SEZIONE 1 - · SEZIONE 1 DATI DI SINTESI Il 31 marzo 2004 ha avuto inizio l’attivi-tà di contrattazione dell’energia sulla borsa elettrica. Per tutto il 2004 il mer-

SEZIONE

1DATI DI SINTESI

Il 31 marzo 2004 ha avuto inizio l’attivi-tà di contrattazione dell’energia sullaborsa elettrica. Per tutto il 2004 il mer-cato ha funzionato come un “mercatodell’offerta” nel quale solo i produt-tori erano ammessi alle contrattazioni,la domanda era espressa dal GRTNper conto dei clienti vincolati, mentrei clienti liberi potevano acquistareenergia solo sottoscrivendo contrattibilaterali.

Partecipazione e valore degli scambi su MGPIl numero degli operatori iscritti al mercato è aumentato lentamente nel corso dei mesi passan-do dai 33 di aprile ai 39 di novembre, per poi arrivare rapidamente a 73 a dicembre in previsio-ne dell’avvio della partecipazione attiva della domanda sulla borsa dal primo gennaio 2005. Percontro gli operatori che hanno presentato almeno un’offerta sul mercato elettrico sono risultatistabili nel corso dell’anno attorno ai 19.

Ogni ora sono state presentate in media oltre 660 offerte, complessivamente riferite a circa 430unità di produzione (Figura 1).

Il valore complessivo delle transazioni su MGP, definito come valore delle vendite, nel 2004 èstato pari a 4,2 miliardi Euro, superando nei mesi di giugno e luglio i 500 milioni di Euro mensili(Figura 2).

borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 200410

Figura 2: Andamento del valore delle vendite sul mercato

Figura 1: Operatori

Domanda e offerta su MGPSu MGP sono stati complessivamente scambiati 67 TWh, su un totale di 232 TWh complessiva-mente trattati a livello nazionale (figura 3).

Nei primi tre mesi di contrattazione gli acquisti a programma sono sempre stati inferiori ai 25.2TWh, mentre negli ultimi quattro mesi sono stati sempre superiori ai 26.2 TWh. Il livello massimosi è registrato nel mese di luglio (28.3 TWh), quello minimo nel mese di agosto (23.4 TWh). Il piccodi domanda si è registrato martedì 14 dicembre alle ore 18 con 50.853 MWh. I consumi hannocomplessivamente superato soglia 50.000 MWh solo in altre due ore, giovedì 16 dicembre alle18 e venerdì 23 luglio alle 11.Nei 9 mesi di contrattazione del 2004 in borsa è stato venduto circa il 29% dell’energia scambia-ta nel sistema: per effetto del regime regolatorio vigente nel 2004, infatti, l’energia importata dal-l’estero, nonché quella prodotta da unità CIP6 e l’energia destinata ai clienti idonei, poteva esse-re acquistata solo tramite contratti bilaterali (figura 4). L’energia acquistata in borsa è costituitaper il 3% dai consumi degli impianti di pompaggio, per lo 0.2% dagli acquisti esteri, mentre ilrestante 26% è costituito dalla cosiddetta “energia di scambio”, ovvero dall’energia acquistatadal GRTN sia per soddisfare gli acquisti dei clienti vincolati sia per compensare le differenze traquantità vendute a programma dai titolari di contratti bilaterali e quantità effettivamente consu-mata dai relativi clienti.

borsa elettrica italiana - Rapporto annuale 2004 11

Figura 3: Andamento delle quantità totali

Figura 4: Offerta di energia per provenienza commerciale

Domanda ed offerta sono distribuite sul territorio in maniera asimmetrica, sia in termini di volumiche 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 chedi 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 didomanda (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 alnetto delle esportazioni, viene soddisfatto dalle importazioni.

Le isole, che sono le meno rilevanti in termini di volumi, sono sostanzialmente autosufficien-ti in termini di energia: la Sicilia e la Calabria con il polo di Priolo pesano per circa il 7%, laSardegna per il 4%.


Figura 5: Domanda di energia per zona

Figura 6: Offerta di energia per zona

Liquidità su MGPLa liquidità media di MGP si è attestata al 29%, registrando il valore minimo mensile di 26% anovembre ed il massimo di 32% ad agosto (figura 7).

