VERSO UNA RIFORMA BILANCIATA DEL MERCATO ELETTRICO?

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1 Roma 17 ottobre 2016 VERSO UNA RIFORMA BILANCIATA DEL MERCATO ELETTRICO? Stefano da Empoli, Gloria Marcotullio

2 Excursus regolatorio Sbilanciamenti Periodo Interventi Aeegsi di modifica agli artt. 39 e 40 della 111/06 Agosto 2012 Maggio 2013 Maggio 2013 Delibera 342/2012/R/eel Delibera 197/2013/R/eel Delibera 239/2013/R/eel Interventi urgenti alla disciplina degli sbilanciamenti di energia elettrica e predispone l'avvio di un'istruttoria conoscitiva in merito alle dinamiche del mercato dell'energia elettrica in Sardegna Chiusura dell'istruttoria conoscitiva sulle dinamiche del mercato dell'energia elettrica in Sardegna Misure urgenti in materia di contenimento degli oneri di dispacciamento, in particolare per le due isole maggiori Giugno 2013 Delibera 285/2013/R/eel Misure urgenti volte a contenere gli oneri di dispacciamento Agosto 2013 Giugno 2014 Aprile 2015 Luglio 2015 DCO 368/2013/R/eel Delibera 525/2014/R/eel DCO 163/2015/R/eel DCO 333/2015/R/eel (per gli anni ) Primi orientamenti dell Autorità in merito alla riforma organica della disciplina degli sbilanciamenti effettivi Modifiche e integrazioni alla disciplina degli sbilanciamenti effettivi di energia elettrica Orientamenti di dell'autorità in merito alla revisione della disciplina degli sbilanciamenti effettivi Avvio di un procedimento in materia di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi per gli anni 2012, 2013 e 2014 in seguito alla sentenza del Consiglio di Stato 20 marzo 2015, n. 1532/2015 2

3 Excursus regolatorio Sbilanciamenti Periodo Interventi Aeegsi di modifica agli artt. 39 e 40 della 111/06 Settembre 2015 Dicembre 2015 Giugno 2016 Giugno 2016 Giugno 2016 Luglio 2016 DCO 445/2015/R/eel (per gli anni ) DCO 623/2015/R/eel (per gli anni ) DCO 298/2016/R/eel DCO 316/2016/R/eel Delibera 333/2016/R/eel Delibera 444/2016/R/eel Consultazione in merito agli orientamenti dell'autorità per l'individuazione della regolazione degli sbilanciamenti effettivi in seguito alle sentenze del TAR della Lombardia 1648/2014 e del Consiglio di Stato 1532/2015 Seconda consultazione in merito agli orientamenti dell'autorità per l'individuazione della regolazione degli sbilanciamenti effettivi in seguito alle sentenze del TAR della Lombardia 1648/2014 e del Consiglio di Stato 1532/2015 Primi interventi per agevolare l accesso al mercato in tempi rapidi alla generazione distribuita, alla domanda alle FER non programmabili Il documento analizza le criticità insite nella regolazione vigente degli sbilanciamenti; illustra i principi base che dovranno ispirare la riforma organica di questa materia in coerenza con le balancing guidelines; illustra gli orientamenti finali per una modifica transitoria della regolazione degli sbilanciamenti da adottare a partire da gennaio 2017 nelle more della riforma organica Individuazione degli sbilanciamenti effettivi in seguito alla sentenza del TAR Lombardia 1648/2014 e del Consiglio di Stato 1532/2015 Interventi prioritari in materia di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi nel dispacciamento elettrico 3

4 Volumi negoziati sui principali mercati del giorno prima, a termine e OTC (Q1 2016) TWh Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Germany UK France Nordic markets Italy Central & Eastern Europe Spain Exchange executed volume Day ahead volume OTC Bilateral Settled Volume OTC Cleared Volume Fonte: Elaborazione I Com su dati EU Electricity Markets Quarterly Report (Q4 2015; Q1 2016) 4

5 Churn rate annuale Churn rate: indice di liquidità che rapporta i volumi totali di elettricità negoziati e consumi elettrici in un dato periodo Germania Mercati del Nord UK Francia Italia Europa centrale e orientale Spagna Fonte: Elaborazione I Com su dati EU Electricity Markets Quarterly Report (Q4 2015; Q1 2016) 5

6 Andamento dei principali mercati elettrici spot europei /MWh 100 Prezzi spot principali mercati UE * * Dati relativi a 9 mesi 1/4/04 31/12/04 IPEX EPEX Germania Nord Pool OMEL EPEX Francia /MWh Andamento parziale 2016 gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto IPEX EPEX Germania Nord Pool OMEL EPEX Francia Fonte: Elaborazione I Com dati GME 6

7 Prezzi zonali (Sicilia e Sardegna) vs PUN /MWh % 70% % 80 50% 40% 60 30% 40 20% 10% 20 0% Sicilia Sardegna Pun Δ % Sicilia Δ % Sardegna 10% Fonte: Elaborazione I Com su dati GME 7

8 Market Coupling Apartiredal25 febbraio 2015 sulla frontiera tra Italia e Slovenia, tra Italia e Francia e tra Italia e Austria, ai sensi della deliberazione AEEGSI 45/2015/R/EEL, le capacità di interconnessione giornaliere sono assegnate attraverso il meccanismo del market coupling. 100% 80% 60% 40% 20% 0% Capacità allocata sulle frontiere UE in presenza di significativi differenziali di prezzo 39% 33% 61% 67% 25% 23% 75% 77% 15% 16% 85% 84% (Q4) Market coupling Non utilizzata Italia Slovenia Italia Austria Italia Francia 100% 80% 4,9% 4,4% 6,2% 100% 80% 2,2% 3,6% 24,4% 24,0% 100% 80% 6,0% 9,3% 2,8% 14,7% 17,4% 60% 40% 20% 95,1% 95,2% 93,8% 60% 40% 20% 97,8% 72,0% 76,0% 60% 40% 20% 94,0% 76,0% 79,8% 0% marzo 2014 marzo 2015 marzo % marzo 2014 marzo 2015 marzo % marzo 2014 marzo 2015 marzo 2016 Market coupling Asta esplicita Market coupling Asta esplicita Market coupling Asta esplicita Non utilizzata Non utilizzata Fonte: Elaborazione I Com su dati ACER/CEER (2015) e GME Non utilizzata 8

