CESI. A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Page 1/176. RICERCA DI SISTEMA (Secondo periodo)

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1 A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Page 1/176 Cliente RICERCA DI SISTEMA (Secondo periodo) Oggetto Analisi del processo di integrazione tra sistemi elettrici dei paesi del Sud-est Europa e della definizione di un modello di mercato regionale dell energia elettrica. Ordine L17401C Note RETE21/ESPREL/WP2/milestone 2.1 rapporto 5/5 della milestone La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del CESI. N. pagine 176 N. pagine fuori testo Data 31/12/2004 Elaborato B. U. RETE T&D ET G. Migliavacca B. U. RETE T&D B. Cova Verificato B. U. RETE T&D SR P. Bresesti Approvato B. U. RETE T&D A. Ardito

2 A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Page 2/176 Indice 1 SOMMARIO INTRODUZIONE LA SITUAZIONE MACROECONOMICA DEI PAESI DEL SUD-EST EUROPA LA DOMANDA ED OFFERTA DI ENERGIA NEI PAESI DEL SUD-EST EUROPA LA RETE ELETTRICA LA CAPACITÀ DI INTERSCAMBIO TRANSFRONTALIERO E GLI INTERSCAMBI NEL IL FORUM DI ATENE CONTESTO ISTITUZIONALE PER LO SVILUPPO DEL MERCATO ELETTRICO NEL SEE LO STANDARD MARKET DESIGN ALLOCAZIONE DELLA CAPACITÀ DI TRASPORTO REGIMI TARIFFARI ATTORI DI MERCATO STRUTTURA DI MERCATO IMPIANTI IDROELETTRICI E FONTI RINNOVABILI ADEGUATEZZA DELLA GENERAZIONE ADEGUATEZZA DELLA TRASMISSIONE MISURE PER LA MITIGAZIONE DEL POTERE DI MERCATO MISURE PER IL CBT NEL SEE CALCOLO DEL FONDO TOTALE DI COMPENSAZIONE Definizione di rete orizzontale Calcolo dei costi della rete orizzontale Calcolo del transit key ATTRIBUZIONE DELLE QUOTE PARTE PER IL FINANZIAMENTO DEL FONDO PRINCIPALI DIFFERENZE RISPETTO AL MECCANISMO IEM PROSPETTIVE DI SVILUPPO DELLE INTERCONNESSIONI ATTIVITÀ SVOLTE FASE 1, COMPLETATA AL 30/4/ FASE 2, COMPLETATA IL 30/6/ FASE 3, COMPLETATA IL 31/12/ CONCLUSIONI BIBLIOGRAFIA...44 APPENDICE CESI COMMENTS ON THE STANDARD MARKET DESIGN FOR SOUTH EAST EUROPE INTRODUCTION...46 Copyright 2004 by CESI. All rights reserved - Activity code 39987C 43557X

3 A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Page 3/176 3 THE CEER PROPOSAL OF STANDARD MARKET DESIGN TRANSPORT CAPACITY ALLOCATION TARIFF REGIMES MARKET PARTICIPANTS MARKET STRUCTURE Bilateral contracts Regional day-ahead market (DAM) Balancing mechanisms HYDRO AND RENEWABLE PLANTS ADEQUACY OF GENERATION ADEQUACY OF TRANSMISSION MITIGATION OF MARKET POWER REMARKS ON THE SMD A FEW COMMENTS ON THE REMARKS BY SEETEC...61 APPENDICE APPENDICE APPENDICE CESI COMMENTS TO THE DOCUMENTS PRESENTED AT THE DONORS MEETING TASKS OF THE REGULATORY BOARD PROGRAM OF THE FUTURE ACTIVITIES BY CEER IN THE BALKANS REGION APPENDICE COMMENTS ON THE DRAFT CEER WORKING PAPER: KEY INTERACTIONS AND POTENTIAL TRADE DISTORTIONS BETWEEN ELECTRICITY MARKETS KEY ISSUES OF THE PAPER A FEW COMMENTS APPENDICE REVIEW AND COMMENTS ON THE FOREMOST DOCUMENTS UNDER DISCUSSION BEFORE THE 5TH ATHENS FORUM DOCUMENTS CURRENTLY ON THE TABLE DISCUSSION PAPER ON THE OPTIONS FOR THE TRANSITION PHASE OF THE ECSEE REGIONAL ENERGY MARKET (CEER, JULY 13TH 2004) SUMMARY COMMENTS DISCUSSION AND CONSULTATION NOTE: THE REGIONAL ENERGY MARKET IN SOUTH EAST EUROPE AND ITS INTEGRATION INTO THE EUROPEAN COMMUNITY S INTERNAL ENERGY MARKET (EC, PREPARED FOR THE 4TH ATHENS FORUM) SUMMARY COMMENTS DRAFT DISCUSSION PAPER ON THE SOUTH EAST EUROPEAN REGULATORS BOARD FOR ELECTRICITY AND GAS (CEER, OCTOBER 19TH, 2004) SUMMARY Copyright 2004 by CESI. All rights reserved - Activity code 39987C 43557X

