in questo numero: Mercato elettrico

• Fine tutela: prime proposte per le PMI. Con molti dettagli da definire e in attesa delle proposte governative per la promozione della competizione, la fine tutela sembra ancora lontana. Si potrebbe però partire a breve con le procedure di selezione dei fornitori di ultima istanza per duecentomila PMI. Confermate per il momento le aste, con un nuovo disegno proposto, che punta a selezionare e mettere in competizione i due migliori offerenti per ogni area.
• L’Italia si prepara a continuare il capacity market. L’Italia ha sottomesso alla Commissione Europea il Piano di Attuazione delle riforme previste sui mercati elettrici, per adattare il disegno al nuovo contesto di mercato e continuare il processo di integrazione nel mercato comune europeo. In attesa del completamento della riforma, proseguire il capacity market rimane necessario per assicurare l’adeguatezza del sistema, incentivando nuovi investimenti in capacità per affrontare il phase-out del carbone.

• Biometano e biocarburanti avanzati: l’impatto del COVID-19 sugli incentivi. La contrazione dei consumi di benzina e gasolio conseguente al lock-down ridurrà la quantità ritraibile di CIC da biocomubustibili avanzati del 30% per il 2020. La riduzione non dovrebbe avere conseguenze per il biometano: tutti gli impianti in esercizio rientreranno molto probabilmente in graduatoria, anche in caso di ulteriori riduzioni nel periodo autunnale. Così non sarà invece per gli altri biocomubstibili avanzati, impianti con una producibilità attesa che ha già superato la quantità ritirabile stimata.

• Monitoraggio gare gas. Chiusa la gara di Napoli, con due offerte presentate, non vi sono più bandi aperti, a parte qualche manifestazione di interesse: potrebbe aprirsi una (nuova) stagione di attesa.

• Dati di mercato e di settori incentivati e regolati

• Itec e Magi

in questo numero: Mercato elettrico

• Le aste del capacity market. Mercato corto, 5.8 GW di nuovi investimenti e (forse) un primo phase-out del carbone: il meccanismo del capacity sembra aver funzionato nel dare una spinta all’ammodernamento del parco e al miglioramento della sicurezza. Tempi autorizzativi, ricorsi e nuove procedure le incertezze per il prossimo futuro.
• La remunerazione sperimentale del servizio di fast reserve. L’atteso progetto pilota potrebbe stimolare gli investimenti nei sistemi di accumulo elettrochimico, garantendo una remunerazione fissa a integrazione dei ricavi merchant e anticipando così di alcuni anni il ritorno degli investimenti. Il quadro regolatorio complessivo rimane però poco favorevole per questi impianti, necessari invece per garantire al sistema la flessibilità necessaria a integrare le rinnovabili.

• Load profiling dinamico e aste: parte il nuovo settlement gas. La nuova disciplina del settlement dovrebbe migliorare notevolmente l’operatività di shipper e venditori. Dai dati pubblicati in prova il nuovo load profiling dinamico, aiutato dalla revisione del profilo standard, consente una migliore previsione delle partite di bilanciamento e la riduzione dei delta in-out, che comunque non vengono più allocati agli operatori. Le aste attraverso cui queste partite verranno approvvigionate divengono anzi una nuova opportunità di mercato per gli operatori, pur rimanendo un costo per il sistema. Ancora molto su questo fronte può essere fatto.

• La quarta lista dei progetti d'interesse comune. Poche sorprese nell’aggiornamento biennale della lista dei progetti prioritari per la crescita del mercato unico europeo: all’entusiasmo delle prime liste, largamente rimaste sulla carta, subentra un atteggiamento di maggiore prudenza, con ACER che ammonisce sulle modalità di computo dei benefici.

• Monitoraggio gare gas. Riprendiamo l’appuntamento mensile di monitoraggio sul mondo delle gare, ricco di novità.

