CESI. A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 1/121. RICERCA DI SISTEMA (secondo periodo)

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1 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 1/121 Cliente RICERCA DI SISTEMA (secondo periodo) Oggetto Analisi del meccanismo di allocazione della capacità di trasporto sulle frontiere italiane per il 2005 e proposta di modifiche per il 2006 Ordine L16457W Note NORME/REGOLE/WP2/MILESTONE 2.3 Rapporto 1/1 della milestone La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del CESI. N. pagine 121 N. pagine fuori testo Data 30/12/2005 Elaborato CESI B.U. RETE Energy Trading G. Migliavacca, S. Camurati Mod. RAPP v. 01 CESI F.R.S. A. Porrino Verificato CESI B.U. RETE Energy Trading M. Benini Approvato CESI F.R.S. G. Pedroni CESI Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano Giacinto Motta SpA Via R. Rubattino Milano - Italia Telefono Fax Capitale sociale Euro interamente versato Codice fiscale e numero iscrizione CCIAA Registro Imprese di Milano Sezione Ordinaria N. R.E.A P.I. IT

2 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 2/121 Indice SOMMARIO INTRODUZIONE IL CONTESTO ISTITUZIONALE LA CREAZIONE DELLA RETE EUROPEA INTERCONNESSA LA NASCITA DEI MERCATI ELETTRICI COMPETITIVI ED IL REGOLAMENTO EUROPEO 1228/ MECCANISMO DI ALLOCAZIONE APPLICATO IN ITALIA NEL MECCANISMO DI ALLOCAZIONE APPLICATO IN ITALIA NEL IL MINI-FORUM DI MILANO DEL 25 GENNAIO LA RICERCA DEL MECCANISMO DA APPLICARE NEL ATTIVITÀ SVOLTE ATTIVITÀ SVOLTE DA CESI NELLA FASE ATTIVITÀ SVOLTE DA CESI NELLA FASE CONCLUSIONI BIBLIOGRAFIA APPENDICE 1 MONITORING MERCATI ESTERI APPENDICE 2 MONITORING ESITI ASTE APPENDICE 3 IMPLEMENTAZIONE MARKET COUPLING APPENDICE 4 IPOTESI MODIFICA ASTA ESPLICITA APPENDICE 5 DIVERSI TIPI DI CONGESTION MANAGEMENT APPENDICE 6 POSITION PAPER (VERS. 1) APPENDICE 7 DUE POSSIBILI METODOLOGIE ALLOCATIVE APPENDICE 8 POSITION PAPER (VERS. 2) APPENDICE 9 POSITION PAPER (VERS. 3) APPENDICE 10 CONDITIONED EXPLICIT AUCTION APPENDICE 11 SEMINARIO MILANO, 5 SETTEMBRE APPENDICE 12 ANALISI DI FUNZIONAMENTO DEL METODO S Copyright 2005 by CESI. All rights reserved - Activity code 30938E

3 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 3/121 STORIA DELLE REVISIONI Numero Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati revisione 1 30/12/2005 A Prima emissione SOMMARIO Il presente rapporto è stato predisposto nell ambito del Progetto di Ricerca di Sistema NORME, sottoprogetto REGOLE, WP3, Milestone 3 Cross border trade. Il sottoprogetto REGOLE ha l obiettivo di fornire i presupposti tecnico-scientifici utili alla attività di regolamentazione del Sistema Elettrico da parte della Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG), con il fine di far evolvere il Sistema Elettrico nella direzione di un servizio meno costoso per il Paese e di uno standard di qualità più adeguato alle nuove esigenze. I principali campi in cui si svolgono le attività del progetto REGOLE sono: il mercato dell energia elettrica, del gas e dei titoli di efficienza energetica; l incentivazione della co-generazione, la generazione da energie rinnovabili e la generazione distribuita; il funzionamento delle reti elettriche, e qualità del servizio. La attività descritta nel presente rapporto si inquadra nell ambito dell applicazione del Regolamento Europeo 1228/03 sugli scambi transfrontalieri di elettricità, che comporta una sostanziale revisione nella modalità di allocazione della capacità di trasporto delle interconnessioni tra l Italia e i paesi confinanti. AEEG, ha il compito di supportare il ministero nella definizione di modalità e condizioni di scambi di energia elettrica conformi al suddetto Regolamento Europeo. Dato il forte differenziale di prezzo dell energia tra l Italia e il resto dell Europa, queste modalità potrebbero avere un significativo impatto sui prezzi dell energia e, quindi, sulla competitività dell economia nazionale. Nell ambito delle linee guida della Commissione Europea, che mirano alla creazione nel medio termine di un unico mercato elettrico europeo, le attività di cui sopra dovrebbero essere svolte ricercando, inoltre, la reciproca armonizzazione con i meccanismi allocativi realizzati dai Paesi confinanti. L obiettivo dell attività svolta da CESI a supporto di AEEG è stato quello di individuare quale meccanismo allocativo delle linee transfrontaliere assicurasse le condizioni più vantaggiose per gli operatori italiani, pur garantendo piena compatibilità con il Regolamento Europeo 1228/03. Tutto ciò mirando, per quanto possibile, ad adottare una metodologia che permettesse di attuare assegnazioni congiunte o almeno coordinate con le nazioni confinanti. Il rapporto si apre con una ampia descrizione dell evoluzione del contesto regolatorio, con l obiettivo di pervenire ad una chiara individuazione dei problemi da risolvere.

