Il modello di mercato elettrico del GME: alcuni aspetti criticati

Il modello di mercato elettrico del GME:
alcuni aspetti criticati
Alberto Pototschnig
Amministratore Delegato
Gestore del Mercato Elettrico Spa
Power Italia 2002
Strategie per competere in un mercato italiano dell’energia liberalizzato
17 ottobre 2002
Assetto del settore
Autorità
Produttori di energia elettrica
per l’energia
elettrica e il gas
Autorizzazione
Contratti bilaterali
“in deroga”
Mercato Elettrico
Energia
Acquirente Unico
Grossisti
Contratti di fornitura
Distributori
Clienti vincolati
Clienti idonei
-2-
Assetto del settore
Autorità
Produttori di energia elettrica
per l’energia
elettrica e il gas
Autorizzazione
Contratti bilaterali
“in deroga”
Mercato Elettrico
Energia
Risorse per il
dispacciamento
GRTN
Acquirente Unico
Grossisti
Contratti di fornitura
Distributori
Clienti vincolati
Clienti idonei
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Assetto del settore
I mercati elettrici in Europa
Mercati elettrici
in attività
• Electricity Pool (Inghilterra) 1990
• Nord Pool (Paesi Scandinavi)
- Norvegia 1993
- Svezia 1996
- Finlandia 1998
- Danimarca 2000
• OMEL (Spagna) 1998
• APX (Paesi Bassi) 1999
• NETA (Inghilterra) 2001
• EEX Francoforte (Germania) 2000
• LPX Lipsia (Germania) 2000
• PPE Varsavia (Polonia) 2000
• Opcom (Romania) 2001
• Powernext (Francia) 2001
• Borzen (Slovenia) 2002
• EXAA (Austria) 2002
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Alcuni aspetti criticati del disegno di mercato elettrico
del GME
1) È un mercato obbligatorio. Limita la libertà degli
operatori
2) Il prezzo è determinato dall’impianto meno efficiente
3) Sul mercato il prezzo sarà unico, senza riflettere le
differenze attuali tra i prezzi applicati ai clienti idonei
ed la tariffa all’utenza vincolata
4) Il prezzo orario crea rischio per consumatori e
produttori
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Alcuni aspetti criticati del disegno di mercato elettrico
del GME
1) È un mercato obbligatorio. Limita la libertà degli
operatori
2) Il prezzo è determinato dall’impianto meno efficiente
3) Sul mercato il prezzo sarà unico, senza riflettere le
differenze attuali tra i prezzi applicati ai clienti idonei
ed la tariffa all’utenza vincolata
4) Il prezzo orario crea rischio per consumatori e
produttori. Consumatori e produttori preferiscono
contrattare sul medio-lungo periodo
-6-
Mercato non obbligatorio
Il mercato organizzato dal GME non è obbligatorio.
•
•
Né potrebbe esserlo.
Infatti, l’articolo 6 del decreto legislativo n. 79/99, prevede che:
– l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, su richiesta degli interessati
e previo parere conforme del Gestore della rete di trasmissione
nazionale, possa 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
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Alcuni aspetti criticati del disegno di mercato elettrico
del GME
1) È un mercato obbligatorio. Limita la libertà degli
operatori
2) Il prezzo è determinato dall’impianto meno efficiente
3) Sul mercato il prezzo sarà unico, senza riflettere le
differenze attuali tra i prezzi applicati ai clienti idonei
ed la tariffa all’utenza vincolata
4) Il prezzo orario crea rischio per consumatori e
produttori. Consumatori e produttori preferiscono
contrattare sul medio-lungo periodo
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La determinazione del prezzo sul mercato
Prezzo di equilibrio o Pay-as-bid? (I)
Prezzo di equilibrio
•
Ogni offerta di acquisto o di vendita accettata viene valorizzata
al prezzo di equilibrio, cioè al prezzo che si determina
dall’incrocio delle curve di domanda e offerta, pari al prezzo
indicato nell’offerta di vendita a prezzo più alto tra quelle
accettate
•
Ogni consumatore paga lo stesso prezzo che riceve ogni
produttore
Pay-as-bid
•
Ogni offerta di acquisto o di vendita accettata viene valorizzata
al prezzo offerto
•
Ogni consumatore paga un prezzo diverso e maggiore di quello
che riceve ogni produttore
-9-
La determinazione del prezzo sul mercato
