Infrastrutture elettriche e borsa dell’energia: quali prospettive per il mercato italiano Prof. Carlo Andrea BOLLINO Presidente Forum PA 2004 – Roma, 14.

Infrastrutture elettriche e borsa dell’energia:quali prospettive per il mercato italiano

Prof. Carlo Andrea BOLLINOPresidente

Forum PA 2004 – Roma, 14 maggio 2004

- 2 -

Parte PrimaStato del sistema elettrico italiano

- 3 -

VariazioneVariazione2002200220032003 (miliardi di kWh) (miliardi di kWh) (%) (miliardi di kWh) (miliardi di kWh) (%)

Fabbisogno :Fabbisogno : 319,7319,7(100%)(100%)

310,7310,7(100%)(100%)

+ 2,9+ 2,9

Stato del sistema elettrico italianoBilancio elettrico nazionale 2003

Produzione nazionale Produzione nazionale destinata al consumo :destinata al consumo : 268,7268,7

(84,1%)(84,1%)260,1260,1

(83,7%)(83,7%)+ 3,3+ 3,3

(*)

(*) Dati Provvisori

Saldo estero :Saldo estero : 51,051,0(15,9%)(15,9%)

50,650,6(16,3%)(16,3%)

+ 0,7+ 0,7

import:import: 51,551,5 51,551,5

export:export: 0,50,5 0,90,9

- 4 -

Bilancio elettrico nazionale - Anno 2003

AcquaAcqua

VentoVento

FluidiFluidiGeotermiciGeotermici

Aerogeneratori

Centrali geotermoelettriche

Centrali idroelettriche

Clienti industriali

Clienti domestici

Illuminazione pubblica

Clienti terziari

RETE TRASMISSIONE RETE TRASMISSIONE NAZIONALENAZIONALE

380-220-150-132 kV380-220-150-132 kV

Oltre 43 mila km

Saldo EsteroSaldo Estero

Carbone Carbone Olio GasOlio Gas

Centrali termoelettriche

€€380-220 V380-220 V

15.5%15.5%

13.2%13.2%

69.3%69.3%

0,4%0,4%

1.51%1.51%

33,3 TWh33,3 TWh

229,0 TWh229,0 TWh

5,0 TWh5,0 TWh

51,0 TWh

1,4 TWh1,4 TWh

53%

2%

21%

24%24%

Totale energia richiesta 319,7 TWh

Dati provvisori

- 5 -

Anno

2003

2004

2005

2006

Miliardi dikWh

319,7

330,5

340,5

351,0

Tasso diincremento

medio annuo

+ 3,4 %

+ 3,0 %

+ 3,1 %

+ 2,9 %(*)

(*) Provvisorio

Previsioni sulla crescita dei consumiAggiornamento gennaio 2004

- 6 -

• Distacchi programmati a rotazione, effettuati a livello nazionale il 26 giugno, che hanno comportato interruzioni della fornitura di elettricità per complessivi 12.850 MWh;• Black out nazionale del 28 settembre, che ha comportato la mancata fornitura di energia elettrica per complessivi 180.000 MWh

Criticità 2003

Gestione del sistema

- 7 -

Andamento atteso della copertura del fabbisogno Anno 2004 – Potenza (MW)

Andamento atteso copertura fabbisogno 2004 Area Continente (85%)

26000

31000

36000

41000

46000

51000

gen-

04

feb-

04

mar

-04

apr-

04

mag

-04

mag

-04

giu-

04

lug-

04

ago-

04

set-

04

ott-

04

nov-

04

dic-

04

MW

CRITICITA'Adeguamento ESTERODisponibilità gruppi compresi nuovi ingressiFabbisogno

- 8 -

Andamento atteso della copertura del fabbisogno Anno 2004 – Potenza (MW)

Andamento atteso copertura fabbisogno 2004 Area Continente (85%)

26000

31000

36000

41000

46000

51000

gen-

04

feb-

04

mar

-04

apr-

04

mag

-04

mag

-04

giu-

04

lug-

04

ago-

04

set-

04

ott-

04

nov-

04

dic-

04

MW

TUTTE le azioniCRITICITA'Adeguamento ESTERODisponibilità gruppi compresi nuovi ingressiFabbisogno