4 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 4/121 Segue una seconda sezione che descrive l iter percorso dall attività svolta da CESI e introduce ai principali risultati di tale attività tra i quali si segnalano i seguenti: indagine sui metodi di allocazione della capacità transfrontaliera applicati sulle frontiere italiane dai Paesi confinanti relativamente alla quota di capacità da essi assegnata (Appendice 1); monitoraggio da un lato del funzionamento del metodo S1 applicato nel 2005 dal GRTN sul 50% di capacità assegnata dall Italia, dall altro del funzionamento del meccanismo di asta esplicita bilaterale applicato dalla Francia (Appendici 2 e 12); indagine sui metodi proposti dalla letteratura scientifica per l allocazione della capacità di traporto transfrontaliera e implementazione di un algoritmo di decentralised market coupling (DMC) (Appendice 3); proposte di modifica al procedimento di asta esplicita per tenere conto del problema di esercizio di potere di mercato da parte di produttori dominanti (Appendice 4) e analisi delle possibilità allocative che realisticamente possono essere implementate nell anno 2006 (Appendice 5); identificazione dei i principi generali a cui idealmente dovrebbe ubbidire il meccanismo di allocazione da proporre per il 2006 (Appendici 6, 8 9) e individuazione di due proposte alternative concrete d allocazione, da sottoporre alle Autorità francese ed austriaca (Appendice 7). Le conclusioni tirano le fila dell attività, chiarendo lo stato attuale ed il cammino ancora da percorrere.

5 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 5/121 1 INTRODUZIONE Dal punto di vista economico, in una nazione come l Italia caratterizzata da costi di generazione più elevati rispetto a quelli dei Paesi confinanti (in particolare con riferimento alla Francia il cui parco di generazione comprende una porzione cospicua di nucleare) l import di energia è visto come un importante fonte di approvvigionamento di energia a basso prezzo. Se la capacità di interconnessione ai confini italiani fosse molto elevata, l importazione potrebbe far sì che i prezzi dell energia italiani si allineassero con quelli, in generale più bassi, delle nazioni confinanti. Questo permetterebbe una generale diminuzione dei costi della produzione industriale nel sistema Italia e, contemporaneamente, una riduzione delle possibilità di esercizio del potere di mercato da parte dei grandi produttori nazionali che da un lato sarebbero soggetti alla concorrenza da parte di grandi produttori stranieri, dall altro vedrebbero il loro livello di pivotalità diminuire con riferimento ad un mercato più vasto. Tuttavia, ragioni legate alla geografia italiana (rilievi montuosi), alle opposizioni che la costruzione di nuovi elettrodotti usualmente incontra da parte delle comunità transitate e alla necessità di coordinamento tra i Gestori di Rete dei diversi Paesi interessati, fanno sì che la capacità di connessione tra Italia e Paesi limitrofi sia scarsa e, di conseguenza, il bene scarso energia importata oggetto di contesa tra i clienti italiani. In Italia, il problema dell allocazione di capacità di trasporto transfrontaliera è stato risolto per un certo numero di anni mediante una distribuzione gratuita pro-quota ai richiedenti. Tuttavia, l apertura alla concorrenza dei mercati europei nella prospettiva della creazione di un unico mercato europeo dell energia elettrica e, allo stesso tempo, la necessità di fornire ai diversi soggetti economici adeguati segnali di prezzo in grado di stimolare un uso efficiente della rete di trasmissione e investimenti in generazione ove realmente vi sia necessità di alimentare carichi, hanno ispirato la politica energetica Europea ed in particolare il Regolamento EU 1228/2003 sugli scambi transfrontalieri, che richiede che gli scambi di energia tra nazioni siano effettuati utilizzando meccanismi allocativi trasparenti, non discriminatori ed efficienti e metodologie orientate al mercato. Il meccanismo attuato in Italia nel 2005 in adeguamento a tali richieste prevedeva una metodologia esplicita (S1) integrata nel metodo zonale di market splitting implementato per il mercato nazionale. Tuttavia, tale metodologia, unita alla distribuizione gratuita pro-quota dei certificati CCCI 1, che sterilizzavano i segnali di prezzo forniti dall S1, dava luogo di fatto ancora ad un meccanismo simile ad una distribuzione pro-quota. 1 La sigla CCCI compare nella delibera AEEG 224/04 e deriva dall aggiunta di I ( Internazionali ) all acronimo CCC, già definito dalla delibera 205/04 con riferimento a Coperture dal rischio di volatilità del Corrispettivo di assegnazione della Capacità di trasporto o CCC. Si tenga presente, tuttavia, la differenza sostanziale tra i due strumenti: i CCC sono veri e propri certificati di copertura, assegnati mediante procedura d asta, mentre i CCCI, distribuiti gratuitamente pro-quota, non possono essere ricondotti ad una forma assicurativa a copertura dei differenziali di prezzo sulle linee transfrontaliere.

6 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 6/121 Per tale ragione, nel 2005 non è stato possibile raggiungere accordi per un allocazione coordinata della capacità transfrontaliera con gli altri stati confinanti, in particolare Francia e Austria che hanno provveduto a implementare meccanismi di asta esplicita per la quota (50%) di loro competenza. Nell ambito della programmazione del meccanismo italiano per il 2006, l Autorità italiana ha voluto promuovere un indagine tecnico-regolatoria al fine di stabilire quali possibilità sussistevano di trovare un accordo per una allocazione congiunta e, possibilmente, coordinata delle interconnessioni con gli stati confinanti. Per tale attività è stata richiesta l assistenza da parte di CESI. Il presente rapporto riferisce sulle attività compiute nell ambito di tale attività di supporto.