4 A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Page 4/ Comments OPEN ISSUES AND FINAL COMMENTS APPENDICE INTERCONNECTIONS BETWEEN ITALY AND SOUTH-EASTERN EUROPEAN COUNTRIES THROUGH HVDC SUBMARINE CABLES FOREWORD SPECIFIC COMMENTS TO THE DOCUMENT HVDC SUBMARINE CABLE BETWEEN BOSNIA AND HERZEGOVINA AND ITALY BY JUSUF KRVAVAC APPENDICE REVIEW AND COMMENTS ON THE REBIS EU PROJECT CARDS COMMENTS Copyright 2004 by CESI. All rights reserved - Activity code 39987C 43557X

5 A Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Page 5/176 STORIA DELLE REVISIONI Numero Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati revisione 0 31/12/04 A SOMMARIO Il rapporto illustra l attività condotta per conto dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) relativamente all evoluzione dei Paesi del Sud-est Europa riguardo la definizione dei meccanismi di mercato regionale e di scambio transfrontaliero di energia elettrica, nonché l analisi dell evoluzione della domanda, della capacità di generazione e delle infrastrutture di trasmissione dell elettricità. I Paesi del Sud-est Europa (Albania, Bulgaria, Romania, Bosnia-Erzegovina, Croazia, Repubblica ex-jugoslava di Macedonia e Serbia-Montenegro) hanno subíto profonde trasformazioni a partire dall inizio degli anni 90. Attualmente, a seguito di una situazione socio-politica abbastanza stabilizzata è stato avviato un processo di collaborazione ed integrazione tra i Paesi, in particolar modo nel settore elettrico. Per facilitare questo processo, nel novembre 2002 è stato firmato un accordo (Memorandum of Understanding) che ha dato origine al cosiddetto processo di Atene. Lo scopo del processo di Atene è quello di creare le condizioni per il funzionamento del mercato dell elettricità nel Sud-est Europa dall anno A tal fine il processo di Atene si occupa di definire un piano regionale di medio-lungo termine che affronti le riforme istituzionali e strutturali, lo sviluppo delle regole di mercato e degli aspetti regolatori e la pianificazione strategica per gli investimenti nelle infrastrutture basati su un approccio regionale della previsione della futura domanda e disponibilità di generazione. L Italia ha un diretto interesse nel seguire ed indirizzare il processo di integrazione tra i Paesi del Sud-est Europa per la creazione di un mercato regionale dell elettricità da integrare, in prospettiva, con quello della UE. In questo contesto il ruolo dell Italia è passato nel tempo da quello di puro osservatore (al pari degli altri paesi limitrofi alla regione balcanica, quali Austria, Ungheria e Slovenia) a quello di partecipante attivo politicamente. Di fatto, attualmente l AEEG è chiamata a guidare lo sviluppo del Processo di Atene in collaborazione con l omologa Autorità greca (RAE). CESI è stato coinvolto nel supportare AEEG nell espletamento di tale compito. A seguito della firma del Memorandum of Understanding del novembre 2002, è stato creato il Forum di Atene che si riunisce due volte l anno e vede la partecipazione di tutti gli attori coinvolti nel processo di definizione del mercato elettrico regionale: TSO s, Autorità di Regolazione, Commissione Europea, CEER, ETSO, EFET, Eurelectric e organismi donatori (ad es.:world Bank, USAid, SECI, ecc.). Il Forum di Atene è giunto alla quinta edizione: l ultimo meeting è stato tenuto ad Atene il ottobre Nell ambito del Forum di Atene il CEER ha presentato un discussion paper sullo Standard Market Design nel Sud-est Europa. Lo Standard Market Design prevede la creazione di una borsa dell energia regionale con un meccanismo di market splitting in caso di congestioni. Per semplicità, si è proposto di individuare i limiti per l eventuale market splitting con i confini nazionali. Le congestioni interne sono invece risolte direttamente dai TSO nazionali. La data prevista per l avvio del mercato regionale è il 2008, mentre le attività preparatorie dovranno essere completate entro la fine del In considerazione della situazione nei Paesi della regione (diffusa povertà in alcuni di essi,

