Market Coupling: impatto ed opportunità per il sistema elettrico

Market Coupling: impatto ed
opportunità per il sistema elettrico
nazionale
Virginia Canazza
Roma, 26 novembre 2014
Indice
• L’integrazione italiana nel Market Coupling Europeo
– lo stato di avanzamento
– le questioni emergenti
• Il potenziale impatto del Market Coupling sul mercato italiano: le
simulazioni per il 2015 di
– flussi alle frontiere
– PUN
– MSD
• Riflessioni conclusive: nuovi rischi ed opportunità per gli operatori
2
L’Electricity Target Model prevede il Price Coupling dei mercati day ahead
L’Electricity Target Model dell’ACER propone uno specifico disegno di mercato per ogni
orizzonte temporale rilevante ai fini degli scambi di energia elettrica
obiettivo
di lungo
termine
obiettivo
di lungo
termine
entro il
2014
Price Coupling:
determinazione congiunta
dei flussi e dei prezzi nei
mercati accoppiati
Efficienza
entro il
2016
l’allocazione delle capacità di
trasmissione transfrontaliere è
determinata implicitamente in
modo coerente con lo spread tra i
mercati
3
Imminente l’integrazione dell’Italia nel market coupling europeo
4 febbraio 2014: la zona NWE
inizia ad operare utilizzando un
unico algoritmo che calcola
prezzi, volumi e flussi.
19 novembre 2014: avvio del market
coupling tra Repubblica Ceca,
Repubblica Slovacca, Ungheria e
Romania
prossimi passi
• 2015: integrazione dell’Italia
con Austria e Francia
13 maggio 2014: anche
la zona SWE entra nel
market coupling
• 2016: integrazione di Svizzera,
Irlanda e Nord Irlanda, paesi
balcanici, Bulgaria e Grecia
4
Algoritmo unico: il nuovo equilibrio del mercato dipende da fattori esterni
al sistema nazionale
Sviluppato da 7 borse elettriche
europee
Deve gestire le
peculiarità dei singoli
mercati
I mercati da cui ha preso
origine l’algoritmo sono
molto diversi dal
modello italiano
Basato sull’algoritmo COSMOS
sviluppato nel 2010 per il coupling di
Francia, Germania e Benelux
Euphemia
EU Pan-european Hybrid Electricity Market Integration Algorithm
OUTPUT
INPUT
•
•
•
Diversi formati delle offerte degli
operatori sui vari mercati
il prezzo orario nelle zone
di mercato
•
le offerte accettate
•
la posizione netta di ogni
zona
•
i flussi attraverso le
interconnessioni tra le zone
Più ampio set di variabili
Parametri e vincoli dei sistemi
interconnessi
Caratteristiche della rete di
trasmissione: metodo Flow Based
sostituirà ATC
•
Ancora in sperimentazione
(avvio solo per CWE poi sarà
allargato a tutti)
5
L’avvio del market coupling richiede l’adattamento di vari aspetti
regolatori e operativi del mercato italiano
Aspetti normati o in consultazione
Gate closure time
Necessità di spostare la chiusura
di MGP dalle 9.15 alle 12.00 e
introduzione delle nuove sedute
di MI e MSD
Modifica delle
tempistiche di
pagamento
Regolazione dei
pagamenti da M+2
a D+2
•
•
Impatto
minimo
Soluzione transitoria
necessaria per evitare
tensioni di cassa lato
acquisto
Soluzione a regime
basata su D+7 e nuovi
prodotti giornalieri su
PCE con settlement in
M+2 ma ancora in
discussione
Aspetti ancora da risolvere
Prezzi negativi
Segnale del valore
economico della
flessibilità
Passaggio all’utilizzo di
Euphemia
•
Funzione obiettivo
relativa costo globale su
orizzonte giornaliero
•
Calcolo del PUN difficile
da integrare
direttamente: gestito
come problema
secondario
Si aprono una serie di
lacune e inadeguatezze
nelle regole di
funzionamento di MGP
non ancora normate
•
L’ottimizzazione
segue criteri diversi
da quelli su cui
finora si è basata la
soluzione del
mercato italiano
•
Peculiarità delle
regole italiane non
sono direttamente
compatibili
6
Configurazione attuale: si manifestano flussi antieconomici
Flussi antieconomici avvengono su
tutte le frontiere (ad eccezione della
Slovenia con cui già esiste il MC)
Con la Francia il
flusso avverso
avviene fino al 10%
delle ore
Flussi antieconom ici attraverso le frontiere Nord (N. e GWh)
Ore con import
antieconomico
Ore con export
antieconomico
Import
antieconomico
Export
antieconomico
Media spread con
import
antieconomico
Francia
2013
2014
Svizzera
2013
2014
Austria
2013
2014
Slovenia
2013
2014
Totale
2013
2014
820
341
616
289
98
126
0
0
1 534
756
28
25
33
35
9
8
0
0
70
68
1 496
711
1 451
710
13
19
0
0
2 960
1 441
7
7
9
16
0
0
