Nonostante la riduzione della frammentazione del mercato, la rendita da congestione raccolta dal GME sulle zone nazionali e restituita tramite Terna ai consumatori finali in
IL MARKET COUPLING
9. SEZ A CAP3 last_REV/ Pagina 63 di 63
Fig.3.32. Indice di operatore marginale per mese (IOM)
0%
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic
2008
A B C Altri
Fig.3.33. Indice di tecnologia marginale (ITM)
0%
Idrico modulazione 21,0% 11,6% 8,8% 6,0%
Idrico fluente 2,6% 1,4% 3,0% 3,5%
CCGT 20,9% 20,1% 29,3% 44,5%
Termico Convenzionale 55,0% 49,5% 42,9% 32,1%
2005 2006 2007 2008
Fig.3.34. Indice di tecnologia marginale del ciclo combinato per gruppo di ora (ITM)
2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008
Totale MzNord MzSud MzSicilia MzSardegna
Totale Picco Fuori Picco Festivo
Fig. 3.32
Fig. 3.33
9. SEZ A CAP3 last_REV/ Pagina 63 di 63
Fig.3.32. Indice di operatore marginale per mese (IOM)
0%
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic
2008
A B C Altri
Fig.3.33. Indice di tecnologia marginale (ITM)
0%
Idrico modulazione 21,0% 11,6% 8,8% 6,0%
Idrico fluente 2,6% 1,4% 3,0% 3,5%
CCGT 20,9% 20,1% 29,3% 44,5%
Termico Convenzionale 55,0% 49,5% 42,9% 32,1%
2005 2006 2007 2008
Fig.3.34. Indice di tecnologia marginale del ciclo combinato per gruppo di ora (ITM)
2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008
Totale MzNord MzSud MzSicilia MzSardegna
Totale Picco Fuori Picco Festivo
100 relAzIone AnnuAle 2008
Indice di tecnologia marginale del ciclo combinato per gruppo di ora (ITM)
hhI annuali relativi agli acquisti su MGP
Percentuale di ore con hhI relativo agli acquisti su MGP < 1800
Fig. 3.34
9. SEZ A CAP3 last_REV/ Pagina 63 di 63
Fig.3.32. Indice di operatore marginale per mese (IOM)
0%
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic
2008
A B C Altri
Fig.3.33. Indice di tecnologia marginale (ITM)
0%
Idrico modulazione 21,0% 11,6% 8,8% 6,0%
Idrico fluente 2,6% 1,4% 3,0% 3,5%
CCGT 20,9% 20,1% 29,3% 44,5%
Termico Convenzionale 55,0% 49,5% 42,9% 32,1%
2005 2006 2007 2008
Fig.3.34. Indice di tecnologia marginale del ciclo combinato per gruppo di ora (ITM)
2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008
Totale MzNord MzSud MzSicilia MzSardegna
Totale Picco Fuori Picco Festivo
Fig. 3.35
9. SEZ A CAP3 last_REV/ Pagina 64 di 64
Fig.3.35. HHI annuali relativi agli acquisti su MGP
0
Fig.3.36. Percentuale di ore con HHI relativo agli acquisti su MGP < 1800
0%
Fig.3.35. HHI annuali relativi agli acquisti su MGP
0
Fig.3.36. Percentuale di ore con HHI relativo agli acquisti su MGP < 1800
0%
A. I mercAtI dell’energIA 101 CR3 relativo ai diversi mercati tab. 3.29
MGP MA MSD ex ante
Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti
MzNord 2008 51% 50% 92% 91% 72% 48%
2007 51% 56% 94% 95% 82% 64%
2006 50% 58% 95% 95% 86% 68%
2005 54% 60% 93% 91% 96% 81%
MzSud 2008 65% 64% 98% 95% 95% 69%
2007 68% 65% 98% 97% 99% 83%
2006 77% 67% 98% 98% 99% 98%
2005 88% 69% 99% 99% 100% 100%
MzSicilia 2008 83% 80% 93% 92% 100% 100%
2007 85% 79% 93% 95% 100% 100%
2006 90% 83% 95% 98% 100% 100%
2005 88% 87% 95% 97% 100% 100%
MzSardegna 2008 81% 74% 95% 99% 90% 97%
2007 94% 73% 100% 100% 100% 100%
2006 94% 75% 100% 100% 100% 100%
2005 96% 81% 100% 100% 100% 100%
Italia 2008 59% 57% 93% 92% 79% 51%
2007 59% 61% 95% 95% 83% 66%
2006 61% 63% 96% 96% 89% 74%
2005 67% 65% 95% 93% 97% 86%
102 relAzIone AnnuAle 2008
Il sistema di garanzia del mercato elettrico si basa su fideiussioni a prima richiesta che devono essere rilasciate da istituti di credito che abbiano un livello di rating non inferiore ad A- della scala S&P o Fitch ovvero A3 moody’s(a).