7 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 7/121 2 IL CONTESTO ISTITUZIONALE 2.1 La creazione della rete europea interconnessa All inizio del XX secolo, con la diffusione dei consumi elettrici in Europa, le varie nazioni cominciarono a dotarsi di reti di transmissione nazionali. Tali reti erano inizialmente di piccola dimensione e fra loro isolate. Solo in un secondo tempo ci si rese conto del fatto che il problema del bilanciamento in tempo reale del carico poteva essere risolto con maggiore facilità se l area interconnessa era ampia. Infatti, quanto più ampio è il numero di generatori coinvolti, tanto maggiore è il livello di riserva che si ha a disposizione per far fronte a vari tipi di emergenze. Pertanto, si cominciò a pensare di interconnettere fra loro le diverse reti di trasmissione nazionali europee, più per far fronte ad eventuali necessità di mutuo soccorso tra le nazioni che non per compiere transazioni commerciali. Inoltre, ben presto si comprese che l interconnessione tra le reti poteva dar luogo a problemi nel caso in cui non si fossero armonizzate in qualche modo le regole tecniche di esercizio delle stesse. Per tale ragione fu fondata, più di 50 anni fa, la Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE). Tale organizzazione abbraccia attualmente l intero contienente europeo (vedi Fig. 1). Fig. 1 - Paesi membri dell'ucte nel 2005 In seguito, le interconnessioni divennero anche oggetto di transazioni commerciali, pur non essendo state create per tale scopo. Infatti, le compagnie elettriche nazionali verticalmente integrate si resero conto del fatto che le notevoli differenze tra i parchi di generazione disponibili nelle diverse nazioni ed i diversi regimi regolatori creavano interessanti complementarietà economiche ed, in particolare, opportunità per l importazione di energia elettrica prodotta a basso prezzo.

8 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 8/121 In Italia, dopo il referendum sul nucleare (8 novembre 1987) si prese in considerazione il fatto che la notevole concentrazione di impianti nucleari in Francia rendeva disponible energia ad un prezzo più basso di quello al quale la stessa poteva essere prodotta in Italia mediante impianti convenzionali. Del resto, la necessità di esercire gli impianti nucleari a carico costante rendeva anche i francesi molto propensi a stringere accordi di lungo periodo per l esportazione di tale energia. In tal modo, ENEL abbandonò l originaria idea che mirava all autosufficenza della produzione elettrica per una che faceva affidamento su una significativa quota di importazione dalla Francia. Così, ENEL, al pari di tante altre società elettriche nazionali, cominciò a stringere accordi commerciali bilaterali di lungo termine per il commercio transfrontaliero di energia elettrica (PPA: Power Purchase Agreements). Tuttavia, con l uso sempre più intensivo delle interconnessioni per scambi commerciali, queste si dimostrarono ben presto sottodimensionate rispetto alle richieste. Di conseguenza, come nel caso di tutti i beni scarsi, anche l uso delle interconnessioni cominciò ad essere associato ad un valore economico. 2.2 La nascita dei mercati elettrici competitivi ed il Regolamento europeo 1228/03 Successivamente, i paesi europei cominciarono a liberalizzare i mercati elettrici nazionali. In questo ambito le società elettriche nazionali verticalmente integrate venivano spezzate nelle loro funzioni di base ( unbundling ). Generazione e distribuzione venivano gradualmente vendute a soggetti privati fra loro in competizione, mentre la rete di trasporto, considerata monopolio naturale, veniva affidata ad un unico gestore nazionale (in Italia il GRTN). Nell ambito del nuovo ambiente competitivo europeo, i vecchi accordi PPA stretti dalle società exmonopoliste venivano sempre più visti come un impedimento alla libera competizione. In Italia, in particolare, il prezzo dell energia importata dalla Francia (ma anche da Svizzera, Austria e Slovenia), relativamente basso rispetto a quello dell energia prodotta in loco, rendeva le importazioni estremamente appetibili e potenzialmente oggetto di libera competizione. Sul piano europeo si poneva il problema di aprire il commercio transfrontaliero al mercato salvaguardando un uso efficiente della rete di interconnessione da parte degli stati. L idea era quella di promuovere l efficienza facendo in modo tale che la procedura allocativa fornisse un segnale economico ai soggetti di mercato europei, attribuendo un valore funzione della scarsità della risorsa. D altro lato, questo richiedeva un allineamento tra i procedimenti allocativi fino ad allora attuati a livello bilaterale sulle diverse frontiere europee ed un loro riorientamento verso meccanismi di mercato atti a valutare correttamente la payment willingness dei soggetti di mercato. Inoltre, si comprende facilmente come il problema dell allocazione delle interconnessioni non possa essere risolto in modo bilaterale ma richieda un coordinamento a livello europeo. Infatti, a causa del fenomeno dei flussi paralleli ( loop flows ) non è possibile stabilire a priori il percorso dell elettricità (a meno di non introdurre costosi dispositivi

9 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 9/121 elettronici, quali i FACTS). Ad es., una parte significativa dell energia prodotta in Francia e destinata all Italia transita di fatto attraverso altre frontiere (in particolare attraverso la Svizzera). Tenendo conto delle ragioni sopra esposte, nel 2003 Parlamento Europeo e Consiglio emisero il Regolamento 1228/03, che definisce le condizioni d accesso alla rete europea per scambi transfrontalieri di energia elettrica. Gli stati europei erano tenuti all applicazione del Regolamento entro il 1 luglio 2004, con l eccezione della Slovenia, che ha ottenuto proroga fino al Il Regolamento 1228/03 prescrive i seguenti principi per la gestione delle congestioni nell allocazione delle interconnessioni: 1. I problemi di congestione della rete siano risolti con soluzioni non discriminatorie fondate su criteri di mercato che forniscano segnali economici efficienti ai soggetti partecipanti al mercato e ai gestori del sistema di trasmissione. I problemi di congestione della rete siano risolti di preferenza con metodi non connessi alle transazioni, vale a dire metodi che non comportano una selezione tra i contratti di singoli soggetti partecipanti al mercato. 2. Le procedure di decurtazione delle transazioni commerciali siano utilizzate soltanto in situazioni di emergenza, quando il gestore del sistema di trasmissione è costretto ad intervenire celermente e non sono possibili il ridispacciamento o gli scambi compensativi (countertrading). Le eventuali procedure adottate al riguardo si applicano in maniera non discriminatoria. Salvo in caso di forza maggiore, i soggetti partecipanti al mercato cui è stata assegnata una capacità siano compensati per l'eventuale decurtazione. 3. La capacità massima delle interconnessioni e/o delle reti di trasmissione riguardanti i flussi transfrontalieri sia posta a disposizione dei soggetti partecipanti al mercato compatibilmente con le norme di sicurezza per il funzionamento della rete. 4. I soggetti partecipanti al mercato informino i gestori del sistema di trasmissione interessati, in un periodo di tempo ragionevole prima del relativo periodo di esercizio di trasmissione, se intendono utilizzare la capacità assegnata. Qualsiasi capacità assegnata rimasta non utilizzata è riassegnata al mercato in maniera aperta, trasparente e non discriminatoria. 5. I gestori del sistema di trasmissione effettuino, per quanto tecnicamente possibile, la compensazione con le domande di capacità per flussi di energia elettrica in direzione opposta sulla linea di interconnessione sulla quale esiste congestione onde utilizzare questa linea alla sua capacità massima. Tenuto pienamente conto della sicurezza delle reti, le transazioni commerciali che alleviano la situazione di congestione non sono mai rifiutate. 6. I proventi derivanti dall'assegnazione delle capacità di interconnessione siano utilizzati per uno o più dei seguenti scopi: a) per garantire l'effettiva disponibilità della capacità assegnata; b) quali investimenti nella rete destinati alla manutenzione o all'aumento delle capacità di interconnessione;