• Dati di mercato e di settori incentivati e regolati

• Itec e Magi

in questo numero: Mercato elettrico

• Aste capacity: ultimi dettagli ma ancora tanti dubbi. Definiti tempi, dettagli economici e operativi per le aste del capacity, con valori leggermente migliorativi per gli operatori, almeno quelli termoelettrici già esistenti, rispetto alle attese. Restano numerosi i dubbi, soprattutto sulle prospettive di lungo periodo del meccanismo.
• Mobilità elettrica e tariffe di trasporto. Iniziano a emergere le preoccupazioni per gli impatti sulla rete di distribuzione dell’elettrificazione: il tentativo di coniugare la promozione della mobilità elettrica con la sicurezza del sistema e la minimizzazione degli investimenti si traduce in proposte che limiterebbero la potenza e favorirebbero i consumi notturni per le colonnine pubbliche, mentre si studiano soluzioni che permetterebbero di attivare il potenziale del VTG.
• Nuove regole di dispacciamento: evoluzione o rivoluzione? Il processo di revisione delle regole del dispacciamento è finalmente partito. Le prime proposte sembrano tentare la conciliazione tra il modello di mercato che si è affermato nell’Europa continentale, basato sul concetto del self dispatching, con una gestione centralizzata e nodale delle risorse che minimizzi i costi di un dispacciamento reso complesso dalla conformazione del territorio. Ne esce un ibrido che potrebbe protendere verso l’una o l’altra soluzione a seconda delle scelte di implementazione e della definizione dei dettagli. Sicuramente un processo di affinamento complesso e lungo che impegnerà molte energie sia per le istituzioni che per il sistema e dagli impatti a oggi solo ipotizzabili, ma sicuramente non trascurabili.

• La nuova struttura tariffaria per il trasporto del gas naturale: quale impatto sulle tariffe di tutela. Le novità riguardanti i criteri di regolazione tariffaria per il servizio di trasporto, in vigore a partire dal 2020, comportano, oltre che variazioni rilevanti nei livelli, lo spostamento a valle del PSV di diverse componenti di logistica, che devono essere recepite nei prezzi di tutela. Più complessa invece la situazione sul trasporto internazionale, dove gli effetti delle revisioni tariffarie si sommano a quelli di un mercato sempre più volatile e imprevedibile, aumentando i rischi per gli operatori legati all’indicizzazione al TTF. Il superamento della tutela potrebbe essere l’occasione per una revisione e un aggiornamento delle modalità più frequenti di indicizzazione dei mercati retail del gas, anche se la struttura delle PLACET ha confermato continua a riproporre l’indicizzazione al TTF.

• Dati di mercato e di settori incentivati e regolati

• Itec e Magi

in questo numero: Mercato elettrico

• Via libera al capacity market. Aste con delivery solamente per due anni, da svolgersi nei prossimi mesi, e remunerazione garantita per 15 anni ai nuovi entranti, anche non autorizzati, ma selezionati per garantire l’adeguatezza nel 2022-2023 quando il carbone sarà probabilmente ancora disponibile. Tempi stretti e incertezza sulle restituzioni rispetto allo strike price (rilevanti soprattutto per MSD) rendono incerto l’impatto sul sistema e sui bilanci delle imprese: il sistema dovrebbe anticipare l’ingresso di nuovi impianti rendendo possibile l’uscita del carbone al 2025 o anche prima, ma non è detto che il livello di adesione sia elevato, a scapito degli effetti positivi attesi.
• Verso un mercato infragiornaliero europeo: difficoltà e passi in avanti della situazione italiana. L’ACER, modificando la proposta dei TSO europei, impone di integrare la contrattazione continua, risolta attraverso l’algoritmo Xbid, con aste che consentano la valorizzazione (anche se implicita) della capacità di interconnessione, avvicinandosi così alla soluzione pensata dall’ARERA, che aveva già proposto l’utilizzo di aste complementari per le singole frontiere. Rimane però il nodo della chiusura in H-1, difficilmente compatibile con il dispacciamento centralizzato italiano, e il coordinamento delle tempistiche: il mercato unico infragiornaliero rimane per ora sulla carta.
• La fine del mercato tutelato e la scomparsa del benchmark per il mercato retail. Il mercato si prepara al superamento del benchmark di tutela proponendo nuove forme di indicizzazione, come quelle agli indici di inflazione pubblicati dall’ISTAT. Il NIC tuttavia non sembra essere un adeguato indicatore di andamento del mercato all’ingrosso, ma piuttosto una rilevazione delle offerte presenti sul mercato retail pubblicato con ritardo. L’assenza di benchmark rimane uno degli elementi di incertezza del superamento della tutela.

• Approvato il decreto FER1. Le aste e la riapertura per 2 anni dei registri, autorizzate dopo una lunga negoziazione con la Commissione Europea, potrebbero essere l’ultima occasione per gli impianti rinnovabili per accedere a prezzi fissi garantiti dal sistema elettrico. L’era degli incentivi è infatti alla fine, e in effetti le tariffe previste sono, almeno per gli impianti di maggiori dimensioni, già vicine ai prezzi medi di mercato, ma rimangono i premi per gli impianti più piccoli e per l’autoproduzione. C’è spazio per 7 GW di nuovi impianti e rifacimenti, forse non sufficienti a far ripartire un settore che da diversi anni non mostra più i trend di crescita necessari a sostenere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030.