6 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 6/96 prezzi sovvenzionati dell energia verso alcune categorie di utenti, strutture ancora verticalmente integrate delle compagnie elettriche, mancanza di competizione nel settore della generazione) risulta estremamente critica la gestione della transizione dallo stato attuale a quella prevista a regime. A tale proposito World Bank ha posto l accento su di un introduzione progressiva del mercato energetico nella regione del Sud-est Europa, in parallelo allo sviluppo economico della regione stessa. In particolare, in una prima fase si può pensare di introdurre meccanismi di contratti bilaterali, anche internazionali, con una procedura di asta esplicita co-ordinata per risolvere le congestioni. Quest ultima procedura è stata studiata e proposta da SETSO ed è in fase di avvio. Per ciò che concerne gli scambi internazionali, sulla base di una proposta di ETSO, si è stabilita la volontà di dare inizio ad un meccanismo di remunerazione per l uso di reti di paesi terzi negli scambi transfrontalieri di energia (in breve chiamato meccanismo di cross-border trading CBT-) nell ambito del Sud-est Europa a partire da luglio 2004, a valle di sei mesi di prova. Tale intenzione è stata confermata nel corso del quarto Forum tenutosi ad Atene il 2-4 giugno Questo meccanismo è attualmente in funzione da più di sei mesi ed ha fornito risultati incoraggianti. Pertanto nell ultimo Forum si è previsto di replicare lo stesso meccanismo di cross-border trade per l anno Inoltre su proposta del CEER è stata altresì concordata un attività annuale di benchmarking per valutare il livello di progresso dell integrazione del Sud-est Europa. In parallelo alla definizione dei meccanismi di mercato sopra sintetizzati, è in corso una serie di riforme istituzionali in modo da rispettare i requisiti richiesti per l avvio del mercato elettrico. Ad esempio, quasi tutti i Paesi della regione hanno istituito un Autorità di Regolazione indipendente, mentre si sta procedendo nell unbundling tra i segmenti della produzione, trasmissione e distribuzione. Infine, per ciò che riguarda le infrastrutture, vi è una forte spinta da parte di tutte le istituzioni internazionali, affinché gli sviluppi di nuova generazione e nuove linee di trasmissione vengano decise sulla base di un approccio regionale in modo da massimizzarne i benefici. In questo ambito le priorità riguardano: - lo sviluppo di nuova capacità di generazione. Si prevede la necessità di almeno 4500 MW aggiuntivi nel prossimo decennio; - il ripotenziamento e la manutenzione straordinaria della generazione esistente. Mediamente gli impianti hanno un età di circa 30 anni e, senza adeguati interventi, si rischia di dover smantellare parecchie centrali; - rinforzo delle interconnessioni internazionali; - miglioramento dell efficienza energetica. La maggior criticità consiste nel creare condizioni favorevoli per attirare investimenti nella regione che da parecchi investitori è ancora considerata a rischio. In questo ambito, la creazione di un mercato regionale dell energia, che richiede aperta collaborazione tra i Paesi coinvolti, può contribuire a migliorare il clima degli investimenti e, quindi, favorire lo sviluppo economico della regione. CESI, su incarico di AEEG, ha contributo ad esaminare criticamente le proposte formulate da CEER, E.C., World Bank ed altri, evidenziandone eventuali contraddizioni o criticità in modo da evitare problemi nella fase di avvio o implementazione del mercato.

7 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 7/96 2 INTRODUZIONE A partire dall inizio degli anni 90 i Paesi del Sud-est Europa hanno subíto profonde trasformazioni in conseguenza dell evoluzione dei rapporti politici ed economici tra Europa Occidentale ed Orientale. Il settore elettrico è stato influenzato in particolar modo dai cambiamenti, spesso drammatici, occorsi nella regione: gli eventi bellici che hanno colpito la Croazia, dal luglio 1991, e la Bosnia-Erzegovina, dall aprile 1992, hanno causato la separazione permanente della parte sud-orientale del sistema UCTE dal resto del sistema europeo. I sistemi elettrici di Romania e Bulgaria, che fino ad inizio degli anni 90 funzionavano interconnessi al sistema IPS/UPS dell allora Unione Sovietica, si sono scollegati da questo pool e, successivamente, si sono interconnessi con i restanti Paesi del Sudest Europa. In parallelo si è assistito a notevoli fluttuazioni nella domanda elettrica come diretta conseguenza dell evoluzione della situazione economica. Le crisi che hanno colpito la Bulgaria e la Romania hanno causato una diminuzione della domanda fino all anno Di contro, in altri Paesi, quali Albania, Montenegro e Bosnia-Erzegovina si è assistito ad un forte aumento della domanda, essendo il livello di consumo pro-capite ad inizio degli anni 90 molto basso. La situazione socio-politica della regione si è finalmente abbastanza stabilizzata, pur con il permanere di parecchie situazioni di crisi locali. Ciò si è riflesso in una ripresa generalizzata della domanda elettrica, nell avvio di progetti di ammodernamento delle centrali, nel ripristino delle infrastrutture elettriche danneggiate e nell avvio di nuovi progetti di sviluppo della rete di trasmissione. La recente sincronizzazione del Sud-est Europa con il resto del sistema UCTE, avvenuta con successo nell ottobre 2004, apre nuove prospettive, non solo per la creazione di un mercato elettrico regionale, ma anche per una piena integrazione con il mercato elettrico continentale. Per facilitare questo processo, già dal novembre 2002 è stato firmato un accordo (Memorandum of Understanding) che ha dato origine al cosiddetto processo di Atene. Lo scopo del processo di Atene è quello di creare le condizioni per il funzionamento del mercato dell elettricità nel Sud-est Europa dall anno A tal fine il processo di Atene si occupa di definire un piano regionale di medio-lungo termine che affronti i seguenti temi: - Riforme istituzionali e strutturali; - Sviluppo delle regole di mercato e degli aspetti regolatori; - Pianificazione strategica per gli investimenti nelle infrastrutture basati su un approccio regionale della previsione della futura domanda e disponibilità di generazione. E altresì previsto che i futuri sviluppi del processo di Atene integrino i seguenti aspetti: - sviluppo delle reti del gas e oleodotti; - sicurezza degli approvvigionamenti di energia; - efficienza e risparmio energetico; - energie rinnovabili. Risulta evidente che l Italia ha interesse nell aiutare ed indirizzare la nascita di un mercato regionale dell elettricità nel Sud-est Europa, nonché nel favorire la creazione di condizioni adeguate per rendere più attrattivi investimenti in nuove infrastrutture di trasporto dell elettricità nella regione. In prospettiva, la regione del SEE può essere vista come un importante corridoio per un eventuale importazione di energia a prezzi relativamente ridotti. In questo contesto il ruolo dell Italia è passato nel tempo da quello di puro osservatore (al pari degli altri paesi limitrofi alla regione balcanica, quali Austria, Ungheria e Slovenia) a quello di partecipante attivo politicamente. Di fatto, attualmente l Autorità italiana per l Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) è chiamata a guidare lo sviluppo del