Analizzando la serie delle medie orarie mensili per giorni lavorativi e festivi (figura 8) si osservache, nelle 24 ore di ciascun mese la liquidità tende ad aumentare al crescere dei consumi carat-terizzando la borsa elettrica come un mercato “per la modulazione” in cui viene acquistata largaparte dell’energia necessaria a soddisfare incrementi di consumi rispetto alla quota relativamen-te stabile oggetto di contratti bilaterali che i clienti idonei sottoscrivono prevalentemente ad ini-zio anno.


Figura 7: Andamento della liquidità media mensile del MGP

Figura 8: Andamento della liquidità media oraria mensile del MGP

Come i consumi, anche la liquidità è fortemente differenziata per zona, con valori che vanno daun minimo del 15% registrato al Centro Nord ad un massimo del 78% nel polo di Rossano (figu-ra 9).1

In generale si osserva che:

tra le zone geografiche, il nord e le isole esibiscono una liquidità mediamente inferiore aquella delle zone meridionali. Questo dato risente certamente del prezzo mediamente piùalto prevalente nelle zone meridionali (vedi il paragrafo “prezzi di vendita”);

una relazione analoga vige tra i poli di produzione limitata afferenti le diverse zone geo-grafiche, 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 bilateralidell’energia importata.

Prezzi di acquisto su MGPIl prezzo medio di acquisto (PUN), unico su tutto il territorio nazionale e determinato come mediadei prezzi di vendita zonali ponderata per i relativi consumi, è stato pari a 56.18 €/MWh (figura 10).I prezzi mediamente più alti sono stati registrati nei mesi di giugno, luglio e – in misura minore – set-tembre, 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% rispet-to a luglio, sebbene in luglio i consumi medi mensili siano stati più alti dell’8.6% rispetto agiugno;

dopo l’impennata di giugno, il prezzo medio ha seguito un trend calante interrotto solo dallieve incremento dei mesi di settembre - in ripresa dopo il calo particolarmente pronuncia-to di agosto - e di dicembre.

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 unasostanziale stabilità del livello minimo del PUN, che oscilla attorno ai 30 €/MWh per tuttol’anno con isolati e sporadici picchi verso il basso, il livello dei prezzi massimi passa dai 70€/MWh di aprile e maggio ai 120-140 €/MWh in giugno e luglio, arrivando fino ai 160-180€/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 didomenica 23 maggio, mentre quello più alto, pari a 189.19€/MWh, è stato raggiunto alle 15di giovedì 22 luglio.

Nonostante i picchi di prezzo orari più alti si siano verificati nei mesi invernali, i picchi dei prez-zi medi giornalieri si sono verificati nei mesi estivi, il che spiega la crescita dei prezzi a giugnoe 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’ingrossodefinito dall’AEEG si osserva che, nei nove mesi di contrattazione, il primo è stato sostanzialmenteallineato al secondo, con uno scarto minimo di 0.18 €/MWh (+0.3%). In particolare i maggiori prez-zi registrati in borsa rispetto al prezzo amministrato nei mesi di aprile ed agosto – caratterizzati dabassi consumi – sono stati recuperati soprattutto nei mesi di maggio e novembre (tabella 1). Il con-fronto tra l’andamento orario del prezzo di borsa e del prezzo amministrato evidenzia una tenden-za al ribasso del primo nelle ore di basso carico, compensato nelle ore di picco da una oppostatendenza al rialzo (figura 12).


Figura 10: Andamento dei prezzi di acquisto medi mensili su MGP


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

Prezzi di vendita sul MGPIl PUN riflette prezzi medi di vendita differenti tra zone. L’analisi dei prezzi medi annuali eviden-zia che il Nord è stata la zona con prezzi mediamente inferiori (53,37 €/MWh), mentre le zoneSud, 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 maggiorparte dei mesi (con la parziale eccezione dei mesi di giugno, settembre, ottobre e dicembre, incui comunque è stata la seconda zona migliore) e che alla generale correlazione con il livello deiconsumi 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

L’analisi dei dati in tabella 2 – che riporta per ogni zona le 30 ore in cui si sono registrati i prezzipiù alti - conferma che il fenomeno dei picchi di prezzo interessa poche ore ed ha un effetto limi-tato 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 piùalti 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 lasoglia di 200 €/MWh, fermandosi a 190.61 €/MWh al Nord e a 197,25 €/MWh nelle restan-ti zone. Infine in Sardegna i picchi di prezzo non hanno superato la soglia di 176.20 €/MWh.