0
0
16
23
-5
-3
-3
-2
-2
-2
0
0
-3
-2
Per il 2014 l'ultimo dato consuntivo è il 26 ottobre
Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME, Reuters, ENTSO-E e Terna
La quasi totalità di
flussi antieconomici
è in import
Lo spread medio di
prezzo è contenuto
7
Configurazione attuale: si evidenzia una NTC non sfruttata completamente pur
in presenza di differenziali di prezzo elevati
Lo sfruttamento parziale della
capacità di interconnessione
avviene su tutte le frontiere
NTC non sfruttata attraverso le frontiere Nord (GWh)
Francia
2013
2014
Svizzera
2013
2014
Austria
2013
2014
Slovenia
2013
2014
Totale
2013
2014
Import non sfruttato
1 331
1 066
2 975
2 487
36
115
0
0
4 342
3 669
Export non sfruttato
22
9
42
22
3
3
0
0
67
33
Media spread con
import non sfruttato
20
17
18
14
25
17
0
0
21
16
Ul ti mo dato cons unti vo 26/10/2014
Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME, Reuters e Terna
Riguarda
soprattutto
l’import
Ha un valore
maggiore rispetto
all’import
antieconomico
Lo spread
medio è
elevato
8
L’analisi del nuovo equilibrio del mercato richiede un modello di
simulazione integrato
REF-E ha sviluppato il nuovo modello
ELFO++EUROPE per analizzare l’interazione dei
sistemi elettrici europei e la loro evoluzione
MODELLO NAZIONALE
MODELLO INTEGRATO
Modello del sistema elettrico
italiano
Modello del sistema elettrico europeo:
Francia, Germania,
Austria, Svizzera, Italia, Slovenia
Belgio, Lussemburgo, Olanda,
(e interconnessioni con regioni limitrofe)
Modello del mercato elettrico
italiano
Modello dei mercati elettrici interconnessi
(market coupling)
Scenari Previsionali Italia
Scenari Previsionali Europa
9
Si allarga il
contesto di
influenza del
prezzo PUN
La simulazione dello scenario 2015 * con MC:
l’import netto tende ad aumentare
*Scenario 2015:
Curva di durata dell'im port netto nelle due sim ulazioni
(MWh)
BAU
Aumenta l’import
netto grazie al
maggior
sfruttamento della
NTC disponibile
•
Prezzi Germania e Francia
basati su livelli dei Forward e
profili storici
•
NTC alle frontiere in linea con
2014
Market Coupling
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
Si creano occasioni di
export netto per
l’Italia
-2 000
-4 000
-6 000
1
1001
2001
3001
4001
5001
6001
7001
8001
Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE
Confronto del tratto finale della curva di durata dell'im port netto
(MWh)
Confronto del tratto iniziale della curva di durata dell'im port netto
(MWh)
BAU
BAU
Market Coupling
Market Coupling
2 000
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
1 000
0
-1 000
-2 000
-3 000
1
101
201
Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE
301
401
-4 000
8323
8423
8523
8623
8723
Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE
10
Con MC il PUN 2015 diminuisce rispetto allo scenario BAU
Il PUN diminuisce di circa 1 €/MWh rispetto alla
simulazione BAU: 54.5 contro 53.4 €/MWh
Confronto della curva di durata del PUN
(€/MWh)
BAU
Dispacciamento più
efficiente e maggior
utilizzo dell’import
meno costoso
Market Coupling
115
105
95
85
75
65
55
45
35
25
15
Fonte: elaborazione REF-E con ELFO++ EUROPE
11
Con MC aumentano i volumi su MSD fino al 30% rispetto ai valori attuali
Figura 1. Previsione dei volum i MSD - scenario base
(TWh)
Accensione
Terziaria a salire
Spegnimento
Terziaria a scendere
16.0
12.0
8.0
4.0
0.0
-4.0
-8.0
2012
2013
proiez2014
2014
2015
La
proiezione
2014 è il valore
consuntivo
MSD a settembre
scalato sui 12 mesi
Figura
4. Previsione
dei volum
i MSDdi- scenario
m arket2014
coupling
Fonte:
(TWh)Previsioni REF-E con Elfo++ e dati GME
Accensione
Terziaria a salire
Spegnimento
Terziaria a scendere
16.0
12.0
8.0
4.0
La maggiore importazione netta (con
una volatilità maggiore) spiazza
ulteriormente la generazione
termoelettrica programmabile
interna (prevalentemente nei mesi
invernali e soprattutto nella fascia
peakload)
0.0
-4.0
-8.0
2012
2013
proiez2014
2014
2015
La proiezione 2014 è il valore consuntivo di MSD a settembre 2014 scalato sui 12 mesi
Fonte: Previsioni REF-E con Elfo++ e dati GME
12
La limitazione preventiva della NTC per vincoli di sicurezza potrebbe
contrastare l’aumento dell’import netto
Media giornaliera della NTC per il 2014 pubblicato da Terna e suoi aggiornamenti mensili
(MW)
