale all'elemento UC5 applicato al mercato vincolato equivale all'elemento CD applicato al mercato vincolato pari a 6,51 /mese equivale all'elemento INT applicato al mercato vincolato equivale all'elemento DP applicato al mercato vincolato
53 ANDAMENTO DELLA BORSA ELETTRICA CSE srl - Pavia - Roma
54 PICCO: dalle 8 alle 20 dei giorni da lunedì a venerdì FUORI PICCO: tutte le ore del sabato, della domenica e dei festivi infrasettimanali, e le ore comprese tra le 20 e le 8 dei giorni lavorativi 54 di 57
55 55 di 57
56 56 di 57
57 Dispensa CSE - Edizione fuori commercio Giugno 2006 Copyright CSE CSE srl - Pavia - Roma

References: articolo 11
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 Articolo 29
 Articolo 32
 Articolo 33
 Articolo 35
 Articolo 36
 Articolo 37
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 Articolo 46
 Articolo 52
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