8 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 8/96 Processo di Atene in collaborazione con l omologa Autorità greca (RAE). CESI è stato coinvolto nel supportare AEEG nell espletamento di tale compito. In particolare, l attività condotta da CESI ha riguardato l esame di: parco di generazione attuale, della domanda e delle relative prospettive di crescita nei paesi con individuazione delle criticità in alcune aree; reti di trasmissione, in particolare per quanto riguarda le linee di interconnessione; capacità di interscambio tra i paesi nel rispetto dei vincoli di sicurezza imposti da UCTE; attuali scambi transfrontalieri di energia nel Sud-est Europa e confronto con i lievlli di interscambio nel mercato dell Unione Europea; priorità di intervento per l integrazione delle reti; tematiche di mercato; meccanismi di cross-border trading. L attività condotta nel corso del 2004 è sintetizzata in questo rapporto che ha lo scopo di fornire un quadro generale del settore elettrico nei Paesi del Sud-est Europa con particolare riferimento alle infrastrutture per la trasmissione di energia. Nella seconda parte verranno presentate le soluzioni, tuttora in discussione, proposte per la creazione del mercato regionale dell elettricità, per la risoluzione delle congestioni transfrontaliere e per gestire la fase transizionale. Saranno infine illustrate le prospettive di sviluppo delle interconnessioni sia all interno del Sud-est Europa, che con le regioni limitrofe. 3 LA SITUAZIONE MACROECONOMICA DEI PAESI DEL SUD-EST EUROPA I Paesi del Sud-est Europa (SEE) cui ci si riferisce nel presente rapporto sono: Albania, Bulgaria, Romania, Bosnia-Erzegovina, Croazia, Repubblica ex-jugoslava di Macedonia (FYROM)1 e Serbia- Montenegro, comprendente la provincia autonoma del Kosovo. La Bosnia-Erzegovina a sua volta è costituita da due distinte entità tra loro del tutto autonome (vedi Figura 1): la Federazione della Bosnia e dell Erzegovina (FB&H), con capoluogo Sarajevo, e la Repubblica Srpska (RS) con capoluogo Banja Luka. In totale la regione copre una superficie di circa km2, ovvero poco più del doppio dell Italia, mentre la popolazione totale è di circa 55 milioni. 1 Nel seguito la Repubblica ex-jugoslava di Macedonia verrà semplicemente citata come Macedonia.

9 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 9/96 Figura 1 Federazione di Bosnia-Erzegovina e Repubblica Sprska con relative linee di trasmissione. Le linee tratteggiate a 400 kv sono state danneggiate durante la guerra del Come accennato nell introduzione, la situazione politica ed economica della regione ha subíto drastici cambiamenti a partire dall inizio degli anni 90. Fino ad allora, la Jugoslavia, pur presentando forti disparità al proprio interno, aveva nel complesso infrastrutture per la generazione e la trasmissione di elettricità ad un livello comparabile con quello di altri paesi dell Europa occidentale. Altri paesi dell area erano di contro molto meno sviluppati; in particolare l Albania era fino al 1991 il paese più povero d Europa. Dopo il periodo di contrazione dello sviluppo economico negli anni 90, attualmente la regione sta avendo un andamento positivo di forte crescita del Prodotto Interno Lordo (PIL). Il valore medio del PIL è intorno a 1800 US$ pro-capite/anno, con un valore limite inferiore rappresentato da Serbia-Montenegro (meno di 1000 US$ pro-capite/anno) ed un massimo presentato dalla Croazia (4625 US$ pro-capite/anno). La Tabella 1 e Figura 2 forniscono un quadro sintetico della situazione macro-economica dei Paesi della regione [1]. Tabella 1 Informazioni generali per Paese ALB BiH BUL CRO MAC MON ROM SER Regione Popolazione Mil Superficie km2 28,748 51, ,910 56,538 25,715 13, ,000 88, PIL $/capita 1,282 1,195 1,605 4,625 1, ,

10 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 10/96 4. $ 22. $ 4. $ 10. $ $ 8. $ Popolazione totale: 55.5 milioni 3. $ 2. $ 10. $ PIL pro-capite ($) Valore medio per i Paesi del SEE:$ 1802 Figura 2 Popolazione e PIL pro-capite dei Paesi del SEE (fonte: World Bank [1], dati aggiornati al 2001) 4 LA DOMANDA ED OFFERTA DI ENERGIA NEI PAESI DEL SUD-EST EUROPA La domanda e la potenza di picco nella regione hanno avuto un andamento fluttuante durante tutto il decennio , come evidenziato nel grafico di Figura 3. Finalmente, a partire dal 2001 si è assistito ad un andamento positivo della domanda come conseguenza della favorevole situazione economica nei Paesi del SEE. In Tabella 2 è possibile osservare la domanda lorda di elettricità e le potenze di picco registrate nel corso del 2003 [2]. I tassi di crescita osservati durante l ultimo decennio hanno visto in testa la Bosnia-Erzegovina con +12.%, seguita dall Albania (+7%) e dal Montenegro (+6%), mentre i due Paesi più grandi della regione, Bulgaria e Romania, hanno avuto un andamento negativo della domanda fino all anno Quanto all evoluzione nella composizione del carico, si può