10 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 10/121 c) quali proventi di cui le autorità di regolamentazione devono tener conto in sede di approvazione del metodo di calcolo delle tariffe della rete e/o in sede di valutazione dell'opportunità o meno di modificare le tariffe. 2.3 Meccanismo di allocazione applicato in Italia nel 2004 Nel 2004, anno di entrata in funzione del mercato elettrico italiano e precedentemente all obbligo di applicazione del Regolamento 1228/03, le modalità di assegnazione della capacità di interconnessione tra estero ed Italia erano definite sulla base della delibera n. 157/03 dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas (AEEG), che parzialmente si richiamava a precedenti delibere. Sulla base di tale delibera, la capacità di trasporto disponibile su base annuale per l importazione sulle varie frontiere veniva calcolata sottraendo dalla capacità di trasporto disponibile (CTD) complessiva in importazione (pari a 5800 MW sulla frontiera nord-ovest e 700 MW su quella nord-est) la capacità assegnata ai contratti pluriennali stipulati da ENEL ed ancora vigenti, pari a 2000 MW. A partire dalla CTD si determinava la capacità di trasporto assegnabile (CTA) sottraendo: le quote assegnate autonomamente dagli operatori attivi sulle varie frontiere: 50% della capacità disponibile sulle frontiere con Svizzera, Austria e Slovenia, 150 MW sulla frontiera con la Grecia; le quote assegnate ai soggetti con l'obbligo di prestare il servizio di interrompibilità di carico che non avessero rinunciato a tale assegnazione, in cambio di una apposita remunerazione; le quote riservate a Vaticano (50 MW), S. Marino (50 MW) e Francia-Corsica (55 MW). Il meccanismo di assegnazione, applicato dal GRTN, era di tipo pro-quota: qualora la capacità di trasporto complessivamente richiesta su ciascuna frontiera (nord-ovest o nordest) non eccedesse la capacità assegnabile su tale frontiera, le bande richieste erano assegnate ai rispettivi richiedenti; qualora invece la capacità di trasporto complessivamente richiesta su ciascuna frontiera superasse la corrispondente capacità assegnabile, si poneva in essere un processo iterativo tale per cui le bande richieste venivano ridotte in modo tale che nessun soggetto potesse disporre di più del 10% della capacità assegnabile sulla specifica frontiera, escludendo inoltre dall assegnazione le richieste che, a seguito del razionamento, risultassero inferiori a 1 MW. L assegnazione di capacità su base settimanale e giornaliera eseguita dal GRTN, anch essa soggetta al vincolo di essere pari a multipli di 1 MW, era eseguita sulla base della capacità residua al netto dell assegnazione su base annuale. Tale meccanismo era fortemente criticabile in quanto: discriminatorio: chi richiedeva un numero ridotto di bande, in virtù del sopra citato limite minimo di 1 MW, aveva elevate probabilità di essere escluso dall assegnazione;

11 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 11/121 non basato su criteri di mercato: la capacità di trasmissione era assegnata sostanzialmente a titolo gratuito; non recante alcun segnale economico ai soggetti partecipanti al mercato ed al gestore di rete. 2.4 Meccanismo di allocazione applicato in Italia nel 2005 Sulla base del Decreto MAP del 17 dicembre 2004 recepito dalla Delibera AEEG 214/04 la capacità allocabile sulle frontiere italiane nel 2005 è stabilita secondo quanto mostrato in Tab. 1. F CH A SLO Totale Capacità di trasporto 2650,0 3850,0 220,0 430,0 7150,0 Pluriennali 1400,0 600,0 Corsica (Ip 50%-50%) 55,0 Disponibile netta 1195,0 3250,0 220,0 430,0 5095,0 Assegnabile GRTN (lordo) 597,5 1625,0 110,0 215,0 2547,5 KHR (Innerferrera) 40,0 San Marino 42,0 Vaticano 50,0 Raetia Energie 150,0 Totale assegnabile GRTN 2265,5 Tab. 1 - Capacità disponibile sulla frontiera settentrionale italiana nel 2005 Sulla base del sopra citato Decreto MAP, le capacità totali disponibili per l importazione in Italia sono: 2650 MW con la Francia; 3850 MW con la Svizzera (inclusiva di 1050 MW disponibili in seguito all attivazione del nuovo elettrodotto S. Fiorano-Robbia); 220 MW con l Austria; 430 MW con la Slovenia; 100 MW con la Grecia, per un totale di 7250 MW, di cui 7150 sulla frontiera settentrionale 2. Su tale frontiera, ai 7150 MW disponibili, dev essere sottratta la quota riservata in applicazione dei contratti pluriennali ENEL ancora vigenti (1400 MW con la Francia e 600 MW con la Svizzera) e, relativamente all import dalla Francia, una quota di 55 MW supposta pari al 50% dell energia fornita alla Corsica sulla base di uno specifico contratto stipulato da AEEG. Alla capacità disponibile netta, ottenuta sottraendo i contributi sopra elencati e dividendo il risultato per due (50% disponibile al GRTN e 50% al gestore straniero), si devono ulteriormente sottrarre le riserve di potenza destinate ai seguenti soggetti: 2 Tale valore poteva essere eventualamente modificato nel corso dell anno sulla base di opportuni coefficienti additivi pubblicati dal GRTN.