l’importo delle fideiussioni deve coprire il controvalore complessivo delle transazioni concluse sul mercato. In particolare, sul mercato a Pronti elettrico (mPe), l’importo delle fideiussioni presentate da un operatore deve coprire l’eventuale de-bito netto(b) che contrae durante il ciclo di fatturazione e pagamenti (lungo circa due mesi e mezzo). Pertanto un’offerta di acquisto è accettata solo qualora il controvalore di tale offerta sia inferiore alla garanzia disponibile dell’operatore.
Al fine di rendere più flessibile tale sistema è stata prevista la possibilità di aumentare l’importo della garanzia dispo-nibile attraverso il versamento di un deposito in contanti a favore del gme. Pertanto, ai fini dei controlli di congruità, la garanzia disponibile di ciascun operatore è data dalla somma algebrica dell’importo della fideiussione, del deposito e della posizione netta.
relativamente alla regolazione dei pagamenti, l’attuale disegno del mercato elettrico prevede che il gme determini, per ciascun operatore e per ogni periodo di fatturazione, la posizione netta, debitrice o creditrice, sulla base delle fatture inviate/ricevute dal gme in qualità di controparte centrale, e riceva/effettui i pagamenti di tali saldi.
Il periodo di fatturazione è pari al mese di calendario (mese m), vale a dire che la posizione netta a credito/debito di ciascun operatore è determinata sulla base delle transazioni di acquisto/vendita concluse in tale periodo sui mercati dell’energia. gli incassi/pagamenti delle posizioni nette così determinate vengono rispettivamente effettuati il 15° e il 16° giorno lavorativo del secondo mese successivo al mese di fatturazione(c).
la scelta della tempistica dei pagamenti è coerente con quanto previsto nel testo Integrato Vendita (tIV) relativamente al periodo di fatturazione e regolazione delle partite economiche derivanti dalla cessione dell’energia ai distributori da parte dell’Au. tale delibera, infatti, prevede che il periodo di fatturazione sia pari al mese di calendario e i pagamenti da parte dei distributori all’Au vengano effettuati con valuta beneficiario il quindicesimo giorno lavorativo del secondo mese successivo a quello di competenza.
un sistema di garanzia basato su fideiussioni a prima richiesta a copertura dell’intero controvalore delle transazioni presenta le seguenti caratteristiche:
assicura l’affidabilità, garantendo agli operatori il buon fine delle transazioni e al gme di coprirsi contro il rischio
•
di controparte. Qualora un soggetto non adempia alle proprie obbligazioni, infatti, il gme, in qualità di controparte centrale, provvede all’escussione della fideiussione presentata. gli operatori creditori riceveranno il pagamento dell’intero credito vantato nel momento in cui la fideiussione verrà escussa. nell’attuale sistema, pertanto, la so-cializzazione delle perdite causate da un eventuale default di un operatore è una ipotesi molto poco probabile, in quanto si dovrebbe verificare il contestuale inadempimento dell’operatore e dell’istituto fideiubente. Viceversa, se la fideiussione non coprisse l’intero controvalore, ma solo una parte di esso, il ricorso alla socializzazione in caso di inadempimento sarebbe inevitabile;
è ritenuto oneroso. l’onerosità è attribuibile principalmente alla tempistica dei pagamenti. Infatti una loro riduzione,
con-•
sentirebbe una diminuzione degli importi da garantire attraverso le fideiussioni e quindi dei relativi oneri. la modifica della tempistica dei pagamenti, pur permettendo di perseguire facilmente l’obiettivo di riduzione dell’onerosità del sistema, non può prescindere, come sopra evidenziato, dalla struttura dei pagamenti del settore elettrico;
è ritenuto poco flessibile. la mancanza di flessibilità è attribuita alla difficoltà di modificare l’importo della
fideius-•
sione in tempi brevi. Per far fronte a questo problema è stata introdotta la possibilità di versare un deposito.