Coerentemente con le attese, i picchi di prezzi risultano concentrati soprattutto nelle ore dipicco, (17-18 al Nord e in Sardegna, 10-12 e 17-18 al Centro Nord, Centro Sud e Sud, 20-22 inCalabria e Sicilia). Fanno eccezione Calabria e Sicilia, dove il 60% dei picchi si verifica neifine 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 tuttimesi caratterizzati da prezzi medi inferiori alla media annua. Solo nelle altre zone del con-tinente il 50% dei picchi si è verificato nel mese di giugno, la restante metà concentrando-si comunque nel mese di dicembre. L’effetto congiunto è che anche i primi 30 valori delPUN si concentrano prevalentemente nel mese di dicembre.


Tabella 2: Data e ora dei 30 prezzi più alti nel 2004


Più rilevante il fenomeno delle ore a prezzo 0 (tabelle 3-4), che si verifica quando la domanda inuna zona è stata inferiore alla somma dell’offerta fuori borsa (bilaterali + estero + cip6) e dell’of-ferta in borsa che cerca la garanzia di vendere2. A conferma di ciò si osserva che il fenomeno siè verificato in maniera più marcata:

nelle zone con più bassa liquidità (il Nord raccoglie il 29% delle ore a prezzo 0 e il CentroNord 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 zero3

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 altrequantità, coperte da contratti alle differenze, nonché quelle cedute tramite bilaterali, contratto cip6 o contratto di importazione, hanno unprezzo 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 mag-gio, pur avendo prezzi zonali nulli nelle altre zone, il PUN non sia sceso a zero.

Configurazioni zonali sul MGPNel 2004 l’Italia è stata un’unica zona di mercato per 204 ore (3% del totale). Nelle restanti ore, il mer-cato si è articolato mediamente in un numero di zone variabile da 3 a 4, toccando il minimo nume-ro 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 continen-te - spesso suddiviso tra zona Centro-Settentrionale e zona Centro-Meridionale– la Sicilia e laSardegna.

La differenza tra il valore degli acquisti e il valore delle vendite sul MGP ha dato luogo ad una ren-dita da congestione raccolta dal GRTN, che nel 2004 è stata complessivamente pari a 113 milioni diEuro, registrando i valori più alti nei mesi di giugno e luglio, periodo nel quale la crescita dei con-sumi e dei prezzi ha fatto aumentare la frequenza ed il valore delle congestioni (figura 15).


Figura 15: Andamento della rendita da congestione

Figura 16: Flussi (TWh annui)

milioni di €

Andamento delle contrattazioni su MAIl MA è un mercato finalizzato alla modifica dei soli programmi di produzione definiti in esito aMGP pertanto nel corso del 2004 si è caratterizzato come un mercato residuale in termini di volu-mi e privo di impatto economico sui consumatori.

Il valore delle transazioni su MA, definito come valore delle vendite, nel 2004 è stato paria 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 nazio-nale 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 quantitàeffettivamente scambiate sul mercato sono rappresentate dalla somma delle posizioninette in vendita (o in acquisto) degli operatori. Tale quota, calcolata come media dellaposizione netta nelle diverse ore, è inferiore al 40% del totale nelle zone geografiche (adeccezione della Calabria che tuttavia conta quantità assolutamente marginali) e solo neipoli di produzione afferenti alle zone Nord e Centro Nord assumono valori compresi tra50% e 88% (figura 19).