12 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 12/121 S. Marino (42 MW) e Città del Vaticano (50 MW); Raetia Energie (150 MW) sulla base della collaborazione fornita durante la costruzione della linea S. Fiorano-Robbia; Edison: quota pari al 30% della produzione derivante da uno dei tre salti del bacino idroelettrico di Innerferrera (32 MW) più una potenza riconosciuta a titolo di rientro graduale dell energia non transitata negli anni precedenti (8 MW). In definitiva, risulta una disponibilità netta allocabile dal GRTN pari a 2265,5 MW. Con lo scopo di riallineare i procedimenti di allocazione sulle frontiere italiane al Regolamento 1228/03, il 6 agosto 2004 AEEG ha emesso il documento di consultazione Schema per l applicazione delle disposizioni di cui all articolo 6 del regolamento (CE) N. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno Tale documento proponeva un certo numero di algoritmi allocativi, fra loro in alternativa, per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto transfrontaliera: Metodo S1: assegnazione implicita con copertura del rischio derivante dalla differenza di prezzo tra zone - trasformazione delle zone virtuali estere (già presenti alla creazione del mercato elettrico italiano e corrispondenti ai vari paesi confinanti) in vere e proprie zone di mercato in cui gli operatori potessero immettere offerte di vendita (per l import) o d acquisto (per l export). A cavallo tra zone estere e le zone adiacenti del mercato italiano (Nord per Francia, Svizzera, Austria e Slovenia; Sud per Grecia, vedi Fig. 2) possono formarsi differenze di prezzo non nulle in caso di congestione sulla frontiera corrispondente. Tale differenza di prezzo è anche pari alla rendita da congestione che i titolari di contratti bilaterali devono versare al GRTN. Metodo S2: assegnazione esplicita mediante procedura concorrenziale, vale a dire mediante aste esplicite sulle diverse frontiere italiane; Metodo S3: asta implicita alla frontiera con banditore unico, vale a dire mediante un unica asta esplicita comprendente tutte le frontiere italiane. Nel contempo, quello dell accordo con altri stati al fine di implementare meccanismi allocativi coordinati veniva visto come un target importante per gli anni successivi al Fig. 2 Zone estere e zone del mercato italiano ad esse adiacenti

13 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 13/121 A seguito dell esito della consultazione, si è ritenuto che il metodo S1: assicurasse la migliore integrabilità con il vigente mercato elettrico italiano; evitasse il rischio di esercizio di potere di mercato da parte di operatori dominanti, attuato sfruttando il disaccoppiamento tra un eventuale mercato della capacità (asta esplicita) ed il mercato dell energia. Di conseguenza, tale metodologia è stata adottata mediante delibera AEEG 223/04. Tuttavia, il metodo S1 ha incontrato fin dall inizio una certa ostilità da parte delle nazioni confinanti (in primis la Francia), che vedevano di cattivo occhio la formazione di un prezzo alla frontiera nel mercato italiano, diverso da quello esistente nei rispettivi mercati nazionali. Per questa ragione, nel 2005 non è stato possibile, a differenza degli anni precedenti, conseguire una allocazione esplicita congiunta con la Francia e gli altri stati confinanti: l Italia ha implementato il metodo S1 mentre Francia e (almeno in teoria) Austria hanno implementato aste esplicite relativamente alla quota di loro competenza (50% su ciascuna frontiera). Inoltre, mediante delibera AEEG 224/04, veniva decisa l assegnazione di strumenti finanziari di copertura, tali da neutralizzare i differenziali di prezzo tra zone virtuali (frontiere elettriche) e zone del mercato italiano adiacenti ad esse 3. Tali strumenti, chiamati CCCI per richiamare il nome CCC dato agli analoghi relativi al territorio nazionale, a differenza dei CCC veri e propri, sono assegnati gratuitamente e, in caso di richiesta che superi la quantità assegnabile, il riparto viene eseguito pro quota. L effetto combinato di S1 e CCCI è quello di una rendita da congestione equivalente, pari a quella che sarebbe dovuta se la stessa energia fosse immessa nella zona Nord anziché nella zona virtuale relativa alla frontiera elettrica. Dunque i segnali locazionali a cavallo della frontiera vengono essenzialmente neutralizzati. Inoltre si offre agli assegnatari di CCCI la possibilità di acquistare CCC per completare la loro copertura relativamente ai differenziali di prezzo tra Nord e PUN. Il prezzo d acquisto di tali CCC è quello d asta della zona per la quale vengono acquistati. A tal fine per il calcolo della quota massima si considerano gli importatori come se fossero produttori con impianti concentrati nella zona Nord. Il fatto che esistano le coperture CCCI ha, come già detto, un effetto di neutralizzazione (quindi distorcente) sui segnali locazionali che verrebbero forniti dai differenziali di prezzo a cavallo degli interconnettori. Inoltre, si realizza una sorta di prelazione de facto a vantaggio dei soggetti titolari di CCCI, come già dimostrato nel rapporto [1]. Pertanto, l insieme di metodo S1 e CCCI viene percepito dagli operatori stranieri come l implementazione di una sorta di metodo pro-quota mascherato (si veda, ad es. il recente documento di 3 Le coperture sono assegnate solo con riferimento alla quota di capacità assegnata dal Gestore italiano. Tuttavia, le quote assegnate autonomamente dagli altri gestori vengono considerate, ai fini della regolazione delle partite economiche corrispondenti, come immesse nelle zone del mercato italiano adiacenti alle frontiere elettriche. Pertanto, tali quote non necessitano di alcuna copertura.