Il sistema di garanzia e regolazione dei pagamenti in Europa
la struttura dei mercati elettrici spot che caratterizza i principali paesi europei presenta, al di là di alcune peculiarità dovute alle particolari condizioni strutturali dei rispettivi sistemi nazionali, modalità organizzative e di funzionamento
IL SISTEMA DI GARANzIA DEL MERCATO ELETTRICO
7
Box
A. I mercAtI dell’energIA 103 del sistema di garanzia molto simili tra loro. Il sistema di garanzia e regolazione dei pagamenti è, nella maggior parte dei casi, gestito attraverso l’utilizzo di procedure di clearing e settlement di tipo rolling con cadenza giornaliera. In alcuni casi, la gestione del sistema è affidato a una clearing house (Powernext, eeX), in altri è gestito dalla stessa società di gestione del mercato (nordPool, omel).
l’affidamento della gestione del sistema di garanzia a una clearing house (cH) implica che per poter negoziare sul mer-cato sia necessario aderirvi. In genere sono previsti differenti profili di adesione; questa può avvenire, infatti, in maniera diretta o indiretta. nel primo caso il partecipante diventa controparte della cH, nel secondo caso invece diviene contro-parte di un altro contro-partecipante diretto. ogni cH può stabilire i requisiti patrimoniali e organizzativi che ogni contro-partecipante diretto deve avere per poter svolgere tale ruolo (tab. I).
Struttura dei sistemi di garanzia sui mercati elettrici internazionali
di seguito vengono descritte le procedure adottate per i mercati del giorno prima tedesco (eeX), francese (Powernext), scandinavo (nordPool) e spagnolo (omel).
La borsa elettrica tedesca EEX (European Energy Exchange) AG è un mercato finanziario regolamentato ai sensi del german exchange Act che nasce dalla fusione, avvenuta nel 2002, tra il leipzig Power exchange (lPX) e l’eeX. nel 2007 si è proceduto allo spin-off del mercato a pronti ora gestito da eeX Power Spot gmbH e nel 2008 allo spin-off del mercato dei derivati ora gestito da eeX Power derivatives gmbH. le attività di clearing dei mercati gestiti da eeX sono affidate alla ecc (european commodity clearing Ag). Il sistema di garanzia gestito da ecc nel mercato spot è basato su dei margini, che ogni partecipante deve versare per coprire i costi teorici a cui ecc andrebbe incontro in caso di default da parte di ciascuno di essi. I margini richiesti per le negoziazioni sul mercato spot dell’energia elettrica sono di due tipologie, margini iniziali e intraday, che possono essere versati in contanti o in titoli.
I margini iniziali hanno la funzione di coprire la massima esposizione che un operatore può potenzialmente assumere e sono calcolati con riferimento a ogni operatore sulla base dei debiti netti giornalieri degli ultimi dodici mesi. I margini iniziali sono pertanto pari alla somma del debito medio giornaliero e della deviazione standard di tali debiti moltiplicata per un fattore di rischio. l’aggiornamento del margine iniziale viene effettuato all’inizio di ogni mese.
I margini intraday invece hanno la funzione di coprire variazioni “inattese” nell’esposizione di un operatore, pertanto
tab. I
Mercato Controparte Regolazione dei pagamenti
Frequenza Timing
Powernext European Giornaliera 1° giorno lavorativo successivo a
(Francia) Commodity Clearing quello di negoziazione
EEX (Germania) European Giornaliera 1° giorno lavorativo successivo a
Commodity Clearing quello di negoziazione
Nord Pool Spot Nord Pool Spot Giornaliera Debitori: 1° giorno lavorativo
(Paesi scandinavi) successivo a quello di negoziazione;
Creditori: 3° giorno lavorativo successivo a quello di negoziazione
EXAA (Austria) EXAA Giornaliera 3° giorno lavorativo successivo a
quello di negoziazione
Borzen Borzen Giornaliera 4° giorno lavorativo successivo a
(Slovenia) quello di negoziazione
Omel (Spagna) Omel Settimanale 3° giorno lavorativo della settimana
successiva a quella di negoziazione
HTSO (Grecia) HTSO Mensile Mese successivo a quello di
negoziazione
GME (Italia) GME Mensile 16° giorno lavorativo del secondo
mese successivo a quello di negoziazione
IL SISTEMA DI GARANzIA DEL MERCATO ELETTRICO Box
7
104 relAzIone AnnuAle 2008
devono essere versati nel caso in cui questa, nel corso di una sessione di negoziazione rischi di superare i limiti consentiti.