11 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 11/96 vedere in Figura 4 la diminuzione del peso della domanda elettrica da parte dell industria, compensato dall aumento del carico residenziale. (GWh) MW Albania BiH Bulgaria Macedonia Montenegro Serbia Romania Croatia Figura 3. L evoluzione della domanda di energia e del picco di potenza negli anni Tabella 2 Consumi e domanda elettrica per Paese Anno 2003 / Paese Albania(*) BiH Bulgaria Croatia Macedonia Romania SCG(**) Regione Domanda Lorda di Elettricità (GWh) kwh/capita Potenza di picco (MW) (***) (*) Valore riferito all anno 2001 (**) SCG: Serbia-Montenegro (Serbija i Crna Gora) (***) Richiesta di potenza di picco registrata il 3 mercoledì di dicembre % 32% 14% 39% 55% Household Domestico Industria Industry Other Altro 47% Household Domestico Industria Industry Other Altro Consumo lordo 146.9TWh 162.7TWh kwh/capita kwh/cap kwh/cap k h/ Figura 4. Evoluzione nella composizione della domanda di energia negli anni

12 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 12/96 Per quanto riguarda il futuro, recenti stime della World Bank [1] prevedono un aumento di oltre il 30% nella domanda di elettricità nell arco di un decennio (vedi Tabella 3 e Figura 5). Tale previsione è basata su uno scenario di sviluppo moderato delle economie nei Paesi della regione ed è ritenuta plausibile in considerazione dell attuale modesto consumo pro-capite nella regione (< 3000 kwh/cap/anno). Va inoltre sottolineato che nella stima dell evoluzione dei consumi di energia è necessario tener conto della necessità di miglioramento nell intensità energetica nella regione. Con il termine di intensità energetica si intende la quantità di energia che occorre consumare (ad es. toe2) per generare un unità di Prodotto Interno Lordo (ad es US$). Secondo le statistiche della IEA (International Energy Agency) nel SEE il consumo complessivo di energia per generare 1000 US$ di PIL è di ben 0.71 toe, a fronte di soli 0.19 toe per l Europa occidentale [3]. Ad eccezione della Croazia, il cui consumo di 0.34 toe/ 000 US$ è vicino alla media mondiale di 0.30 toe/ 000 US$, tutti gli altri Paesi della regione mostrano un enorme potenziale di miglioramento dell efficienza energetica in tutti i settori dell economia. Pertanto il miglioramento dell efficienza energetica dovrebbe contribuire a moderare la crescita di consumo di elettricità e/o dei picchi di potenza, questo soprattutto in Paesi quali la Bulgaria (1.53 toe/ 000 US$), Romania (1.11 toe/ 000 US$) e Montenegro (1.04 toe/ 000 US$) caratterizzati da una pessima intensità energetica. Tabella 3 Richiesta di energia, potenza e stima della generazione per l anno 2012 Paese Capacità Consumo Lordo di Carico di Generazione Installata Elettricità (GWh) Picco (MW) (GWh) (MW) Albania BiH Bulgaria Croazia Macedonia Montenegro Romania Serbia Regione Toe: Tons of Oil Equivalent, pari a GJ.