14 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 14/121 consultazione Harmonisation des méthodes de gestion de la congestion entre la France, l Italie et l Autriche, emesso da Francia (CRE) e Austria (E-Control) nell agosto In questo si dice che l Italia implementa su entrambe le frontiere une allocation gratuite par pro-rata de droits financiers aux seuls consommateurs italiens. Cette méthode dite «S1» est gérée par GRTN sur 50% de la capacité commerciale disponible. 2.5 Il Mini-Forum di Milano del 25 gennaio 2005 Gli stati membri dell Unione europea nei quali si applicano le disposizioni del Regolamento 1228/03 sono caratterizzati da situazioni legislative ed energetiche molto differenti tra loro. A ciò si aggiunge il fatto che l attività di compravendita dell energia elettrica a livello europeo interessa anche stati, e relative infrastrutture, in cui il Regolamento non trova attualmente attuazione (Svizzera, Slovenia). Ciò comporta che l attuazione delle disposizioni di cui al Regolamento 1228/03 debba necessariamente tener conto anche di fattori identificabili a livello regionale. Per questo, la Commissione europea ha promosso un approccio regionale all applicazione del Regolamento con l obiettivo di armonizzare nel medio termine il processo di integrazione del mercato interno dell energia elettrica mediante una convergenza di approcci di carattere regionale. La gestione delle congestioni costituisce una parte essenziale di tale processo. Il Regolamento fa riferimento al concetto di regione, intendendo con ciò un entità multinazionale facente parte del mercato interno europeo dell energia elettrica (IEM, Internal Electricity Market) e di Paesi limitrofi i cui confini non coincidono necessariamente con quelli tra gli Stati ma sono determinati sulla base di criteri elettrici che evidenziano le linee di interconnessione più frequentemente congestionate. In tal modo, una regione può contenere un territorio più vasto di quello controllato da un singolo gestore di rete. Il documento della Commissione Europea contenente la strategia sull evoluzione dell IEM nel medio termine ([2]) vede il mercato europeo come costituito da un insieme di mercati di dimensione regionale fra loro interconnessi. All interno della progressiva integrazione dei mercati elettrici europei, la Commissione ipotizza uno stadio intermedio nel quale si formino delle regioni comprendenti ciascuna un insieme di stati membri tra i quali l interconnessione sia ragionevolmente forte. All interno di ogni regione, regole di mercato e tariffe di trasmissione dovrebbero essere armonizzate. Inoltre, le diverse regioni dovrebbero assicurare un livello minimo di mutua armonizzazione e non dovrebbero divergere significativamente nella loro struttura. In particolare, disposizioni che impediscano gli scambi o distorcano la competizione tra regioni dovrebbero essere proibite. Per contro, su un orizzonte temporale più esteso, i diversi mercati regionali dovrebbero seguire gli stessi indirizzi di sviluppo al fine di facilitare la loro completa integrazione finale.

15 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 15/121 Vengono fornite anche alcune date indicative: 2008 per il pieno sviluppo dei mercati regionali, dal 2010 per la progressiva integrazione. In Fig. 3 è riportata la mappa delle regioni previste dalla Commissione assieme alla data indicativa della loro formazione. Sulla gestione delle congestioni nel medio termine, la Commissione propone di utilizzare: counter trading all interno di certe aree a prezzo unico, aste implicite all interno dei mercati regionali (prevista implementazione entro il ), meccanismi che permettano l accoppiamento dei diversi mercati regionali. Quando, poi, in un orizzonte temporale più ampio i diversi mercati dell IEM venissero integrati in un solo mercato, l intero IEM verrebbe gestito mediante un unico meccanismo di asta implicita. Fig. 3 - regioni elettriche europee Ai fini della gestione di detto processo, la Commissione Europea, all undicesimo Regulatory Forum di Firenze tenutosi a Roma nel settembre 2004, ha istituito i cosiddetti Mini-Fora, riguardanti le seguenti regioni: Regno Unito e Irlanda (Regno unito, Repubblica irlandese e Francia); Europa settentrionale (Norvegia Danimarca Svezia Finalndia Germania-Polonia); Stati del Baltico (Estonia-Lettonia-Lituania); Europa centro-orientale (Austria Germania Polonia Repubblica Ceca-Slovacchia-Ungheria Slovenia); Europa centro-meridionale (Italia Francia Svizzera Austria Slovenia Germania-Grecia); Europa sud-occidentale (Portogallo-Spagna-Francia); Europa centro-occidentale (Francia-Benelux-Germania). Il compito dei Mini-Fora, così come stabilito nell ambito dell undicesimo Forum di Firenze, è quello di fornire un piano e una tempistica dettagliata per l introduzione, per la gestione delle congestioni, di