Deroghe ambientali

- 9 -

Principali azioni avviate per incrementare la sicurezza

Le criticità dell’estate 2003 Le criticità dell’estate 2003 ed i periodi critici previsti ed i periodi critici previsti per il 2004 richiamano la per il 2004 richiamano la necessità di incrementare il necessità di incrementare il coordinamento e la coordinamento e la sicurezza del sistemasicurezza del sistema

a) Azioni con impatto 2004

b) Piano di Sicurezza

c) Accelerazione sviluppo rete

- 10 -

1. Riprogrammazione dell’utilizzo degli impianti idroelettrici

2. Avvio della Borsa dell’energia per• assicurare al produttore una remunerazione correlata alla effettiva

domanda di energia• incentivare la produzione nei periodi critici

3. Riattivazione di impianti in arresto di lunga durata

4. Incremento della capacità interrompibile al fine di ridurre al massimo il rischio di distacchi programmati per l’utenza diffusa

Azioni con impatto 2004

5. Protocollo GRTN - ETRANS

- 11 -

Le azioni per migliorare i sistemi di difesa del sistema elettrico sono indirizzate su cinque aree di intervento:

Piano di Sicurezza 2004

1. programmazione dell’esercizio;

2. supervisione in linea;

3. protezione del sistema e regolazione del macchinario di compensazione

4. controllo del transitorio di frequenza;

5. piano di riaccensione del sistema

- 12 -

• sicurezza e continuità della fornitura di energia elettrica alle imprese ed alle famiglie

• aumento dell'efficienza e dell'economicità del servizio di trasmissione dell’energia e del sistema elettrico nazionale

• connessione alla rete elettrica di trasmissione delle nuove centrali di produzione

• riduzione delle congestioni sulla rete elettrica attraverso la realizzazione di nuove linee

• sviluppo e potenziamento delle linee di interconnessione con l'estero

• rispetto dei vincoli ambientali e paesaggistici

Lo sviluppo della rete: obiettivi

- 13 -

Piano di Sviluppo 2004Indicazioni per l’ubicazione di nuova capacità produttiva

Necessità di disporre nel lungo periodo di ulteriori 8.000 – 9.000 MW di nuova

capacità produttiva

• Zona Nord: Lombardia (Brescia, Cremona, Bergamo)

• Zona Centro-Nord: Emilia Romagna (Reggio, Modena, Bologna)

Toscana (Firenze, Prato, Pistoia)

• Fascia adriatica: Marche – Abruzzo settentrionale –

Umbria meridionale

• Area tirrenica: Lazio meridionale – Campania settentrionale – Isole

maggiori

- 14 -

Piano di Sviluppo 2004

Elettrodotti (km) 1.920

Nuove stazioni (No.) 51

Nuovi trasformatori (MVA) 12.700

Stima investimenti nel breve – termine (2004-2006): 450 milioni di €uro

Stima investimenti nel lungo – termine (dopo il 2006): 1.250 milioni di €uro

Dati principali

- 15 -

Piano di Sviluppo 2004

Nuove stazioni (N.ro) 27 5 19 51

Breve-medio termine 14 3 13 30

Medio-lungo termine 13 2 6 21

Increm. Pot. trasf. (MVA) 10.750 2.060 -110 12.700

Breve-medio termine 4.300 1.390 0 5.690

Medio-lungo termine 6.450 670 -110 7.010

Elettrodotti (km) 2.320 - 890 490 1.920

Breve-medio termine 430 - 130 200 500

Medio-lungo termine 1.890 - 760 290 1.420

380 kV 220 kV 120-150 kV Totale

Dati principali per livelli di tensione

- 16 -

Sviluppo della Rete

Piano di Sviluppo 2004

OBIETTIVI

Sicurezza e continuità della fornitura (criterio N-1)