Prezzo di equilibrio o Pay-as-bid? (II)
In un sistema Pay-as-bid:
•
le strategie di offerta di produttori e consumatori non saranno
le stesse di quelle adottate in un sistema basato su un unico
Prezzo di equilibrio
– i produttori offriranno un prezzo più alto di quanto
offrirebbero in un sistema basato su un unico Prezzo di
equilibrio
– i consumatori offriranno un prezzo più basso di quanto
offrirebbero in un sistema basato su un unico Prezzo di
equilibrio
(Nel sistema basato su un unico prezzo di equilibrio i prezzi offerti
determinano principalmente se un consumatore è ammesso a
consumare o un produttore è chiamato a produrre, ma non il prezzo
pagato o ricevuto, che invece è determinato unicamente dall’”ultima”
offerta accettata)
- 10 -
La determinazione del prezzo sul mercato
Prezzo di equilibrio o Pay-as-bid? (III)
In un sistema Pay-as-bid:
•
il gestore del mercato ottiene ricavi netti, pari alla differenza tra
quanto pagato dai consumatori le cui offerte sono state
accettate e quanto ricevuto dai produttori le cui offerte sono
state accettate
•
i produttori e i consumatori hanno convenienza ad uscire dal
mercato e a contrattare bilateralmente (se permesso), in
quanto così il prezzo pagato dal consumatore è uguale a
quello ricevuto dal produttore
•
per contrastare l’uscita dei consumatori e produttori dal
mercato, è possibile utilizzare i ricavi netti del gestore del
mercato, riallocandoli tra i partecipanti, in modo da rendere
quanto pagato dai consumatori uguale a quanto ricevuto dai
produttori … rendendo il sistema equivalente a quello basato
sul Prezzo di equilibrio
- 11 -
La determinazione del prezzo sul mercato
Prezzo di equilibrio o Pay-as-bid? (IV)
•
Un sistema Pay-as-bid può essere utilizzato:
– nei mercati obbligatori
– nei mercati di approvvigionamento, cioè quando vi è un solo
compratore
•
Un sistema Pay-as-bid NON può essere utilizzato nei mercati:
– non obbligatori
– in cui vi è una pluralità di compratori e ognuno di questi
presenta una propria offerta di acquisto
•
Il mercato elettrico italiano, non obbligatorio e a cui potranno
accedere una pluralità di operatori, dovrà determinare e
applicare a tutte le offerte un Prezzo di equilibrio
- 12 -
La determinazione del prezzo sul mercato
Meccanismi di formazione del prezzo
sul mercato elettrico
Mercati per lo scambio di energia tra operatori
•
•
Mercato del giorno prima dell’energia
Mercato di aggiustamento
prezzo di equilibrio
prezzo di equilibrio
Mercati per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di
dispacciamento
•
•
•
Mercato per la risoluzione delle congestioni
Mercato della riserva
– regolazione secondaria
– regolazione terziaria
Mercato di bilanciamento
- 13 -
pay-as-bid
prezzo di equilibrio
pay-as-bid
pay-as-bid
Alcuni aspetti criticati del disegno di mercato elettrico
del GME
1) È un mercato obbligatorio. Limita la libertà degli
operatori
2) Il prezzo è determinato dall’impianto meno efficiente
3) Sul mercato il prezzo sarà unico, senza riflettere le
differenze attuali tra i prezzi applicati ai clienti idonei
ed la tariffa all’utenza vincolata
4) Il prezzo orario crea rischio per consumatori e
produttori. Consumatori e produttori preferiscono
contrattare sul medio-lungo periodo
- 14 -
La determinazione del prezzo sul mercato
La differenza nei prezzi dell’energia elettrica
all’ingrosso applicati a diverse tipologie di utenza (I)
CCAi = Componente tariffaria a copertura del costo dell’energia
elettrica all’ingrosso
Nel caso di clienti finali appartenenti alla tipologia di utenza i non dotati
di misuratori multiorari
CCAi = ?i * PG
dove
? è un parametro differenziato per tipologia di utenza
PG è il prezzo stimato dell’energia elettrica all’ingrosso
Le differenze nei valori di CCA relativi alle diverse tipologie di utenza
sono dovute a differenze nei valori dei parametri ?
- 15 -
La determinazione del prezzo sul mercato
La differenza nei prezzi dell’energia elettrica
all’ingrosso applicati a diverse tipologie di utenza (II)
Tipologia di utenza
?