9 MI (Mercato infragiornaliero) Italia /MWh MI prezzi medi annui Febbraio 2015 introdotta ex novo MI5 e ampliati gli intervalli di MI3 e MI * ,24 54,55 52,31 51,15 MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MA PUN Parziale gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio Fonte: Elaborazione I Com dati GME MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MGP 9

10 Movimentazioni MSD ex ante Italia TWh ,6 14,8 12,5 Movimentazioni a salire e scendere MSD ex ante 10 9,0 10,2 9,8 8 7,0 6,2 6 4,9 4,7 5,1 4,7 5,3 4 3, Vendite di Terna Acquisti di Terna Fonte: Elaborazione I Com su dati GME 10

11 Andamento del corrispettivo uplift L uplift è il corrispettivo unitario per l approvvigionamento delle risorse nel MSD, stimato da Terna su base trimestrale e fatturato agli Utenti del dispacciamento per i prelievi effettivi di energia elettrica del trimestre. L Uplift è pari al rapporto tra controvalore delle varie voci di costo che lo compongono e l energia prelevata dalla rete /MWh /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/ /10/ /01/ /04/ /07/2016 Fonte: Elaborazione I Com su dati Staffetta Quotidiana e Terna 11

12 Prezzi negativi UE Ore 600 Frequenza prezzi a zero o negativi e produzione intermittente (2015) GWh Regno Unito Slovacchia Repubblica Ceca Danimarca Germania Svizzera Produzione eolico e fotovoltaico GWh)* *Comprensiva anche della produzione italiana Fonte: Elaborazione I Com su dati Acer/Ceer 12

13 Capacity Market UE 2015 Fonte: Elaborazione I Com su ACER/CEER 13

14 Modelli di collaborazione TSO/DSO Cambiamenti del settore rendono necessario che TSO e DSO collaborino per garantire un adeguato scambio di informazioni sullo stato di operatività delle reti e supportare al meglio il sistema Attività caratteristiche DSO Attività potenziali DSO Attività vietate al TSO Orientamento Aeegsi (354/2013/R/eel) Gestione, sviluppo, manutenzione delle reti, gestione in sicurezza del carico, della GD e dei flussi informativi con il TSO Agevolare l integrazione fisica e di mercato delle FER, occupandosi dell attività di dispacciamento locale della GD e della flessibilità della domanda (ruolo attivo, passivo o intermedio) Produzione, fornitura e attività oltre contatore Modello centralizzato: DSO svolge ruolo marginale, TSO gestisce intero dispacciamento, anche per fonti connesse alla rete di distribuzione; Modello locale: DSO gestisce dispacciamento locale (MSD locale) e presenta offerte su MSD e MB (duplice ruolo utente e responsabile del dispacciamento) ; Profilo di scambio AT/MT: programmato: DSO gestisce risorse locali su reti di distribuzione e mantiene lo scambio di energia con la rete in AT il più possibile simile a quello programmato; il TSO gestisce unità connesse alla rete di trasmissione. 14

15 Questioni aperte Italia 1. DISCIPLINA DEGLI SBILANCIAMENTI E DI MSD Qual impatti si ritiene possa avere la recente Delibera AEEGSI 444/2016/R/EEL? Se ne condividono principi e applicazione? Si ritiene che una gate closure dei mercati più vicina al tempo reale possa agevolare la programmazione e quindi ridurre gli sbilanciamenti? Nell ambito della riforma del mercato del dispacciamento quali prerequisiti si ritengono fondamentali? Quali i fattori abilitanti la partecipazione della domanda? Quale il reale interesse di quest ultima? Quali le potenzialità degli accumuli nel mercato dei servizi del dispacciamento? Più in generale, come ottimizzare l integrazione delle rinnovabili nel mercato elettrico? 2. CAPACITY MARKET Quale impatto potrebbe avere l avvio del capacity market in Italia? Si condivide la configurazione adottata o si potrebbe ulteriormente perfezionare/completare? Si ritiene realistico che parta entro la fine del 2017/inizio 2018, come auspicato dal Ministro Calenda in una recente audizione? 15

16 Questioni aperte Europa 3. COORDINAMENTO CON L EUROPA Quali sono virtù e difetti dell attuale quadro regolamentare rispetto alla roadmap verso l integrazione europea? Come si posiziona oggi il nostro mercato elettrico rispetto agli altri Stati Membri? Quali sono stato dell arte e prospettive del market coupling? Quale rilevanza ha sull attuale dibattito la direttiva sul market design che dovrebbe essere proposta entro la fine dell anno dalla Commissione europea insieme ad altri importanti provvedimenti su efficienza energetica e rinnovabili? Quali contenuti principali dovrebbe avere e quali sono gli interessi del sistema elettrico italiano che dovrebbero essere espressi a Bruxelles nel percorso di drafting legislativo? Quale il ruolo degli organismi di coordinamento oggi esistenti (ACER, CEER, ENTSO E, Europex, ecc.) per assicurare un integrazione quanto più rapida? 16

17 GRAZIE! com.it com.it Piazza dei Santi Apostoli Roma tel fax Rond Point Schuman Bruxelles tel (0) info@i-com.it