la regolazione dei pagamenti relativi alle transazioni effettuate avviene, pertanto, su base giornaliera.
ogni membro di ecc deve inoltre contribuire al cosiddetto “Clearing Fund”, che serve a coprire eventuali perdite causate dal default di un partecipante al mercato, non coperte dai margini da esso versati. I versamenti al “Clearing Fund” pos-sono essere effettuati in contanti, titoli o attraverso una fideiussione, e pos-sono calcolati sulla base dei dati storici relativi all’esposizione verso ecc. Sono inoltre stabiliti dei valori minimi di tale contributo a seconda del profilo del soggetto aderente alla cH.
La borsa elettrica francese, Powernext SA, istituita a fine 2001 è, ai sensi della direttiva comunitaria mifid, una Mul-tilateral trading facility (mtF). le attività di clearing dei mercati gestiti da Powernext sono attualmente affidate a lcH.
clearnet, ma a partire da Aprile 2009 saranno trasferite a ecc. la gestione delle attività di clearing da parte di ecc si colloca nel processo di integrazione avviato da eeX e Powernext con la costituzione di una joint company ePeX Spot Se cui è già affidata la gestione dei mercati spot di germania/Austria, Francia e Svizzera e di una società analoga, in via di costituzione, che gestirà i mercati a termine. Il sistema di garanzia del mercato spot anche in questo caso è basato sul versamento di margini iniziali e di margini addizionali.
I margini iniziali, che possono essere versati in contanti o in titoli, sono calcolati con riferimento a ciascun operatore sulla base della media degli acquisti dei 5 giorni precedenti, moltiplicata per un fattore correttivo del rischio. l’aggior-namento del margine iniziale viene effettuato ogni giorno e non può mai essere inferiore a 50.000 €.
I margini addizionali devono essere versati qualora l’esposizione netta dell’operatore superi dei limiti stabiliti. tali limiti vengono determinati per ciascun operatore anche sulla base del suo grado di solvibilità.
I pagamenti netti vengono calcolati al termine delle negoziazioni e liquidati giornalmente.
Il mercato elettrico spot nei paesi nordici (Norvegia, Svezia, finlandia e Danimarca), è gestito da Nord Pool Spot, che con la società nord Pool Asa a cui è affidata la gestione del mercato dei derivati fa parte del gruppo nord Pool.
Il sistema di garanzia del mercato elettrico a pronti è gestito da nord Pool Spot che agisce sul mercato da controparte centrale assumendo i relativi rischi. Ai fini della partecipazione al mercato, nord Pool richiede il versamento di margini il cui importo è pari al controvalore degli acquisti netti degli ultimi sette giorni e comunque non inferiore a 30.000 euro.
Inoltre, nord Pool si riserva il diritto, con due giorni di preavviso, di richiedere margini più elevati rispetto a quelli stan-dard. con riferimento alle modalità con cui i margini devono essere forniti, viene richiesta l’apertura di un conto corrente vincolato presso una delle banche con cui nord Pool ha accordi di settlement. Alternativamente può essere utilizzato un conto non vincolato, ma in tal caso l’operatore dovrà fornire una garanzia rilasciata da una banca o istituzione finan-ziaria a favore di nord Pool. la regolazione dei pagamenti avviene su base giornaliera, le somme a debito degli operatori vengono regolate il giorno lavorativo successivo a quello di negoziazione, mentre le somme a credito vengono regolate il terzo giorno lavorativo successivo a quello di negoziazione.
Il mercato elettrico spot in Spagna è organizzato da Omel, che gestisce anche il sistema di garanzia e regolazione dei pagamenti. omel svolge sul mercato il ruolo di controparte centrale assumendone i relativi rischi.