Bassa tensione domestica
Diff. su AT
1,0749 (+ 7,9%)
Bassa tensione non domestica 1,1751 (+18,0%)
Media tensione
1,1312 (+13,6%)
Alta e altissima tensione
0,9958
- 16 -
La determinazione del prezzo sul mercato
La differenza nei prezzi dell’energia elettrica
all’ingrosso applicati a diverse tipologie di utenza (III)
Nel caso di clienti finali appartenenti alla tipologia di utenza i dotati di
misuratori multiorari
CCAiT = ?i * PGT
dove
? è un parametro differenziato per tipologia di utenza
PGT è il prezzo stimato dell’energia elettrica all’ingrosso nella
fascia oraria T
In ciascuna fascia oraria, le differenze nei valori di CCA relativi alle
diverse tipologie di utenza sono dovute a differenze nei valori dei
parametri ?
- 17 -
La determinazione del prezzo sul mercato
La differenza nei prezzi dell’energia elettrica
all’ingrosso applicati a diverse tipologie di utenza (IV)
Tipologia di utenza
?
Bassa tensione domestica
Diff. su AT
1,100
(+ 7,0%)
Bassa tensione non domestica 1,100
(+ 7,0%)
Media tensione
1,047
(+ 1,8%)
Alta e altissima tensione
1,028
Le differenze nei valori riflettono i diversi livelli delle perdite sulla rete
- 18 -
La determinazione del prezzo sul mercato
La differenza nei prezzi dell’energia elettrica
all’ingrosso applicati a diverse tipologie di utenza (V)
•
La differenziazione per tipologia di utenza della componente tariffaria
a copertura dei costi dell’energia elettrica all’ingrosso riflette
(unicamente):
– le differenze nei profili di consumo tipici delle diverse tipologie
applicate a comuni prezzi (stimati) dell’energia
– le differenze nelle perdite di energia elettrica sulla rete tra i
diversi livelli di tensione di prelievo
•
In presenza di un prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso
determinato ogni ora sul mercato, le differenze nei costi medi annui
di acquisto dell’energia elettrica all’ingrosso tra diversi clienti
rifletteranno differenze nei profili di consumo dei clienti stessi
•
Le quantità di energia elettrica negoziate sul mercato elettrico
saranno “corrette per le perdite”
- 19 -
Alcune perplessità espresse sul disegno di mercato
elettrico del GME
1) È un mercato obbligatorio. Limita la libertà degli
operatori
2) Il prezzo è determinato dall’impianto meno efficiente
3) Sul mercato il prezzo sarà unico, senza riflettere le
differenze attuali tra i prezzi applicati ai clienti idonei
ed la tariffa all’utenza vincolata
4) Il prezzo orario crea rischio per consumatori e
produttori. Consumatori e produttori preferiscono
contrattare sul medio-lungo periodo
- 20 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Il rischio di prezzo sul mercato elettrico
•
Nel mercato elettrico si forma un diverso Prezzo di equilibrio in ogni
periodo rilevante (ora), in funzione delle diverse condizioni di domanda
e offerta
•
Nella contrattazione bilaterale il prezzo è contrattato in anticipo tra il
consumatore/acquirente ed il produttore/venditore per l’intera durata
del contratto (salvo indicizzazione/rinegoziazione)
•
Il mercato elettrico espone i produttori e i consumatori ad un maggior
rischio derivante dall’incertezza del prezzo che, rispettivamente,
riceveranno e pagheranno?
•
Il rischio derivante dalla variabilità del prezzo di equilibrio nel mercato
elettrico può essere coperto attraverso il ricorso a strumenti finanziari
derivati sul prezzo dell'energia elettrica
- 21 -
Strumenti finanziari per la gestione del rischio
La copertura del rischio attraverso contratti finanziari
derivati
•
Attraverso la partecipazione al mercato dell’energia e un opportuno
posizionamento in Contratti finanziari derivati, un consumatore ed un
produttore possono:
•
replicare gli effetti di un contratto bilaterale fisico:
– garanzia di accettazione delle offerte di acquisto (ammissione a
consumare) e di vendita (chiamata a produrre)
– flussi monetari prefissati
•
migliorare gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico:
– migliori flussi monetari
- 22 -
Strumenti finanziari per la gestione del rischio
La difficoltà di negoziare contratti di medio-lungo periodo
sul mercato elettrico
•
La negoziazione su un mercato (elettrico) organizzato presuppone la
standardizzazione degli strumenti
•
In alcuni mercati elettrici sono negoziati “blocchi” giornalieri
(tipicamente, tutte le ore o le sole ore di punta)
•
•
La negoziazione a più lungo termine ha natura finanziaria
•
Il GME promuove lo sviluppo di strumenti finanziari derivati sul prezzo
dell’energia (art. 74 della Disciplina del mercato elettrico)
Profili diversi o più lunghi sono tipicamente negoziati nei mercati
finanziari (derivati sull’energia) attraverso strumenti derivati
standardizzati su indici di prezzo
- 23 -
Conclusioni
Conclusioni
•
•
Il mercato elettrico organizzato dal GME non è obbligatorio
•
Le differenze nei prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso riflessi
nelle attuali tariffe sono dovute ai diversi profili di consumo delle
differenti tipologie di utenza. Le attuali tariffe sono coerenti con
una comune struttura per fascia oraria dei prezzi dell’energia
elettrica all’ingrosso
•
Il rischio di volatilità dei prezzi dell’energia sul mercato elettrico
potrà essere coperto attraverso l’utilizzo di strumenti finanziari.
