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

Agenda

• Perché un prezzo negativo?

• Prezzi negativi nel mercato elettrico italiano

• Gestione delle rinnovabili e priorità di dispacciamento

• Rischi e opportunità per gli operatori

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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

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

-101.09 -21.55 4.97 18.23

totz StQPCs ** min

Costo di esercizio a

prezzo negativo

Costo di

spegnimento e

riaccensione

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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

€/MWh

Un prezzo negativo permette di valorizzare la flessibilità del parco, spingendo ad investire in tecnologie più flessibili

Nelle ore di basso carico la domanda può incrociare una di queste offerte e determinare un prezzo negativo

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Perché un prezzo negativo?

• Introdotti in Germania nel 2007 (prima su MI poi su MGP)

• A seguire Francia (2010), Austria e Svizzera (2012 – 2014)

N° P min N° P min N° P min

2008 15 -101.52 - - - -

2009 71 -500 - - - -

2010 12 -20.45 - - - -

2011 15 -36.82 - - - -

2012 56 -221.99 10 -50.06 - -

2013 64 -100.03 15 -200 - -

2014 30 -65.03 4 -2.12 12 -15

Germania Francia Svizzera

Il fenomeno si concentra nelle ore di basso carico o forte produzione FV Frequenza piuttosto limitata e valori molto spesso prossimi allo zero

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Figura 8. Frequenza dei prezzi negativi per intervallo di prezzo sul mercato day-ahead

tedesco/austriaco di EPEX Spot (n.)

* 1 gennaio 2008 - 31 maggio 2014

Fonte: EPEX Spot

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)

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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

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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

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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. 30.7 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

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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 sovra-

incentivazione

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

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Rischi e opportunità per gli operatori

• 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

• 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

Termoelettrico

Opportunità Rischi

• 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

• Possibili vantaggi su MI per aggiustare

il programma prima del tempo reale

(specie per le non programmabili)

FER

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Rischi e opportunità per i consumatori

• 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

• Possibili introiti per l’energia

acquistata nelle ore con prezzo

marginale negativo

Ingrosso

Opportunità Rischi

• 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

• Possibile riduzione del prezzo di

acquisto dell’energia

Finali

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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

• 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

Anno PUN NORD CNOR CSUD SUD SICI SARD

2011 0 0 0 0 0 0 0

2012 0 0 0 0 8 34 69

2013 2 4 20 48 89 91 48

Gen-Ott 2014 0 0 61 71 139 130 71

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GRAZIE PER L’ATTENZIONE

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Stefano Rossi

stefano.rossi@rse-web.it