13 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 13/96 G W h Anno 0 M W Consumo (GWh) Carico di picco (MW) Figura 5 Previsione del consumo di energia e del carico di picco nella regione fino all anno 2012 Per ciò che riguarda la generazione, la situazione è molto variegata tra i vari Paesi della regione. Il parco di generazione di Albania, Montenegro e Bosnia-Erzegovina è prevalentemente idrico. Soprattutto la Bosnia-Erzegovina ha un grosso potenziale di producibilità idrica stimata in oltre 18 TWh. I rimanenti Paesi hanno un parco di generazione essenzialmente termico. La maggior parte della generazione termica è basata sul carbone di cui vi è forte disponibilità soprattutto in Serbia (bacino di Kolubara e provincia autonoma del Kosovo) ed in effetti nel 2001 il 55% della generazione termica era basata sul carbone quale fonte di energia primaria. I Paesi con forte predominanza di generazione idroelettrica sono pesantemente dipendenti dalle condizioni meteorologiche: l Albania e il Montenegro hanno sofferto mancanza di energia con distacchi di carico a rotazione negli anni a causa delle scarse precipitazioni e dell impossibilità di importare energia dai Paesi della regione a causa dell insufficiente capacità della rete di trasporto. In altri Paesi, quali la Serbia ed in particolare la provincia autonoma del Kosovo, i distacchi di carico, che occorrono molto frequentemente negli ultimi anni, sono dovuti alle cattive condizioni di manutenzione delle centrali elettriche. Pertanto, per mitigare la mancanza di energia che per cause e in tempi diversi, si presenta nei Paesi del Sud-est Europa (SEE), è opportuno cercare di sfruttare al meglio la differente composizione del parco di generazione favorendo la possibilità di scambi di energia transfrontalieri in modo da ottimizzare la disponibilità di risorse. Tale possibilità richiede ovviamente la creazione di un mercato regionale dell energia di cui si parlerà ampiamente nel seguito. Inoltre, il prospettato aumento del carico elettrico nell area richiederà un forte investimento in nuova generazione; per di più, poiché l età media degli impianti è di oltre 30 anni, occorrerà un notevole sforzo addizionale per rinnovare gli impianti esistenti. I piani di espansione della generazione prevedono la necessità di installare una nuova capacità netta di generazione di 4500 MW entro l anno 2012 con un investimento stimato di 5 miliardi di US$. A ciò si deve aggiungere una pari quantità di capacità di generazione necessaria per sostituire unità obsolete. Nella sola Romania si prevede lo smantellamento di vecchie unità termiche per oltre 3000 MW, mentre la Bulgaria è attualmente sotto pressione da parte della UE che richiede la chiusura della centrale nucleare di Kozlodui (1,760 MW) ritenuta non sufficientemente sicura. Occorre infine aggiungere che i piani di costruzione di nuove unità termiche (Bulgaria 2,100 MW; Croazia 800 MW; BiH 680 MW;

14 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 14/96 Serbia 602 MW) possono essere negativamente influenzati dal forte impegno della UE per la riduzione globale delle emissioni di gas serra nell ambito del Protocollo di Kyoto. Da quanto sopra illustrato è chiaro che i Paesi del SEE si trovano ad affrontare la sfida di dover attirare grandi investimenti per favorire lo sviluppo industriale, migliorare l efficienza energetica, aumentare la capacità di generazione e ammodernare gli impianti esistenti. Ad esempio, si stima che nella sola Bosnia-Erzegovina occorrano oltre 1,4 miliardi di per la costruzione di nuove centrali idrauliche e circa 1.7 miliardi di per la costruzione di nuove unità di generazione termiche a Tuzla, Ugljevik e Kakanj. E evidente che i Paesi della regione non possono intraprendere investimenti così importanti non avendo risorse finanziarie interne, né potendo attirare importanti investimenti dall estero, essendo l area nel suo complesso ancora considerata a rischio dagli investitori. La soluzione verso la quale spingono le istituzioni internazionali, ed in particolare i donatori (UE, World Bank, USAid, SECI3, ecc.), è quello di un approccio regionale nello sviluppo di nuova generazione. Ciò consentirebbe economie di scala, favorirebbe la collaborazione tra i Paesi e permetterebbe di creare un mercato regionale dell energia. Di conseguenza la rete di trasmissione nella regione, ed in particolar modo, le linee di interconnessione stanno assumendo un ruolo essenziale per lo sviluppo della regione. Generazione di Elettricità nella Regione(GWh) Albania B&H Bulgaria Croazia Macedonia Montenegro Romania Serbia Il periodo non comprende la produzione in Bosnia-Erzegovina Figura 6 Generazione di Elettricità nella regione nel periodo SECI: Southeast European Cooperative Initiative

15 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 15/96 Tabella 4 Capacità installata e produzione nel 2001 Albania BiH (*) Bulgaria Croazia Macedonia Montenegro Romania Serbia Capacità Installata 2001(MW) Idroelettrica (%) Termica (%) Nucleare (%) Produzione 2001(GWh) Idroelettrica (%) Termica (%) Nucleare (%) Crescita media (%) Tasso di crescita 2000/2001 (%) * LA RETE ELETTRICA La rete di trasmissione nella regione ha subíto profonde trasformazioni a partire dall inizio degli anni 90. I due eventi più di rilievo sono i seguenti (Figura 7): Estate 1991: a seguito degli eventi bellici tra Croazia e Serbia viene distrutta la stazione a 400 kv di Ernestinovo con la conseguente interruzione del corridoio a 400 kv della Slavonia. Successivamente viene pesantemente danneggiata la stazione di Mostar in Erzegovina con la conseguente apertura del corridoio adriatico a 400 kv. Ciò provoca la separazione permanente della Bosnia orientale, Serbia-Montenegro, Macedonia e Grecia dal resto del sistema UCTE. Questi ultimi Paesi, insieme all Albania, iniziano un esercizio interconnesso dando origine alla cosiddetta seconda zona sincrona dell UCTE ; A metà degli anni 90 la Bulgaria e la Romania si scollegano dal sistema russo IPS e si sincronizzano con la seconda zona sincrona dell UCTE, contemporaneamente presentano domanda di adesione all UCTE. Tale richiesta viene finalmente accolta nel maggio Le linee verso i Paesi della CIS vengono aperte (ad es.: linea a 765 kv Varna-BG-Isaccea-RO- Pidvennoukraina-UA), salvo alcuni collegamenti a 110 kv per scambi regionali di elettricità tra Romania e Moldova.