16 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 16/121 meccanismi basati almeno su mercati coordinati del giorno prima, quali le aste. In aggiunta a ciò, ai Mini-Fora è assegnato il compito di assicurare che il processo per il raggiungimento di tale obiettivo avvenga in maniera ordinata ed efficace mediante la proposta di un piano operativo da produrre entro il Forum di Firenze programmato per il In tale contesto, i Mini-Fora possono anche proporre spunti e suggerimenti per la definizione delle linee guida relative alla gestione delle congestioni sulle interconnessioni. AEEG presiede, congiuntamente con la Commissione Europea, il Mini-Forum dell Europa Centro- Meridionale, cosiddetto Milan MiniForum(MiFo) rappresentato in Fig. 4. Ambito del Milan- MiniForum Fig. 4 Nazioni presenti al MiFo Il MiFo è caratterizzato dalla presenza della Svizzera per la quale non trova attuazione il Regolamento e della Slovenia che beneficia dell esenzione dell applicazione del Regolamento in tema di gestione delle congestioni fino all 1 luglio Tutti i Mini-Fora si sono riuniti, in prima sessione, fra dicembre 2004 e febbraio 2005: il primo MiFo si è svolto il 25 gennaio Le discussioni condotte nell ambito del MiFo del 25 gennaio hanno portato a rilevare per la regione dell Europa centro-meridionale i seguenti elementi: attualmente, i problemi di congestione sulle interconnessioni tra i Paesi della regione dell Europa centro-meridionale non sono gestiti in maniera tra loro coerente e unitaria; la gestione delle congestioni, in alcuni casi, è già attuata attraverso meccanismi di mercato (quali assegnazioni di natura implicita ed esplicita su diversi orizzonti temporali) che, però, necessiterebbero di essere tra loro armonizzati e ulteriormente affinati;

17 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 17/121 nella gran parte dei casi, i sistemi di gestione delle congestioni non risultano essere completamente coordinati fra i gestori delle reti di trasmissione; la definizione delle modalità e delle condizioni per gli scambi trasfrontalieri di energia elettrica risulta essere nota, di norma, in date che non consentono l istituzione di azioni comuni da parte di diversi Stati (e ciò, in particolare, in casi in cui risulta necessario istituire procedure innovative alle situazioni vigenti). Alla luce di quanto indicato, i partecipanti al MiFo hanno riconosciuto la necessità di pervenire ad un maggior grado di co-ordinamento e di intraprendere azioni al fine di incrementare il livello di coerenza normativo-metodologica tra i diversi Paesi e di armonizzare i vari meccanismi attualmente vigenti, entro limiti di ragionevolezza derivanti dalle caratteristiche peculiari dei singoli contesti nazionali. Le caratteristiche di complessità della regione impongono l adozione di un meccanismo graduale che prevede l attuazione di passi intermedi verso una integrazione che, alla luce dei fatti, non potrà che costituire un obiettivo di medio termine. Tale evoluzione dovrebbe portare all adozione di metodi di mercato per la gestione delle congestioni che prevedono l utilizzo contestuale e coordinato dei diversi mercati organizzati al fine di giungere ad una gestione delle congestioni per mezzo di sistemi di aste implicite coordinate (market coupling 4 ). Riguardo le azioni di breve termine (anno 2006), invece, nel MiFo non è emersa una posizione comune. Tuttavia sono state riscontrate alcune necessità tra le quali si ricordano: l esigenza di incremento del livello di coordinamento tra i gestori delle reti di trasmissione, l esigenza di definizione delle modalità e delle condizioni per la gestione delle congestioni con significativo anticipo rispetto alla loro attuazione (il che consentirebbe la realizzazione di procedure congiunte/coordinate), la formulazione in tempo utile, da parte della Commissione Europea, delle linee guida sulla gestione delle congestioni che tengano conto delle peculiarità della regione. In riferimento alla soluzione di medio termine, la Commissione Europea ha richiesto la formulazione, da parte del MiFo, di proposte relative all attuazione di un sistema di market coupling. Resta il fatto che la presenza nella regione, anche nel medio termine, di sistemi in cui il Regolamento non trova applicazione (ove, peraltro, si rileva la totale assenza di mercati organizzati) costituisce un ostacolo notevole al raggiungimento del predetto obiettivo. Il MiFo ha concordato il seguente piano di azione: fase di breve termine (da attuarsi nel corso dell anno 2005 per il 2006) Instituire un gruppo di lavoro ad hoc (AHWG - Ad Hoc Working Group), presieduto da AEEG e composto da 4 Per ulteriori informazioni circa le metodologie di market coupling, si veda l Appendice 3.

18 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 18/121 organismi/autorità di regolazione, gestori di mercati organizzati e gestori di rete, il cui compito è quello di analizzare i metodi di mercato attualmente in vigore al fine di individuare gli elementi comuni per l attuazione, per l anno 2006, di una gestione coordinata delle congestioni basata su un meccanismo di mercato su base giornaliera. A tale meccanismo dovranno essere associati sistemi per la copertura (su base annuale) del rischio di fornitura, nonché accorgimenti atti ad evitare l esercizio di potere di mercato. La partecipazione nell AHWG è garantita agli Stati membri dell Unione Europea, partecipanti al MiFo, direttamente interconnessi con l Italia e in cui è già in vigore il Regolamento, vale a dire la Francia, l Austria e la Grecia. La Svizzera e la Slovenia parteciperanno all AHWG in veste di osservatori. La Germania sarà invitata all AHWG in occasioni particolarmente significative. fase di medio termine (da iniziare nel corso dell anno 2005 per gli anni successivi al 2006) - Al fine di verificare la possibilità di introduzione di un meccanismo di market coupling sarà effettuato uno studio di fattibilità che tenga conto anche degli sviluppi in materia provenienti da altre regioni. E previsto che tale fase sia gestita a livello iniziale dall AHWG con l obiettivo di predisporre gli elementi necessari alla discussione in merito da svolgersi in seno al MiFo. 2.6 La ricerca del meccanismo da applicare nel 2006 Le ragioni sopra elencate e, in particolare la necessità di ricercare una convergenza nell ambito dei paesi che partecipano al MiFo ha motivato AEEG a promuovere uno studio dei diversi procedimenti applicabili sulle frontiere italiane al fine di realizzare allocazioni congiunte con i gestori dei paesi confinanti. L obiettivo era quello di trovare un metodo che potesse da un lato rassicurare i paesi stranieri, i quali, come già accennato (in particolare la Francia) non vedono di buon occhio il metodo S1. Pur partendo dall ipotesi di continuare a gestire rapporti bilaterali, non si escludeva la prospettiva (di più lungo termine) di coordinare tra loro le diverse aste sulla frontiera italiana utilizzando un metodo flow based (aste esplicite coordinate, decentralised market coupling). In questo ambito è stato richiesto a CESI un supporto di assistenza tecnica su base annuale. Il presente rapporto descrive le attività svolte nell ambito di tale assistenza ed i rapporti prodotti.