NTC iniziale
NTC aggiornata mensilmente
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1/1
Fonte: Terna
La mutata distribuzione
1/2
1/3
1/4 potrebbe
1/5
1/6
dei flussi
produrre situazioni
critiche per la sicurezza
in ulteriori periodi
dell’anno
1/7
1/8
1/9
1/10
1/11
Il beneficio
dell’efficientamento
1/12
dato dal MC potrebbe
essere in parte
assorbito dal costo del
vincolo di sicurezza
13
Il nuovo disegno di mercato è contestuale alla trasformazione
strutturale dei sistemi elettrici nazionali
Produzione rinnovabile
2012
Sostanziale mantenimento
dei livelli di domanda
200.0
Incremento della produzione
rinnovabile (soprattutto in
Germania, +30 TWh)
TWh
150.0
Domanda elettrica
100.0
2012 2015
50.0
600.0
TWh
2015
0.0
500.0
IT
FR
DE
400.0
Fonte: Simulazione Elfo++ Europe
AT
CH
SL
BE
NL
LU
300.0
200.0
Consumi dei pompaggi
100.0
2012 2015
0.0
IT
FR
DE
AT
CH
SL
BE
NL
16.0
LU
14.0
Fonte: Simulazione Elfo++ Europe
Maggior utilizzo dei
pompaggi
TWh
12.0
si aprono nuove
opportunità per le
risorse flessibili
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
IT
FR
DE
Fonte: Simulazione ELFO++ EUROPE
AT
CH
SL
BE
NL
LU
14
L’evoluzione strutturale dei diversi paesi può portare a
nuova distribuzione dei flussi alle frontiere italiane
L’evoluzione dei bilanci
energetici negli altri paesi
potrebbe produrre 60
una
riduzione dell’import netto
40
dalle frontiere italiane
Export netto 2012
Export netto 2015
TWh
20
0
-20
-40
GERMANIA
-60
IT
FR
DE
CH
AT
SL
BE
•
Fonte: Dati storici ENTSO-E 2012; simulazione 2015 ELFO++EUROPE
ITALIA
FRANCIA
le rinnovabili al
Sud sostituiscono
parte dell’import
netto al Nord
•
aumenta lo scalino baseload e
l’esportazione (soprattutto verso il Belgio)
•
la flessibilità viene fornita dai CCGT (quota
bassa), dagli scambi e dal pompaggio
•
Si annullano
gli scambi netti e
LU
le rinnovabili intermittenti
sostituiscono parte della
precedente produzione
baseload a carbone e nucleare
NL
La flessibilità proviene dai
termici (gas e carbone),
pompaggio e
dall’idro+pompaggio
dall’Austria e dalla Svizzera 15
L’esportazione è influenzata dalla volatilità dei prezzi e dall’occorrenza di
spikes sui mercati esteri
Volatilità sui m ercati elettrici day-ahead europei
(%)
La variabilità dei prezzi nei mercati europei
dipende da:
•
Peso nel mix delle rinnovabili
intermittenti (in particolare eolico)
•
Variazioni contingenti di domanda e
offerta
Italia
Francia
Germ ania
Belgio
Olanda
Nordpool
Spagna
2010
2011
2012
2013
2014*
Media 2010-2014
15%
11%
14%
15%
15%
14%
18%
34%
44%
22%
5%
39%
22%
26%
23%
12%
5%
21%
49%
57%
36%
21%
6%
36%
58%
82%
55%
15%
4%
58%
29%
164%
34%
14%
4%
50%
33%
60%
32%
14%
4%
33%
* Fino al 05/10/2014
Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME e Reuters
Num ero di ore con spike di prezzo
(N°)
Italia
Francia
Germania
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Solo in un anno il PUN ha registrato un
numero di picchi di prezzo superiore a quello
di Francia e Germania, mentre negli altri
anni la borsa italiana è stata quella meno
soggetta a tale fenomeno
2010
2011
2012
2013
2014
Ultimo dato: 05/10/2014
Fonte: elaborazione REF-E su dati GME e Reuters
16
Riflessioni conclusive: con l’avvio del Market Coupling numerosi I fattori
di incertezza che incidono sul nuovo equilibrio di mercato
Nuove regole e lacune
regolatorie non
ancora normate
Forte evoluzione
strutturale dei sistemi
interconnessi
Alto rischio di
mercato
Alta volatilità e alta
concorrenzialità dei
mercati
Il nuovo equilibrio
dipenderà da
condizioni
esogene incerte e
poco note
Concomitanza con
altre riforme
regolatorie
Potenziali effetti
distorsivi dai
meccanismi di
remunerazione della
capacità eterogenei
Norme per la gestione
amministrata delle unità
Siciliane (Delibera
AEEGSI 521/2014/R/Eel)
Gli operatori stanno
percependo correttamente
la velocità con cui stanno
avvenendo i cambiamenti
delle regole operative e
delle condizioni strutturali
dei mercati?
Come interpretano i rischi
e le opportunità?
Come stanno cambiando le
strategie?
Come si modificheranno i
prezzi zonali?
Quali ricadute sui criteri di
gestione della sicurezza e
conseguenti oneri per il
sistema?
17
[email protected]
Grazie per l’attenzione!
www.ref-e.com
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