Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
Presentazione per X Commissione Senato
Roma, 24 novembre 2015
❑ Struttura dei prezzi per i clienti finali
❑ Clienti ed energia nel servizio di maggior tutela
❑ Quotazioni dei prodotti energia
❑ Portafoglio di AU
Segmenti del sistema
Ante‐liberalizzazione
Post‐liberalizzazione
Assetto
Regime prezzi
Assetto
Prezzi
• Generazione (produzione e importazione)
• libera
• mercato
• Trasmissione e dispacciamento
• riservata monopolio nazionale
• amministr ati
da AEEG
• Distribuzione
• monopoli locali
• Regolati (price‐cap AEEG)
• Vendita
• libera
• mercato
• Xxxxxx amministrati centralmente tramite tariffa per il cliente finale
(C.I.P fino al 1996, AEEG dal
1997 al 2003)
• Prezzi uniformi su tutto il territorio nazionale
• Sistema di perequazione nazionale per il costo termoelettrico
Imprese verticalmente integrate
in concessione di monopolio territoriale
Mercato retail
Società di vendita‐n
Società di vendita‐1
Clienti serviti
sul mercato libero
Società di vendita‐4
Società di vendita‐2
Società di vendita‐3
AU
sourcing
AEEG
pricing
Esercenti gestione clienti
Clienti serviti in
maggior tutela
❑ Servizi di vendita (campo del libero mercato)
Sourcing energia
Gestione clienti
• PED (Energia e Dispacciamento: PE + PD)
• PPE (Perequazione costi energia)
• PCV (commercializzazione vendita)
Componenti basate sui costi di approvvigiona‐ mento di Acquirente unico
Componenti basate sui costi dei venditori nel mercato retail
❑ Servizi di rete
❑ Oneri di
• Trasporto
• Distribuzione
• Misura
Componenti regolate e amministrate uguali per tutti i clienti finali, sia sul mercato libero sia in maggior tutela.
sistema • Componenti A, UC e MCT
❑ Imposte • Imposte erariali
• IVA
• Il grafico sottostante evidenzia il peso di ciascuna componente del prezzo di maggior tutela in termini percentuali, calcolato con riferimento alla fornitura di 3 kW residenti e 2.700 kWh/anno
Imposte sul consumo e IVA
13%
Prezzi aggiornati al 4° trimestre 2015
Prezzo energia AU (PED + PPE)
40%
Oneri di sistema 24%
Trasmissione, distribuzione e misura
18%
Commercializzazione 5%
Serie storica dei prezzi per usi domestici
3 kW residenti con 2.700 kWh/anno
Serie storica dei prezzi per usi diversi dalle abitazioni
Approvvigionamenti di energia elettrica Presentazione per X Commissione Senato
6 kW con 4.100 kWh/anno
Il ruolo di AU e la formazione del prezzo
Assetto proprietario
Prezzi amministrati
Sotto il controllo di un unico Gruppo Proprietario SpA
per il mercato vincolato
Superamento del prezzo amministrato
con l’avvio della Borsa del mercato elettrico
Impresa di produzione SpA
Impresa di distribuzione SpA
Impresa di produzione SpA
Impresa di produzione SpA
Acquisti di AU tramite contratti bilaterali
Borsa
Acquisti in Borsa di AU con coperture CfD
Prezzo di cessione definito dall’AEEG
Impresa di
Acquirente unico
Prezzo di cessione calcolato da AU in base al costo di approvvigionamento sostenuto
• L’impresa di distribuzione/esercente è neutra
distribuzione SpA
Tariffa al cliente finale vincolato
Impresa di distribuzione SpA
rispetto al mercato in quanto riceve una remunerazione per il solo servizio di gestione.
• Infatti le eventuali differenze tra i costi di acquisto energia sostenuti dal distributore/esercente e i ricavi conseguiti relativa alla sola generazione, sono eliminate tramite il sistema di perequazione definito dall’AEEGSI.
• In Italia, salvo limitate eccezioni, le attività di produzione e distribuzione fanno capo a stessi soggetti proprietari.
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
definita dall’AEEG
Clienti Vincolati
Clienti tutelati
• Fino al marzo 2004 la cessione di energia da produzione a distribuzione per la fornitura ai clienti vincolati era basata su prezzi amministrati definiti dall’AEEG.
• Una volta definiti suddetti prezzi di cessione, l’AEEG fissava la tariffa applicata dai distributori ai clienti vincolati.
