VERSO UNA RIFORMA “BILANCIATA”DEL MERCATO ELETTRICO? 

Roma ‐ 17 ottobre 2016

Stefano da Empoli, Gloria Marcotullio

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Excursus regolatorio – Sbilanciamenti 

Periodo Interventi Aeegsi di modifica agli artt. 39 e 40 della 111/06

Agosto 2012 Delibera 342/2012/R/eelInterventi 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

Maggio 2013 Delibera 197/2013/R/eel Chiusura dell'istruttoria conoscitiva sulle dinamiche del mercato dell'energia elettrica in Sardegna

Maggio 2013 Delibera 239/2013/R/eel 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 DCO 368/2013/R/eel Primi orientamenti dell’Autorità in merito alla riforma organica della disciplina degli sbilanciamenti effettivi

Giugno 2014  Delibera 525/2014/R/eel Modifiche e integrazioni alla disciplina degli sbilanciamenti effettivi di energia elettrica 

Aprile 2015 DCO 163/2015/R/eel Orientamenti di dell'Autorità in merito alla revisione della disciplina degli sbilanciamenti effettivi

Luglio 2015 DCO 333/2015/R/eel(per gli anni 2012‐2013‐2014)

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

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Excursus regolatorio – Sbilanciamenti 

Periodo Interventi Aeegsi di modifica agli artt. 39 e 40 della 111/06

Settembre 2015 DCO 445/2015/R/eel(per gli anni 2012‐2013‐2014)

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

Dicembre 2015 DCO 623/2015/R/eel(per gli anni 2012‐2013‐2014)

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

Giugno 2016 DCO 298/2016/R/eelPrimi interventi per agevolare l’accesso al mercato in tempi rapidi alla generazione distribuita, alla domanda alle FER non programmabili 

Giugno 2016 DCO 316/2016/R/eel

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

Giugno 2016 Delibera  333/2016/R/eelIndividuazione degli sbilanciamenti effettivi in seguito alla sentenza del TAR Lombardia 1648/2014 e del Consiglio di Stato 1532/2015

Luglio 2016 Delibera 444/2016/R/eelInterventi prioritari in materia di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi nel dispacciamento elettrico

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Volumi negoziati  sui principali mercati del giorno prima, a termine e OTC (Q1 2016)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC Market OTC

Germany UK France Nordic markets Italy Central & EasternEurope

Spain

TWh

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) 

5

Churn rate annuale 

Fonte: Elaborazione I‐Com su dati EU Electricity Markets Quarterly Report (Q4 2015; Q1 2016) 

0

2

4

6

8

10

12

Germania Mercati del Nord UK Francia Italia Europa centrale eorientale

Spagna

2014 2015

Churn rate: indice di liquidità che rapporta i volumi totali di 

elettricità negoziati e consumi elettrici in un dato periodo

6

Andamento dei principali mercati elettrici spot europei

Fonte: Elaborazione I‐Com dati GME

0

20

40

60

80

100

 2004 * 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Prezzi spot principali mercati UE

IPEX EPEX Germania Nord Pool OMEL EPEX Francia

€/MWh

* Dati relativi a 9 mesi 1/4/04 31/12/04

15

20

25

30

35

40

45

50

gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto

Andamento parziale 2016

IPEX EPEX Germania Nord Pool OMEL EPEX Francia

€/MWh

7

Prezzi zonali (Sicilia e Sardegna) vs PUN

Fonte: Elaborazione I‐Com su dati GME

‐10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

20

40

60

80

100

120

2010 2011 2012 2013 2014 2015

€/MWh

Sicilia Sardegna Pun Δ % Sicilia Δ % Sardegna

8

Market Coupling

A partire dal 25 febbraio 2015 sulla frontieratra Italia e Slovenia, tra Italia e Francia e traItalia e Austria, ai sensi della deliberazioneAEEGSI 45/2015/R/EEL, le capacità diinterconnessione giornaliere sono assegnateattraverso il meccanismo del “marketcoupling”.