L’abbinamento di acquisti/vendite sul mercato elettrico ed un
posizionamento in strumenti finanziari consente di replicare o di
migliorare i risultati economici ottenibili con contratti bilaterali
fisici
Un meccanismo di determinazione del prezzo “pay-as-bid”
finirebbe comunque per determinare prezzi di mercato analoghi a
quelli determinati dal meccanismo del “prezzo di equilibrio”
- 24 -
Mercato elettrico e contrattazione bilaterale
Vantaggi di un mercato elettrico
rispetto alla contrattazione bilaterale fisica
Vantaggi di sistema
• Separazione tra produzione e vendita al consumatore
• Maggiore trasparenza nella formazione del prezzo
• Promozione della disponibilità di capacità di generazione alla punta
• Facilità di entrata sul mercato di nuovi soggetti (produttori e traders)
Vantaggi per gli operatori
• Maggiore flessibilità nella programmazione di produzione o consumo
• Controparte centrale e sistema di garanzie contro i rischi di insolvenza
Rispetto alla contrattazione bilaterale, la partecipazione al mercato
elettrico con un opportuno posizionamento in strumenti finanziari
derivati non implica maggior rischio per gli operatori, ma può
produrre risultati più vantaggiosi.
- 25 -
Conclusioni
Come partecipare al mercato elettrico (I)
•
Possedere i requisiti di idoneità ed acquisire la qualifica di cliente
idoneo (finale o grossista)
•
Registrarsi presso il GRTN e stipulare i contratti previsti dalla
disciplina di accesso ed uso della rete
•
Possedere i requisiti di capacità (adeguata professionalità nell’utilizzo
dei sistemi telematici e di sicurezza del mercato) e di onorabilità (non
aver riportato condanne per i delitti di aggiotaggio, di frode informatica e
contro l’inviolabilità della segretezza delle comunicazioni informatiche o
telematiche e non essere stati esclusi dal mercato se non su richiesta)
per la partecipazione al mercato
- 26 -
Conclusioni
Come partecipare al mercato elettrico (II)
•
Presentare al GME domanda di ammissione al mercato, allegando:
– dichiarazione del possesso dei requisiti di onorabilità
– Contratto di adesione al mercato
ed ottenere la qualifica di operatore di mercato
•
Presentare all’istituto tesoriere del mercato elettrico la garanzia
finanziaria (fideiussione bancaria) a copertura degli acquisti (previsti)
sul mercato
•
Comunicare al GME le unità di produzione e/o consumo per le quali
si intende partecipare al mercato
- 27 -
Conclusioni
La sfida
Circolo virtuoso
Circolo vizioso
• Concentrazione degli scambi
nel mercato elettrico
• Mercato elettrico liquido
• Prezzo di mercato determinato
dai fondamentali
• Sviluppo di strumenti
finanziari
• Possibilità di coprire il rischio
di prezzo sul mercato
• Operatori propensi ad operare
sul mercato
• Mercato elettrico
marginalizzato
• Mercato elettrico illiquido
• Prezzo di mercato soggetto a
manipolazione
• Ostacolo allo sviluppo di
strumenti finanziari
• Difficoltà di coprire il rischio
di prezzo sul mercato
• Avversione degli operatori ad
operare sul mercato
- 28 -
Gestore del Mercato Elettrico SpA
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 - 00197 Roma
tel. + 39 06 8012.1 fax +39 06 8012 4102
E-mail:
[email protected]
Internet: www.mercatoelettrico.org
- 29 -
Esempi
Esempi: Contratti bilaterali e partecipazione al mercato
Ipotesi
• Quantità richiesta dal cliente:
• Costo variabile di produzione del produttore:
Opzione A: Contratto bilaterale fisico
• Prezzo concordato: 50 €/MWh
• Costo per il cliente:
• Margine per il produttore:
5000 € per ora
1000 € per ora
(a copertura dei costi fissi e profitti)
- 30 -
100 MWh per ora
40 € per MWh
Esempi
Opzione B: Vendita e acquisto sul mercato elettrico e “contratto
finanziario per differenze”
• Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare gli effetti di un
contratto bilaterale fisico
• Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare gli effetti rispetto a