Prezzo al cliente finale tutelato definita dall’AEEGSI
• L’Acquirente unico si frappone tra produzione e distribuzione/esercente evitando la possibilità che il produttore contratti la propria produzione direttamente con il proprio distributore/esercente.
• Si evitano in tal modo possibili accordi all’interno dello stesso gruppo societario volti aPrveasennifticaaziroenleapceormX pCeotmizmioinsseionneellSaenato
produzione e scaricare sul cliente finaRleopmraez2z4i xxxxxxxxxxxxx.xx 2015 9
➊ Il ruolo di AU consiste nell’approvvigionare energia per la copertura della domanda dei clienti in maggior tutela
➋ AU trasferisce i costi di approvvigionamento sostenuti agli esercenti la maggior tutela conseguendo il pareggio di bilancio senza determinare utili o perdite
➌ Il prezzo di cessione, pari ai costi sostenuti, è determinato esclusivamente dall’attività di approvvigionamento di AU sui mercati all’ingrosso e pertanto AU non beneficia di forniture a prezzi amministrati/agevolati
➍ Il prezzo per il cliente finale è fissato dall’AEEGSI con l’obiettivo di pareggiare i costi passati da AU agli esercenti
➎ Gli esercenti il servizio di maggior tutela gestiscono la vendita ai clienti finali
❑ Struttura dei prezzi per i clienti finali
❑ Clienti ed energia nel servizio di maggior tutela
❑ Quotazioni dei prodotti energia
❑ Portafoglio di AU
Dall’apertura del mercato (luglio 2007) gli utenti domestici passati al mercato libero sono circa 10,6 milioni. Di questi circa 6,6 milioni sono passati alla società collegata all’esercente del mercato tutelato.
Nel periodo gen‐lug 2015 lo switching degli utenti domestici è stato del
2,62% pari a circa 83.000 unità mensili.
Dall’apertura del mercato (luglio 2007) gli utenti altri usi BT e illuminazione pubblica passati al mercato libero sono circa 3,0 milioni. Di questi 1,6 milioni sono passati alla società collegata all’esercente del mercato tutelato.
Nel periodo gen‐lug 2015 lo switching degli altri usi BT e illuminazione pubblica è stato del 2,66% pari a circa 20.000 unità mensili.
Energia mercato Italia (TWh/anno)
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Roma 24 novembre 2015 13
❑ Struttura dei prezzi per i clienti finali
❑ Clienti ed energia nel servizio di maggior tutela
❑ Quotazioni dei prodotti energia
❑ Portafoglio di AU
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(*)
2016
(^)
❑ Andamento negli anni dello «spread» tra PUN baseload e del PUN off‐ peak. :
86,99
OffPeak
Spread Base‐OffPeak
74,75
75,48
70,99
19,24
72,23
63,72
64,12
7,91
5,66
69,82
62,99
58,59
20,63
67,75
22,93
9,92
64,32
15,43
3,59
59,40 52,08
16,44 54,12
54,20
48,06 48,29
51,62
3,90 3,50
48,18 48,12
42,15
45,95
4,82
41,13
euro/MWh
• Il PUN baseload incompora la copertura di tutti i costi di produzione (fissi e variabili);
• il prezzo PUN off‐peak, tende a rappresentare i costi variabili.
• lo spread rappresenta la copertura dei costi fissi (capitale, esercizio e manutenzione) del segmento di generazione.
PUN vs Gas
Euro/MWh
N.B.: Le quotazioni “native” del Gas TTF e PSV Italia sono espresse in euro/MWh termici. I dati gas riportati nel grafico sono stati trasformati in euro/MWh elettrici in base al rapporto tra potere calorifico superiore(9.100 kcal/mc) ed inferiore (8.250 kcal/mc) del gas naturale e considerando il rendimento per l’utilizzo di detto combustibile in centrali a ciclo combinato pari al 56%. Il coefficiente di trasformazione è pari a 1,969697
Prezzi per consegna 2015 2016 e 2017
Baseload 2015 Baseload 2016 Baseload 2017
Energia elettrica
Gas
Sommario
❑ Struttura dei prezzi per i clienti finali
❑ Clienti ed energia nel servizio di maggior tutela
❑ Quotazioni dei prodotti energia
❑ Portafoglio di AU
Xxxxx e Indirizzi ad AU dal 2004 al 2007
• Acquirente Unico è titolare della funzione di garante del mercato vincolato dal 1° gennaio 2004 per effetto del Decreto 19 dicembre 2003 del Ministro delle Attività Produttive, che ha definito le modalità di approvvigionamento che si esplicano attraverso:
– la stipula di contratti bilaterali di acquisto fino ad un massimo del 25% del fabbisogno del mercato vincolato;
– l’assegnazione di quote di energia “CIP 6”;
– l’acquisizione di energia dei contratti pluriennali di importazione dell’Enel SpA;
– l’acquisizione di energia da importazione, previa assegnazione da parte del Gestore della rete nazionale di capacità di trasporto sulle frontiere con l’estero;
– la partecipazione alla borsa elettrica previa copertura del rischio prezzo e quantità;
• Lo stesso Decreto ha anche stabilito l’obbligo, per le imprese distributrici, di acquistare da Acquirente Unico tutta l’energia da loro fornita al mercato vincolato ad un prezzo di cessione pari al costo sostenuto da AU.