• Dati di mercato e di settori incentivati e regolati

• indici itec e magi

in questo numero: Mercato elettrico

• La posizione incerta dei peaker nel capacity market italiano. Dopo l’approvazione dell’anno scorso, il capacity market italiano viene rinotificato alla Commissione Europea, per inserire nel disegno una soglia di emissione, che, sebbene in linea con gli obiettivi di decarbonizzazione, potrebbe escludere la partecipazione al meccanismo non solo della capacità a carbone ma anche dei peaker a gas già esistenti. In ogni caso, è necessario arrivare alle aste entro fine anno per non dover intraprendere un nuovo iter autorizzativo.
• La nuova Direttiva sul mercato elettrico: focus su distribuzione e retail. Comunità energetiche, regolazione europea per i DSO, valorizzazione delle flessibilità, stoccaggio e mobilità elettrica: la Commissione traccia le linee del disegno del mercato che accompagnerà il sistema verso la completa integrazione delle rinnovabili, con un occhio sempre più attento alla tutela dei consumatori: uno dei pilastri del Clean Energy Package che promette, a 10 anni dalla pubblicazione del Terzo Pacchetto, un nuovo salto in avanti nel disegno di mercato.

• I Project of Common Interest: il punto della situazione in attesa della nuova lista. Ancora pochi i PCI realizzati, mentre si riduce sempre di più il numero dei progetti ammessi alle agevolazioni e aumentano i tempi di realizzazione. La difficoltà di realizzare i progetti elencati nelle liste è riflessa anche da analisi costi benefici non sempre solide e documentate.

• La strategia belga e il futuro mix produttivo. Il Belgio alle prese con un basso potenziale di miglioramento del mix energetico.

• Monitoraggio gare gas. L’attività della giustizia amministrativa è sempre più protagonista. L’Europa salva, per ora, le Linee Guida per il calcolo del VIR.

• Indicatori

• Indici Itec e Magi

In questo numero: Executive summary 1. Scenario macroeconomico e commodity

• L’economia in bilico
• Le previsioni
• Il petrolio si rafforza, soprattutto sul breve
• Riprende sostenuta la salita dei prezzi del carbone

• Mercato europeo: la riduzione della flessibilità incide sui prezzi
• Box 2.1. Ancora aperta la diatriba Russia-Ucraina, incertezze sul Nord Stream2
• Mercato italiano: domanda in riduzione, petrolio e GNL incidono sui prezzi al PSV
• Box 2.2. Riviste al ribasso le previsioni del costo logistico

• PUN in aumento nel 2018, aumentano i costi per i termoelettrici
• Il dettaglio della previsione per mese, fascia e zona
• L’economia sostiene i consumi, la produzione idroelettrica ridisegna il mix di generazione

• Box 4.1. Potenziali rischi stagionali

• Box A2.1. Lo switching carbone/gas guida i prezzi ETS

in questo numero:
Mercato elettrico

• Capacity market: tra approvazione europea e incertezza politica. La Commissione giudica il capacity market italiano necessario a garantire l’adeguatezza del sistema nel lungo termine e lo approva per i prossimi dieci anni. Il meccanismo di reliability options è valutato positivamente come incentivo all’offerta della capacità impegnata e come protezione dei consumatori dai rischi di abuso di potere di mercato. Emergono le prime indicazioni quantitative su curva di domanda, tassi di derating della capacità e cap all’offerta, che dovranno comunque essere definite dall’Autorità in un momento successivo. Sull’implementazione pesa però ancora l’incertezza politica sulla formazione del nuovo Governo.
• Nuove tecnologie e regole per la regolazione primaria di frequenza. Un nuovo progetto pilota consente alle unità rilevanti delle zone continentali di adempiere all’obbligo di asservire l’1.5% della potenza massima al servizio di regolazione primaria della frequenza integrando sistemi di accumulo. La remunerazione dell’investimento è basata sull’incremento di profitto ottenibile massimizzando la potenza offerta sui mercati. Dati i costi attuali delle batterie, le stime di REF-E applicate a unità convenzionali indicano la possibilità di pay-back entro il tempo di vita utile del sistema di accumulo. Altra misura potenzialmente rilevante, è la modifica da parte di Terna del Codice di rete che introduce obbligo per gli impianti eolici di essere predisposti a fornire al sistema inerzia attiva per contrastare transitori di sotto-frequenza e regolazione della potenza attiva in funzione della frequenza.
• Piano di sviluppo 2018: le congestioni interzonali rimangono un problema, gli obiettivi SEN richiedono nuovi investimenti. Il Piano di Sviluppo 2018 evidenzia lo stato della rete e le necessità di nuovi interventi di potenziamento. Gli scenari considerati sono quelli europei e quello delineato nella SEN e l’analisi prospettica evidenzia il perdurare, se non il potenziale peggioramento, delle congestioni interzonali. Gli obiettivi di decarbonizzazione della SEN richiedono ulteriori interventi, in particolare per il collegamento con le isole.