quelli di un contratto bilaterale fisico
- 31 -
Esempi
Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare
gli effetti di un contratto bilaterale fisico /1
Opzione B: Vendita e acquisto sul mercato elettrico e “contratto
finanziario per differenze”
• Prezzo dell’offerta di vendita nel mercato:
• Offerta di acquisto:
0 €/MWh
senza limite di prezzo
• Prezzo concordato per il contratto per differenze:
50 €/MWh
(se il prezzo di mercato è superiore al prezzo concordato, il produttore paga
al cliente la differenza; se il prezzo concordato è superiore al prezzo di
mercato, il cliente paga al produttore la differenza)
- 32 -
Esempi
Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare
gli effetti di un contratto bilaterale fisico /2
Opzione B: Caso 1 - prezzo di mercato = 60 € /MWh
• Produttore
Ricavo da offerta di vendita accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze al cliente
= 6000 € per ora
= 4000 € per ora
= 1000 € per ora
Margine a copertura costi fissi e profitto: 1000 € (come Opzione A!!!)
• Cliente
= 6000 € per ora
Costo di acquisto sul mercato
Pagamento da contratto per differenze dal produttore = 1000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
- 33 -
Esempi
Esempio 1 - Partecipazione al mercato per replicare
gli effetti di un contratto bilaterale fisico /3
Opzione B: Caso 2 - prezzo di mercato = 30 € /MWh
• Produttore
Ricavo da offerta di vendita accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze dal cliente
= 3000 € per ora
= 4000 € per ora
= 2000 € per ora
Margine a copertura costi fissi e profitto: 1000 € (come Opzione A!!!)
• Cliente
Costo di acquisto sul mercato
= 3000 € per ora
Pagamento da contratto per differenze al produttore
= 2000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
- 34 -
Esempi
Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare
gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico /1
Opzione B: Vendita e acquisto sul mercato elettrico e “contratto
finanziario per differenze”
• Prezzo dell’offerta di vendita nel mercato:
40 €/MWh
• Offerta di acquisto:
senza limite di prezzo
• Prezzo concordato per il contratto per differenze:
50 €/MWh
(se il prezzo di mercato è superiore al prezzo concordato, il produttore paga
al cliente la differenza; se il prezzo concordato è superiore al prezzo di
mercato, il cliente paga al produttore la differenza)
- 35 -
Esempi
Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare
gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico /2
Opzione B: Caso 1 - prezzo di mercato = 60 €/MWh
• Produttore
Ricavo da offerta di vendita accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze al cliente
= 6000 € per ora
= 4000 € per ora
= 1000 € per ora
Margine a copertura costi fissi e profitto: 1000 € (come Opzione A!!!)
• Cliente
Costo di acquisto sul mercato
= 6000 € per ora
Pagamento da contratto per differenze dal produttore = 1000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
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Esempi
Esempio 2 - Partecipazione al mercato per migliorare
gli effetti rispetto a quelli di un contratto bilaterale fisico /3
Opzione B: Caso 2 - prezzo di mercato = 30 €/MWh
• Produttore
L’offerta di vendita non è accettata
Costo variabile di produzione
Pagamento da contratto per differenze dal cliente
= 0 € per ora
= 2000 € per ora
Margine copertura costi fissi e profitto: 2000 € (MEGLIO dell’Opzione A!!!)
• Cliente
Costo di acquisto sul mercato
= 3000 € per ora
Pagamento da contratto per differenze al produttore = 2000 € per ora
Costo complessivo approvvigionamento: 5000 € (come Opzione A!!!)
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Gestore del Mercato Elettrico SpA
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 - 00197 Roma
tel. + 39 06 8012.1 fax +39 06 8012 4102
E-mail:
[email protected]
Internet: www.mercatoelettrico.org
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