Miglioramento dell’affidabilità e della qualità del servizio

Riduzione delle congestioni

Aumento dell'efficienza e dell'economicità del servizio

Potenziamento dell’interconnessione con l'estero

VINCOLO

Tutela dell’ambiente

CLASSIFICAZIONE INTERVENTI IN BASE AI PRINCIPALI BENEFICI

1. Incremento della TTC nell’interconnessione con l'estero

2. Riduzioni delle congestioni e dei poli di produzione limitati

3. Miglioramento della sicurezza del servizio di trasmissione

4. Miglioramento degli standard di qualità e sicurezza nella distribuzione

- 17 -

• Sicurezza degli approvvigionamenti

• Economicità delle forniture

Esigenze di sviluppo dell’interconnessione

Lo sviluppo dell’ interconnessione con l’estero

- 18 -

Nuova lineaItalia-Svizzera

1.500 MW

Robbia (CH)

S. Fiorano (BS)

Nuova lineaItalia-Austria

1.000 MW

Lienz (A)

Cordignano (TV)

Nuova lineaItalia-Slovenia

1.500 MW

Okroglo (SLO)Udine

Nuove linee di interconnessione con l’estero

- 19 -

Redipuglia-Udine Ovest

Venezia N. - Cordignano

Voghera-La Casella

Turbigo-Rho

Trino-Lacchiarella

Matera – Napoli S. SofiaCavo

Sardegna - Continente

Rizziconi - Laino

CavoSicilia - Continente

Nuove linee sul territorio (principali)

- 20 -

Lo sviluppo dell’interconnessione con l’estero

Studionuova linea

Italia-Francia

Studionuova linea

Italia-Svizzera

Studionuova linea

Italia-Austria

Studionuovo cavo

Italia-Croazia

Studionuovo cavoItalia-Algeria

- 21 -

Parte SecondaL’avvio della Borsa elettrica

- 22 -

La Borsa elettrica

Perché la Borsa elettrica:

per promuovere la concorrenza tra gli operatori, la libera iniziativa e gli investimenti;

per garantire la sicurezza, l’affidabilità e l’efficienza del sistema elettrico, tutelando gli interessi delle famiglie e delle imprese

- 23 -

La Borsa elettrica

Che cos’è la Borsa elettrica:

un sistema organizzato di offerte, di vendita e di acquisto di energia elettrica, basato su:

Mercato dell’energia Mercato del giorno prima (MGP) Mercato di aggiustamento (MA)

Mercato del servizio di dispacciamento (MSD)

- 24 -

Mercato del Giorno Prima (MGP)

è finalizzato allo scambio di energia all’ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei). Si svolge nella mattinata del giorno precedente al giorno di consegna dell’energia, e possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta.

Mercato di Aggiustamento (MA):

è il mercato sul quale gli operatori possono modificare i programmi definiti durante il MGP, presentando ulteriori offerte di vendita o di acquisto. Si svolge subito dopo il MGP nella tarda mattinata, e possono parteciparvi i produttori in relazione a tutti i punti di offerta

La Borsa elettrica: il mercato dell’energia

- 25 -

Sul sito www.mercatoelettrico.org sono disponibili ogni giorno i dati relativi al MGP. In particolare:

La Borsa elettrica: le informazioni

Prezzo di acquisto:

media aritmetica, media ponderata, minimo e massimo;

Liquidità: indica la quota percentuale della quantità di energia elettrica scambiata nell’IPEX rispetto alle quantità complessive del Sistema Italia 2004;

Quantità: indica il quantitativo orario di energia elettrica venduta e acquistata per ciascuna zona;

- 26 -

E’ la società a cui è affidato il compito di assicurare ai clienti vincolati (famiglie e piccole imprese) la fornitura di energia elettrica a prezzi competitivi in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio.

Il ruolo dell’Acquirente Unico

stipula contratti di compravendita, al di fuori della Borsa elettrica, per una quantità non superiore al 25% della previsione della domanda complessiva annua;

partecipa alle procedure per l’assegnazione della capacità di trasporto per l’importazione di energia elettrica;

partecipa alle procedure per l’assegnazione dell’energia CIP 6;

si approvvigiona nella Borsa elettrica, previa stipula di contratti per la copertura del rischio di prezzo e di quantità;

acquisisce tutta l’energia elettrica dei contratti pluriennali di importazione in essere, stipulati da Enel Spa anteriormente al 19 febbraio 1997.