16 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 16/96 Figura 7 Evoluzione dell interconnessione tra i Paesi del SEE dal 1991 La seconda zona sincrona UCTE è esercita separata dal resto dell Europa fino all ottobre 2004, quando i due sistemi sono finalmente sincronizzati a seguito del ripristino dei corridoi elettrici danneggiati e alla costruzione della nuove linee (Figura 8) a 400 kv tra Romania e Ungheria (Arad- Sandorfalva), tra Romania e la regione di Burshtin, in Ucraina (Rosiori-Mukhačevo) e tra la Serbia e l Ungheria (Subotica-Sandorfalva-Paks). Figura 8 Pincipali corridoi di interconnessione tra le due zone sincrone dell UCTE (Fonte [2])

17 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 17/96 La sincronizzazione, che ha avuto luogo il 10 ottobre 2004, è la dimostrazione che grazie alla fattiva collaborazione con gli operatori di sistema (TSO) dei Paesi del SEE sono stati soddisfatti i requisiti minimi richiesti dall UCTE per l esercizio interconnesso. Dopo un periodo di prova durato fino alla fine di ottobre, il 1 novembre 2004 sono iniziate le transazioni di energia attraverso l interfaccia tra le due zone precedentemente separate. La procedura di avvio delle transazioni commerciali attraverso l interfaccia tra le due zone dell UCTE è stata definita dall Associazione Europea dei TSO (ETSO) [4] di concerto con UCTE che è responsabile della sicurezza del sistema; la procedura prevede i seguenti passi: - dal 1 al 30 novembre 2004: scambi massimi di potenza fino al 30% delle capacità nette (NTC) nella direzione dalla seconda alla prima zona dell UCTE. I valori di NTC sono quelli calcolati dall UCTE e pubblicati sul sito web di ETSO; - dal 1 al 31 dicembre 2004: scambi massimi di potenza consentiti fino al 60% dell NTC, sempre nella direzione dalla seconda alla prima zona dell UCTE; - dal 1 gennaio 2005: esercizio libero degli scambi di potenza in conformità con i valori di NTC aggiornati periodicamente da UCTE e pubblicati da ETSO. Relativamente agli scambi dalla prima alla seconda zona dell UCTE non è prevista invece un apertura graduale, ma già da novembre 2004 si possono importare quantità di potenza dalla prima zona dell UCTE rispettando i limiti di NTC. Ciò in dipendenza dal fatto che la prima zona dell UCTE ha una potenza installata nettamente prevalente rispetto al SEE. Le linee di interconnessione nel SEE attraverso le quali è possibile lo scambio di energia transfrontaliero sono illustrate in Figura 9. Si può notare una forte interconnessione tra i Paesi della ex- Jugoslavia, mentre Romania e Bulgaria sono più debolmente interconnesse essendo state separate dalla ex-jugoslavia e dalla Grecia fino a metà degli anni 90. E da notare che alcune direttrici sono tuttora inesistenti, ad esempio i collegamenti est-ovest Bulgaria-Macedonia-Albania, o molto deboli, come nel caso del corridoio adriatico Bosnia-Erzegovina-Montenegro-Albania. Nello schema sono altresì evidenziate le linee di interconnessione a 400 kv tra Bulgaria e Turchia. Tali linee sono sfruttate per l esportazione di energia dalla centrale di Maritsa Est (Bulgaria) all area di Istanbul; tuttavia lo scambio di energia avviene in modalità isolata dal resto del sistema UCTE. La Turchia è infatti tuttora isolata dal sistema europeo; a seguito della richiesta di adesione all UCTE sono stati avviati nel 2004 gli studi di fattibilità cui seguiranno test sulle prestazioni dei generatori del sistema turco nell arco del Si prevede che l interconnessione con l UCTE non possa avvenire prima del 2006.

18 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 18/96 Figura 9 Linee di interconnessione tra i Paesi del SEE e con le aree limitrofe 6 LA CAPACITÀ DI INTERSCAMBIO TRANSFRONTALIERO E GLI INTERSCAMBI NEL 2003 Sulla base delle infrastrutture esistenti l UCTE calcola periodicamente le capacità nette di interscambio (NTC) che vengono in seguito pubblicate dall ETSO. Tipicamente vengono pubblicati due insiemi di NTC riferiti alla situazione estiva ed invernale. Le NTC disponibili tra i Paesi del SEE sono illustrate in Figura 10 con riferimento alla situazione invernale 2004/2005 [5]. E possibile notare le nuove capacità di interscambio tra le due zone UCTE che erano separate fino allo scorso mese di ottobre. Sfruttando le capacità disponibili, nel corso del 2003 si sono registrati gli scambi di energia illustrati in Figura 11. Il maggior Paese esportatore dell area è la Bulgaria con un energia netta esportata di circa 5,6 TWh, di cui oltre 1 TWh venduta alla Turchia tramite la centrale di Maritsa Est, collegata in antenna sulla rete turca. Il secondo paese esportatore della regione è la Romania con oltre 2 TWh di energia venduta essenzialmente alla Serbia-Montenegro. Anche la Bosnia-Erzegovina ha potuto esportare oltre 1 TWh verso la Serbia-Montenegro sfruttando l energia idroelettrica disponibile nelle vallate delle regioni orientali. Nel complesso lo scambio fisico di energia è stato pari a circa il 9% del consumo lordo, ma va rimarcato il forte peso che hanno in tali scambi i flussi indesiderati, diretta conseguenza di una pianificazione della rete senza un approccio regionale. Ad esempio, la Macedonia soffre in particolare misura di transiti indesiderati dalla Serbia verso la Grecia; a sua volta la Serbia è un paese di transito dell energia proveniente da Romania e Bulgaria e diretta in Grecia. La quantità di flussi indesiderati (parallel flows e loop flows) rischia di aumentare in maniera sensibile con l apertura del mercato dell energia nella regione. E pertanto prioritario avviare con urgenza studi volti alla pianificazione integrata della rete di trasmissione del SEE. E infine da ricordare che durante il 2003 l area era ancora suddivisa elettricamente in due zone, per cui, si ritiene che nel corso del 2005 a seguito della sincronizzazione gli interscambi possano aumentare sensibilmente.