Il prezzo medio ponderato per gli acquisti su MA è stato pari a 48,88 €/MWh oscillandotra un minimo di 41,91 €/MWh di maggio ed un massimo di 58,41 €/MWh di settembre ecomunque 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 rendi-ta da congestione nel 2004 complessivamente pari a 387 migliaia di Euro, registrando ivalori 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


Figura 18: Andamento delle quantità scambiate su MA

Figura 19: Quota media degli scambi orari extragruppo su MA

Poli di produzione Zone geografiche


Figura 20: Andamento dei prezzi di acquisto su MA

Figura 21: Andamento della rendita da congestione su MA

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 reteacquista il fabbisogno di riserva stimato e risolve le eventuali congestioni residue (c.d. MSD exante), l’altra che ha luogo il giorno successivo, nella quale il Gestore della rete acquista le risorseper 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 scenderesono 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 TWhvenduti a scendere, mentre quello con valori minimi è stato settembre con 0.6 TWh acqui-stati 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 fabbisognoenergetico del sistema) e 5.6 TWh (2.4% del fabbisogno energetico del sistema). Il meseche ha registrato i valori massimi a salire è dicembre con circa 1.1 TWh, mentre a scendereè 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

Sia su MSD ex ante che su MSD ex post, il prezzo medio a salire è stato sempre superiore al prez-zo medio di acquisto su MGP, che a sua volta è stato sempre superiore al prezzo medio a scen-dere.

Su MSD ex ante il prezzo medio annuo a salire è stato pari a 92.49 €/MWh, il valore mas-simo si è registrato a giugno (112.64 €/MWh) e il minimo ad agosto (77.68 €/MWh). Ilprezzo medio a scendere è stato pari a 21.90 €/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 79.98 €/MWh, con valore mas-simo a giugno (98.84 €/MWh) e minimo ad agosto (55.17 €/MWh). Il prezzo medio a scen-dere è stato pari a 24.68 €/MWh. Il valore più alto si è avuto a luglio (43.24 €/MWh), il piùbasso 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

La differenza tra il valore degli acquisti e delle vendite del GRTN, relativamente ai mercati MSDEx-Ante e MSD Ex-Post, costituisce rispettivamente il costo dell’approvvigionamento della riservae della risoluzione delle congestioni sul primo e il costo del bilanciamento in tempo reale sulsecondo.

Nel 2004 MSD Ex-Ante è costato circa 581 milioni di Euro, con valore massimo nel mese digiugno (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 milionidi 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

Andamento delle contrattazioni sul Mercato dei Certificati Verdi

I certificati verdi (CV) costituiscono una forma di incentivazione della produzione di energia elet-trica da fonti rinnovabili. Secondo quanto disposto dall’art. 5 del D.M. 11/11/99, la produzione dienergia elettrica da fonti rinnovabili in impianti entrati in servizio o ripotenziati a partire dal 1° apri-le 1999 ha diritto alla certificazione di produzione da fonti rinnovabili (certificato verde) per i primiotto anni di esercizio. Il CV è emesso dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) sucomunicazione del produttore e riguarda la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabilidell’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 cia-scun anno importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili l’obbligo, nell’annosuccessivo, di immettere nel sistema elettrico nazionale una quota di energia prodotta da fontirinnovabili, inizialmente stabilita nel 2% dell’energia prodotta nell’anno precedente ed ecceden-te 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, comeacquirenti 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 dellaqualifica di operatore di mercato. I CV relativi all’anno 2004 sono emessi con un taglio di 50 MWhciascuno, 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 fre-quenza di almeno una al mese. Il volume di CV complessivamente scambiati è stato pari a 20.439,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 2004. Ilprezzo medio dei CV, ponderato per le quantità scambiate sul mercato, è stato di 98,88 €/MWhper il 2003 e di 97,25 €/MWh per il 2004. Il controvalore complessivo degli scambi è stato di circa202 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, degliautoconsumi di centrale e delle esportazioni. A partire dal 2004 e fino al 2006, la quota minima di elettricità prodotta da fonti rinnovabilida 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.

Alle sessioni del MCV in cui sono stati scambiati certificati per il 2003 hanno partecipato comples-sivamente 13 operatori lato vendita e 15 operatori lato acquisto (tabella 6). I primi 3 acquirenti rap-presentano 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 compren-de la quasi totalità degli impianti che producono da fonti rinnovabili. Un solo operatore ha acqui-stato 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

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