95,1% 95,2% 93,8%

4,9% 4,4% 6,2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

marzo 2014 marzo 2015 marzo 2016

Italia‐Slovenia

Market coupling Asta esplicita

Non utilizzata

72,0% 76,0%97,8%

24,4% 24,0%2,2% 3,6%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

marzo 2014 marzo 2015 marzo 2016

Italia‐Austria

Market coupling Asta esplicita

Non utilizzata

76,0% 79,8%94,0%

14,7% 17,4%6,0% 9,3% 2,8%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

marzo 2014 marzo 2015 marzo 2016

Italia‐Francia

Market coupling Asta esplicita

Non utilizzata

61% 67% 75% 77% 85% 84%

39% 33% 25% 23% 15% 16%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

(Q4) 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Capacità allocata sulle frontiere UE in presenza di significativi differenziali di prezzo

Market coupling Non utilizzata

Fonte: Elaborazione I‐Com su dati ACER/CEER (2015) e GME

9

MI (Mercato infragiornaliero) ‐ Italia

Fonte: Elaborazione I‐Com dati GME

51,15

54,5558,2452,31

45505560657075808590

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MI prezzi medi annui 

MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MA PUN

€/MWh

30

35

40

45

50

gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio

Parziale 2016

MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MGP

Febbraio 2015 introdotta ex novo MI5 e ampliati gli intervalli di MI3 e MI4

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Movimentazioni MSD ex‐ante ‐ Italia

Fonte: Elaborazione I‐Com su dati GME

14,6 14,8

4,9

3,7

5,14,7

5,3

12,5

7,0

4,7

6,2

9,0

10,29,8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Movimentazioni a salire e scendere MSD ex‐ante

Vendite di Terna Acquisti di Terna

TWh

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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

Fonte: Elaborazione I‐Com su dati Staffetta Quotidiana e Terna

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

01/01/2009

01/04/2009

01/07/2009

01/10/2009

01/01/2010

01/04/2010

01/07/2010

01/10/2010

01/01/2011

01/04/2011

01/07/2011

01/10/2011

01/01/2012

01/04/2012

01/07/2012

01/10/2012

01/01/2013

01/04/2013

01/07/2013

01/10/2013

01/01/2014

01/04/2014

01/07/2014

01/10/2014

01/01/2015

01/04/2015

01/07/2015

01/10/2015

01/01/2016

01/04/2016

01/07/2016

€/MWh

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Prezzi negativi ‐ UE

Fonte: Elaborazione I‐Com su dati Acer/Ceer

29 29 14 2914 14

57 7171

143

14 29

7172

71

100

4357

43

86

43

57

43

86

71

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

0

100

200

300

400

500

600

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Frequenza prezzi a zero o negativi e produzione intermittente (2015)

Regno Unito

Slovacchia

Repubblica Ceca

Danimarca

Germania

Svizzera

Produzione eolico e fotovoltaicoGWh)*

Ore GWh

*Comprensiva anche della produzione italiana

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Capacity Market UE ‐ 2015

Fonte: Elaborazione I‐Com su ACER/CEER

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Modelli di collaborazione TSO/DSO

Orientamento Aeegsi(354/2013/R/eel)

• Modello centralizzato: DSO svolge ruolo marginale, TSO gestisce interodispacciamento, anche per fonti connesse alla rete di distribuzione;

• Modello locale: DSO gestisce dispacciamento locale (MSD locale) epresenta offerte su MSD e MB (duplice ruolo utente e responsabile deldispacciamento) ;

• Profilo di scambio AT/MT: programmato: DSO gestisce risorse locali sureti di distribuzione e mantiene lo scambio di energia con la rete in AT ilpiù possibile simile a quello programmato; il TSO gestisce unità connessealla rete di trasmissione.

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

Gestione, sviluppo, manutenzione delle reti, gestione in sicurezza del carico, della GD e dei flussi informativi con il TSO

Attività potenziali DSOAgevolare 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)

Attività vietate al TSO Produzione, fornitura e attività oltre contatore

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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?  

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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?   

GRAZIE!

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