19 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 19/121 3 ATTIVITÀ SVOLTE Le attività svolte nel quadro della presente attività di supporto si possono raggruppare in due fasi: Fase 1 (relativa ai mesi da gennaio a luglio 2005), che ha visto da un lato il monitoraggio del funzionamento del meccanismo 2005 di allocazione della capacità transfrontaliera tra Italia ed estero, dall altro la ricerca di nuovi meccanismi, meglio integrati con quelli implementati dagli stati confinanti, da proporre per l anno successivo. Tale fase è culminata nella pubblicazione dei due documenti per la consultazione dell 11 marzo 2005 e del 3 agosto 2005, quest ultimo contenente la proposta concreta di alcuni possibili meccanismi implementativi per il Fase 2 (relativa ai mesi successivi del 2005), che è consistita nella raccolta dei risultati della consultazione relativa al documento del 3 agosto 2005 e nella decisione finale del meccanismo da implementare nel In entrambe le fasi CESI ha assunto un ruolo attivo di assistenza nei confronti di AEEG. Nel seguito verranno riportati i dettagli delle attività svolte da CESI nel contesto di ognuna delle due fasi dell attività. I documenti elaborati da CESI sono stati riportati nelle appendici, qualora non classificabili a circolazione ristretta. 3.1 Attività svolte da CESI nella fase 1 Come già accennato in precedenza, l obiettivo primario dell attività, era quello di studiare quale fosse il meccanismo più adatto da proporre per l allocazione della capacità di trasporto tra Italia ed estero nel 2006 in modo tale da: applicare un meccanismo di mercato in grado di essere nel contempo efficiente e compatibile con il Regolamento europeo 1228/03 e tale da fornire opportuni segnali di prezzo agli operatori; realizzare una convergenza con i meccanismi applicati dagli altri paesi, in particolare la Francia, così da realizzare, se possibile, un allocazione congiunta tale da massimizzare la capacità attribuita applicando le idee alla base del MiFo; studiare eventuali varianti algoritmiche che permettessero di limitare le possibilità di esercizio di potere di mercato da parte degli operatori dominanti in Italia; realizzare una strategia allocativa tale da favorire lo sviluppo armonico del Sistema Italia nel suo complesso. In questo ambito, si è stabilito di iniziare conducendo una ricognizione sullo status quo in fatto di allocazione della capacità di interconnessione. In particolare, si sono seguite le seguenti direttrici: indagine sui metodi di allocazione della capacità transfrontaliera applicati sulle frontiere italiane dai Paesi confinanti relativamente alla quota di capacità da essi assegnata;

20 Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 20/121 monitoraggio da un lato del funzionamento del metodo S1 applicato nel 2005 dal GRTN sul 50% di capacità assegnata dall Italia, dall altro del funzionamento del meccanismo di asta esplicita bilaterale applicato dalla Francia; indagine sui metodi proposti dalla letteratura scientifica per l allocazione della capacità di traporto transfrontaliera tenendo presente da un lato la necessità di applicare metodi in grado di fornire segnali economici di prezzo agli attori di mercato stimolando in questo modo l efficienza allocativa, dall altro l esigenza di rendere tali metodi robusti con riferimento alla possibilità di esercizio del potere di mercato da parte dei produttori dominanti italiani. Per quanto concerne l indagine sui metodi di allocazione applicati sulle frontiere italiane dai Gestori della Rete di Trasmissione dei Paesi confinanti, essa si è svolta prevalentemente mediante consultazione dei siti Internet dei gestori stessi ed ha portato ad evidenziare che, con l eccezione della Francia che svolge regolarmente aste esplicite bilaterali mensili, pochi gestori stranieri applicano veramente meccanismi allocativi di mercato, coerentemente con i dettami del Regolamento europeo 1228/2003. Infatti: l Austria applica formalmente un procedimento di asta esplicita annuale e mensile relativamente ad entrambe le direzioni (Italia Austria ed Austria Italia). Di fatto, una sola asta è stata svolta relativamente alla direzione dall Italia ad Austria e nessuna relativamente alla direzione da Austria- Italia (decisamente più trafficata), dove la quota preallocata sulla base di contratti di lungo termine al trader Energia (che, per di più, è compartecipato dal Gestore austriaco Verbund) risultava esaurire l intera capacità disponibile; la Slovenia, che ha ottenuto esplicita deroga dalla Commissione Europea all applicazione del Regolamento 1228/97 fino al 2007, applica tuttora meccanismi allocativi scarsamente trasparenti; la Svizzera non è tenuta ad applicare il Regolamento 1228/03 e non dispone di un meccanismo comune: ogni società elettrica alloca senza la minima transparenza la sua quota di competenza; la Grecia (con la quale l Italia ha solamente un piccolo collegamento in corrente continua) è ufficialmente tenuta ad applicare il Regolamento europeo. Tuttavia, il sito del Gestore greco fornisce informazioni poco aggiornate. In ogni caso, possono esportare verso l Italia sfruttando la connessione DC solamente impianti che risiedono in Grecia. Peraltro, il Gestore greco ha ridotto significativamente per buona parte del 2005 la capacità disponibile del connettore stesso. I risultati dell indagine sono stati esposti in una relazione che è stata poi inclusa nel documento di consultazione del marzo Tale relazione è riportata in Appendice 1. Per quanto riguarda le attività di monitoraggio, si è svolta innanzitutto un analisi del funzionamento del meccanismo di allocazione implicita applicato dal GRTN, vedi Appendice 2. Osservando la formazione di prezzo sulle zone virtuali durante i primi mesi di funzionamento del meccanismo S1 si è constatato

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