• Prime indicazioni per la regolazione per le reti isolate di GNL. Gli indirizzi, limitati al tema dei costi delle infrastrutture di rete, seguono la scelta del legislatore di collocare le reti isolate di GNL fuori dal sistema della distribuzione del gas naturale e di definirne la regolazione tariffaria in analogia a quella delle reti isolate di gas diversi da quello naturale. In questa occasione riemergono le valutazioni di chi considera inadeguata la scelta del legislatore sia nella prospettiva di sviluppo delle reti distribuzione del gas naturale a livello nazionale, sia della metanizzazione della Sardegna che oggi è esclusa sia dagli ambiti sovraregionali per la perequazione tariffaria, che dagli ATEM. Il tema si collega anche a quello del tetto del riconoscimento in tariffa dei costi di capitale per le località in avviamento delle reti distribuzione del gas naturale.
• Monitoraggio mercato globale

• Monitoraggio gare gas

in questo numero:
Gas naturale

• Nuove dinamiche per il mercato del gas. Le recenti tensioni sui mercati del gas riportano l’attenzione sulla sicurezza e sulla flessibilità degli approvvigionamenti europei: in un mercato che sta abbandonando le logiche long-term a favore delle contrattazioni spot, saranno i prezzi degli hub e la volatilità del mercato a fornire i segnali per i nuovi investimenti infrastrutturali, con conseguenze importanti anche per i termoelettrici.

• Capacity market: verso il disegno definitivo. La consultazione di Terna aggiunge diverse novità al disegno del mercato, che derivano anche dall’interazione con la Commissione Europea: la partecipazione è estesa a tutte le risorse, ma con regole specifiche per la remunerazione della domanda, mentre l’introduzione delle nomina ex-post riduce i rischi per gli operatori in offerta. Rimane l’incertezza sui tempi di implementazione del meccanismo: sarà possibile arrivare a svolgere le aste entro il 2018?
• Approvvigionamento di riserva dall’estero: un servizio poco trasparente e con potenziali distorsioni di MGP. Nel primo trimestre 2018 Terna ha riproposto la possibilità di approvvigionare risorse di riserva dalla Svizzera, un servizio attivato per la prima volta nel gennaio 2017. Il regolamento prevede che gli operatori offrano a prezzo nullo su MGP con un prevedibile impatto sul livello dei prezzi, spingendo a interrogarsi sull’effettiva necessità e sulla gestione di questa procedura, anche considerando la poca trasparenza sugli esiti raggiunti.

• Rinnovabili elettriche: nuovi incentivi e strumenti per favorire la market parity. Tariffe ridotte, contratti a due vie, ritorno del fotovoltaico: la bozza del nuovo decreto rinnovabili apre a una nuova stagione di incentivi, ma il vincolo (invariato) alla spesa complessiva, l’incertezza sulle tempistiche di approvazione, la possibile introduzione di limiti zonali ne minano le potenzialità. Costi in riduzione e vicini ai prezzi di mercato, PPA, apertura a MSD sono le opzioni sempre più concrete per una partecipazione più attiva al mercato e un superamento degli incentivi, almeno per le fonti più mature.

• Monitoraggio mercato globale. Nonostante le turbolenze che hanno coinvolto il mercato europeo nella seconda metà di febbraio, il 70% dei volumi scambiati sul mercato globale continua a essere diretto verso l’Estremo Oriente.

• Monitoraggio gare gas. Le M&A continuano a ridisegnare la struttura del mercato più in fretta delle gare, per le quali si registrano ancora solo rinvii.

• Indicatori

• Indici Itec e Magi

In questo numero: EXECUTIVE SUMMARY 1.SCENARIO MACROECONOMICO E COMMODITY

• 2017 in ripresa, crescita all’1.5%
• Le prospettive del mercato del lavoro
• Petrolio verso un riequilibrio
• Box 1. Il fracklog, la strategia per attendere prezzi migliori

• Mercato europeo: pesano le incertezze sulla produzione
• Nel mercato italiano domanda termoelettrica in riduzione
• Il prezzo del gas in Italia

• Mercato italiano: PUN in forte aumento nel 2017
• I fondamentali del mercato elettrico