Il sistema di garanzia in tale mercato si basa su fideiussioni e depositi vincolati che devono essere versati a favore di omel a copertura del controvalore del debito che l’operatore contrae durante il ciclo dei pagamenti (circa 11 giorni). la regolazione dei pagamenti avviene il terzo giorno lavorativo di ogni settimana, ed è riferita alle negoziazioni concluse sul mercato la settimana precedente.
le caratteristiche del sistema di garanzia spagnolo sono simili a quelle del sistema di garanzia utilizzato sul mercato a pronti dell’energia gestito dal gme. entrambi, infatti, prevedono il versamento di una garanzia a copertura del contro-valore del debito che l’operatore contrae durante il ciclo dei pagamenti e le offerte presentate dagli operatori vengono accettate solo se la garanzia disponibile è maggiore del controvalore dell’offerta presentata. la principale differenza tra i due sistemi è la tempistica dei pagamenti, molto più breve nel mercato spagnolo rispetto a quello italiano.
note Box 7
(a) Per la Pce il livello di rating richiesto è inferiore, in quanto è una piattaforma obbligatoria sulla quale il gme è controparte per le sole partite relative ai corrispettivi per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (cct).
(b) la posizione netta a debito/credito di un operatore viene determinata facendo la somma algebrica del controvalore delle proposte di acquisto e di vendita appartenenti allo stesso periodo di fatturazione. tale somma viene, inoltre, diminuita dell’eventuale debito netto maturato dall’operatore e relativo a periodi di fatturazione precedenti, che non siano stati ancora oggetto di regolazione dei pagamenti.
(c) I termini di regolazione dei pagamenti sono gli stessi per le partite economiche derivanti da negoziazioni effettuate sul mPe e sulla Pce, mentre per le negoziazioni concluse sul mercato a termine elettrico (mte) il termine di pagamento è anticipato di un mese (15° e 16° giorno lavorativo del mese successivo al mese di fatturazione).
IL SISTEMA DI GARANzIA DEL MERCATO ELETTRICO
7
Box
A. I mercAtI dell’energIA 105 3.3 IL MERCATO DI AGGIUSTAMENTO (MA)
Il mercato di Aggiustamento è un mercato finalizzato alla modifica dei programmi definiti in esito al mgP. Anche nel 2008 la partecipazione al mA è stata permessa ai soli titolari di punti di immissione o misti; il mA si qualifica, quindi, come un mercato residuale in termini di volumi e senza impatto economico sui consumatori.
3.3.1 Prezzi
nel 2008 il prezzo medio ponderato con gli acquisti è stato pari a 84,95 €/mWh, in aumento di 15,58 €/mWh (+22,5%) rispetto all’anno precedente. Il rialzo più marcato è stato registrato nelle ore fuori picco dei lavorativi (+19,82 €/mWh;
+43,7%) in cui il prezzo si è attestato a 65,14 €/mWh; seguono i giorni festivi (+16,78 €/mWh; +29,1%) e le ore di picco (+14,85 €/mWh; +15,7%). In aumento anche la volatilità dei prezzi, con il relativo indice che è salito dai 16,58 €/mWh del 2007 ai 18,90 €/mWh del 2008 (tab. 3.30).
l’evoluzione annuale del prezzo medio di acquisto su mA mostra la stretta correlazione con il corrispondente prezzo di mgP, di cui ricalca la dinamica mantenendosi però, negli ultimi due anni, leggermente più basso nel livello medio (Fig.
3.37).
Prezzo di acquisto
Prezzo di acquisto: evoluzione annuale
I prezzi medi zonali si sono attestati su tre livelli; in quello più basso la zona nord con un valore pari a 79,82 €/mWh e il centro nord con 81,44 €/mWh. nel secondo livello tutte le altre zone continentali e la Sardegna con prezzi attorno agli 85
€/mWh; nel livello più alto la Sicilia con 111,07 €/mWh. nell’isola si è anche registrata la variazione sul 2007 più marcata (+38,4%); nelle altre zone il rialzo del prezzo è oscillato tra il 20 e il 30% (tab. 3.31 e Fig. 3.38). l’indice di volatilità dei prezzi, in aumento in tutte le zone, è stato più basso in quelle continentali e più alto nelle isole, con un massimo in Sicilia (36,85 €/mWh) (tab. 3.31). Il prezzo massimo di 3.000 €/mWh (si veda la delibera Aeeg n. 68/08 del 28 maggio 2008
en-tab. 3.30
9. SEZ A CAP3 last_REV/ Pagina 70 di 70