- 27 -

Domanda 2004 Mercato Vincolato : 170 TWh

Domanda 1 Aprile – 31 Dicembre : 126 TWh (Sistema Italia 2004)

Energia Percentuale

import pluriennale: 11,3 TWh 8,9%

import annuale 2004: 3,2 TWh 2,5%

CIP 6 - 2004: 5,8 TWh 4,6%

contratti bilaterali: 31,7 TWh 25,0%

contratti per differenza: 18,7 TWh 14,9%

Borsa senza copertura: 55,5 TWh 43,9%

Il ruolo dell’Acquirente Unico

- 28 -

Parte TerzaLineamenti di politica energetica

- 29 -

Unificazione di proprietà e gestione della RTN (DPCM 11

maggio 2004);

Trasferimento delle competenze in materia di import di energia

elettrica dall’AEEG al Ministero Attività Produttive;

Nuove linee elettriche private di interconnessione con l’estero;

Procedimenti di autorizzazione alla costruzione e all’esercizio di

nuove centrali e di nuovi elettrodotti;

Procedura di messa fuori servizio degli impianti;

Definizione standard di efficienza degli impianti;

Legge 27 ottobre 2003, n. 290 : principali disposizioni

- 30 -

Tariffe di remunerazione delle reti di trasmissione e distribuzione

Facoltà in capo al GRTN di modificare i profili di immissione

e di prelievo dei contratti bilaterali

Presentazione annuale da parte del GRTN al MAP di un

“Piano di Sicurezza” con gli adeguamenti dei programmi di

difesa del sistema elettrico

Proroga al 30 giugno 2004 dell’entrata in vigore del Testo unico

sulle espropriazioni, per quanto attiene alle reti energetiche

Possibilità per il MAP di emanare decreti per:

riprogrammazione utilizzo impianti idroelettrici,

concentrazione manutenzioni, riattivazione impianti in

arresto di lunga durata, incremento capacità interrompibile.

Legge 27 ottobre 2003, n. 290 : principali disposizioni

- 31 -

“assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell’adeguatezza della capacità produttiva, al fine di garantire la copertura della domanda nazionale” (art. 1)

D.L. 379/03 (capacity payment)

Il “capacity payment” si basa su meccanismi concorrenziali, trasparenti, non discriminatori, e non distorsivi per il mercato.

Lo scopo

- 32 -

La remunerazione si applica alle centrali di nuova realizzazione

nonché al mantenimento, in esercizio efficiente, della capacità

esistente;

La remunerazione è commisurata agli obiettivi di capacità

produttiva del sistema elettrico, indicati dal GRTN;

La remunerazione può essere applicata anche ai consumatori che

siano tecnicamente in grado di fornire il servizio di riserva, ma che

non beneficiano di altre agevolazioni;

La remunerazione è subordinata al rilascio di apposita garanzia

prestata dai soggetti beneficiari.

D.L. 379/03 (capacity payment)I principi generali

- 33 -

Completa liberalizzazione della fornitura per i clienti industriali: dal 1 luglio 2004

Completa liberalizzazione di tutta l’utenza, anche domestica: dal 1 luglio 2007

Direttiva 2003/54/CE :

Il nuovo scenario normativoIn Europa

- 34 -

Stabilisce principi e obiettivi della legislazione sull’energia;

Definisce le competenze dello Stato e delle Regioni secondo il nuovo Titolo V della Costituzione;

Completa la liberalizzazione dei mercati energetici;

Contiene interventi per incrementare l’efficienza del mercato interno.

Disegno di legge di riordino del settore energetico :

Il nuovo scenario normativoIn Italia

- 35 -

Il disegno di legge di riordino del settore energetico ha un obiettivo finaleobiettivo finale:: ridurre i costi dell’energia per il consumatore

obiettivo intermedio:obiettivo intermedio:

una politica coordinata che stimola la concorrenza e regolamenta i monopoli naturali

strumenti di regolazione per dare certezza agli operatori e stimolare gli investimenti

Il nuovo scenario normativoIn Italia

- 36 -

Concentrazione

Servizio pubblico

Mercato

Diffusione

Il servizio pubblico è insufficiente se lasciato solo alle regole del mercato

Trasmissione

Vendita

Distribuzione

Produzione

Il nuovo scenario normativoIn Italia