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
Presentazione per X Commissione Senato
Roma 24 novembre 210915
Fabbisogno 165,8 TWh
100 %
Bilaterali fisici 26 TWh
15,6 %
Acquisti Borsa
Prezzo fisso 11,9 TWh
7,2%
Prezzo variabile 14,1 TWh
8,5 %
CfD v. PUN 134,4 TWh
• Totale contratti: 97% del fabbisogno
• 41% del fabbisogno a prezzo fisso
Prezzo fisso 56,8 TWh
34,2 %
Swap v. combustibili
0 TWh
Prezzo
139,8 TWh
84,3 %
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
81,1 %
Senza copertura
5,4 TWh
3,2 %
indicizzato 77,6 TWh
46,8 %
0 %
Prezzo indicizzato
77,6 TWh
46,8%
Presentazione per X Commissione Senato
Roma 24 novembre 2015 20
Fabbisogno 154,2 TWh
100 %
Bilaterali fisici 22 TWh
14,3 %
Acquisti Borsa
Prezzo fisso 14,1 TWh
9,1%
Prezzo variabile 8,1 TWh
5,2 %
CfD v. PUN 115,2 TWh
• Totale contratti: 89% del fabbisogno
• 52% del fabbisogno a prezzo fisso
Prezzo fisso 53,0 TWh
34,2 %
Swap v. combustibili
7,2 TWh
Prezzo
132,2 TWh
85,7 %
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
74,7 %
Senza copertura
17 TWh
11,0 %
indicizzato 63,4 TWh
41,1 %
4,7 %
Prezzo indicizzato
56,2 TWh
36,4 %
Presentazione per X Commissione Senato
Roma 24 novembre 220115
Fabbisogno 127,6 TWh
100 %
Bilaterali fisici 19,5 TWh
15,3 %
Acquisti Borsa
Prezzo fisso 4,8 TWh
3,8%
Prezzo variabile 11,5 TWh
9 %
CfD v. PUN 80,5 TWh
• Totale contratti: 78,4% del fabbisogno
• 27,5% del fabbisogno a prezzo fisso
Prezzo fisso 19,0 TWh
14,9%
Swap v. combustibili
11,3 TWh
Prezzo
108,1 TWh
84,7 %
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
63,1 %
Senza copertura
27,6 TWh
21,6 %
indicizzato 61,5 TWh
48,2 %
8,9 %
Prezzo indicizzato
50,2 TWh
39,3%
Presentazione per X Commissione Senato
Roma 24 novembre 220215
❑ Mix tra contratti a termine e acquisti spot su MGP, con obiettivi di copertura a termine definiti e aggiornate nel tempo in base alle aspettative di mercato
❑ Anticipazione temporale : Durante l’anno corrente (anno y) si da corso alle attività di approvvigionamento riguardanti sia l’anno in corso stesso sia l’anno successivo (y+1) sia l’anno y+2 in modo da costruire gradualmente nel tempo portafogli con mix ottimale di contratti a termine e contratti spot
❑ Il frazionamento della domanda a termine lungo l’arco temporale prescelto consente:
• cogliere le opportunità della volatilità del mercato operando giorno per giorno con l’obiettivo di minimizzare il costo complessivo del portafoglio
• essere presenti sul mercato con una domanda contenuta, simile a quella di altri operatori, in modo da non perturbare il mercato con elevate quantità che, peraltro, sarebbe soddisfatta da un’offerta a prezzi crescenti
Consuntivo
Consuntivo
Consuntivo
Previsione
Previsione
Costi euro/MWh su profilo AU
Previsione
Energia sottostante contratti a termine in rapporto al fabbisogno annuo di energia
Approvvigionamenti di energia elettrica per il servizio di maggior tutela
Presentazione per X Commissione Senato
Roma, 24 novembre 2015