19 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 19/ / (*) (*) Esercizio in antenna Figura 10 Capacità nette di interscambio (NTC) riferite alla situazione invernale 2004/2005 Figura 11 Scambi fisici di energia nel 2003 (valori in GWh) [2]

20 Rapporto Transmission & Distribution Networks Approvato Pag. 20/96 7 IL FORUM DI ATENE Nel 1998 la Commissione Europea ha istituito il cosiddetto Forum di Firenze, che si riunisce una o due volte all anno al fine di promuovere l integrazione dei mercati elettrici dei paesi UE. In questo consesso (tenutosi nelle ultime edizioni a Roma e noto anche con il nome di Regulatory Forum ) autorità regolatorie nazionali, stati membri, Commissione Europea, gestori nazionali delle reti di trasmissione, rappresentanti di traders di energia, consumatori, produttori e utilizzatori si riuniscono periodicamente al fine di definire raccomandazioni per l integrazione dei mercati europei nell IEM, in particolare per quanto riguarda le tematiche della gestione delle congestioni e degli scambi transfrontalieri di energia (CBT, Cross Border Trade). Tali raccomandazioni vengono, poi, recepite e rese operative da ETSO, l organismo che raccoglie i gestori di rete (TSO) dei paesi europei. Successivamente è stato creato il Forum di Madrid, istituito con l obiettivo di creare le condizioni opportune per l integrazione dei mercati UE del gas. Più recentemente, nel 2002, la Commissione Europea ha creato il Forum di Atene, il cui scopo è di gettare le basi per lo sviluppo del cosiddetto Processo di Atene, avente come obiettivo l integrazione dei mercati energetici (elettrico e, successivamente, del gas) del SEE creando le premesse da un lato per rendere i mercati di tale regione attraenti agli investitori internazionali, dall altro per avvicinarne gradualmente la struttura a quella presente negli stati UE in vista di una futura integrazione. L Athens Forum si riunisce di norma due volte all anno ed è attualmente arrivato alla quinta edizione (Atene, ottobre 2004). La terza edizione dell Athens Forum, tenutasi a Sofia (Bulgaria) il ottobre 2003, ha espresso una valutazione sulla situazione corrente del SEE Regional Energy Market (l equivalente dell IEM 4 per la regione del SEE) e ha proposto azioni opportune per accelerarne lo sviluppo. Su proposta del CEER 5 è stata altresì concordata un attività annuale di benchmarking per valutare il livello di progresso dell integrazione del SEE. Inoltre, sulla base di una proposta di ETSO, si è stabilita la volontà di dare inizio ad un meccanismo di remunerazione per l uso di reti di paesi terzi negli scambi transfrontalieri di energia (in breve chiamato meccanismo di cross-border trading CBT-) nel ECSEE 6 a partire da luglio 2004, a valle di sei mesi di prova ( dry run ). Tale intenzione è stata confermata nel corso del quarto Forum tenutosi ad Atene il 2-4 giugno Questo meccanismo è attualmente in funzione da più di sei mesi ed ha fornito risultati incoraggianti. Pertanto nell ultimo Forum si è previsto di replicare lo stesso meccanismo di cross-border trade per l anno Contemporaneamente, si è deciso di avviare un progetto pilota che porterà all implementazione, dopo un periodo di prova, di un meccanismo di asta coordinata per l assegnazione delle capacità di trasporto tra le nazioni dell ECSEE. Questo progetto pilota è guardato con grande interesse dalle nazioni UE, ancora legate ad assegnazioni bilaterali delle capacità di trasporto dei connettori transfrontalieri che in qualche caso non utilizzano ancora meccanismi competitivi. Inoltre, già nel 2003 il CEER aveva lanciato una proposta di introdurre un mercato elettrico competitivo a livello regionale in tutto il Sud-est Europa. La proposta è stata accolta subito con grande interesse dal Forum e dalla Commissione Europea. Pur non essendo stato ancora deciso se prevarrà tale modello o, piuttosto, uno più modesto basato su contratti bilaterali, l ultima edizione del Forum ha dedicato particolare attenzione allo stabilire quali istituzioni sia necessario creare per far sì che la fase di 4 IEM: Internal Electricity Market, ovvero mercato elettrico interno alla UE. 5 CEER: Council of European Energy Regulators 6 ECSEE: Energy Community of South East Europe