Le attività internazionali del GME

Nel 2013 il GME ha confermato il suo impegno in ambito internazionale, quale parte attiva del processo di integrazione dei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica nell'UE.

Attualmente il GME è impegnato:

 nel progetto di Market Coupling sulla frontiera Italia-Slovenia, iniziato il 1° gennaio 2011.

Sulla frontiera italo-slovena, le capacità giornaliere sono assegnate attraverso il meccanismo del “market coupling” (“market coupling italo-sloveno”, chiamato anche MC ITA-SI). Tale meccanismo effettua contemporaneamente l’allocazio ne implicita dei diritti di trasmissione fisici giornalieri ed il “clearing” delle offerte di acquisto e di vendita di energia dei rispettivi MGP gestiti dal GME e dal Gestore del Mercato Slovenio il BSP.

Il progetto MC ITA-SI si inserisce nell’ambito della regolamentazione europea del settore elettrico, dando sostegno alle disposizioni del Regolamento CE n. 714/2009 e, in particolare, all’Art. 12, il quale stabilisce “l’assegnazione coordinata delle capacità transfrontaliere mediante soluzioni non discriminatorie basate sul mercato, con particolare attenzione alle caratteristiche specifiche delle aste implicite per assegnazioni a breve termine”.

Il quadro normativo comune delineato dal Protocollo d’Intesa del 27 agosto 2010 ( sottoscritto fra MSE per l'Italia e ME per la Slovenia) e dall'Accordo Master (approvato da AEEG e AGEN-RS) prevede che il GME8 PX italiana), BSP ( PX slovena) coordino le loro attività di funzionamento dei mercati day- ahead al fine di dare attuazione al MC ITA-SL.

In base alle disposizioni dell'Accordo Master, il MC ITA-SI si avvale di un meccanismo di “price coupling” decentralizzato, il quale determina i programmi transfrontalieri attraverso un algoritmo comune e procedure coordinate a di software che riflettono pienamente le norme di abbinamento (“matching”) locali, le curve della domanda e dell'offerta locali e la struttura zonale in Italia e Slovenia.

Questo algoritmo viene gestito in modo parallelo e decentralizzato da ciascuno dei due gestori di mercato i quali ricevano le offerte dai rispettivi operatori e prima di eseguire il proprio mercato, si scambiano le informazioni rilevanti relative alle curve di domanda, di offerta derivanti dalle offerte ricevute e i vincoli di rete sulle rispettive zone di mercato. Dopo aver condiviso tali informazioni il GME e il BSP calcolano contemporaneamente gli esiti del proprio mercato tenendo conto delle condizioni di mercato, della rete dell'altro paese e determinano contemporaneamente il flusso di energia sull'interconnessione tra Italia e Slovenia in funzione dei prezzi che si determinano sui rispettivi mercati dell'energia.

Il modello del decentralized price coupling da un lato anche in virtù dell'adozione di un algoritmo comune consente di implementare in un unico sistema le regole di matching dei mercati uniti dal meccanismo di coupling, dall'altro attraverso la gestione decentralizzata delle procedure e dalla condivisione delle informazioni rilevanti, garantisce il coordinamento tra i mercati senza tuttavia richiedere modifiche alle responsabilità, alle competenze e ai ruoli già svolti dal GME e dal BSP nell'ambito dei propri contesti nazionali.

 Il GME è anche fortemente impegnato nel Price Coupling of Regions (PCR), progetto avviato nel 2011 con le principali Borse Europee ( Epex, Omel, Nord pool spot-nps, Apx e Belpex) e finalizzato all'applicazione di un meccanismo di price coupling a livello UE. Nel 2013 è entrata a fare parte del progetto anche la Repubblica Ceca con la sua borsa la OTE; nel 2014 è previsto l'ingresso di altri paesi.

la dimensione regionale delle iniziative di coupling finora avviate all'interno dell'UE. La fisiologia del progetto è di raggiungere questo scopo non sostituendo ma coordinando le diverse iniziative regionali, nel rispetto delle specificità nazionali/regionali e nella libertà di ogni regione di aderire in maniera indipendente e con tempistiche di avvio rispondenti allo stato di sviluppo raggiunto dai mercati nazionali. La governance del PCR si basa sulla decentralizzazione, cioè permette ad ogni paese di mantenere i propri assetti istituzionali, determinati sulla base della legge/regolazione nazionale o dagli accordi contrattuali con il proprio gestore di rete, senza che tali differenze influiscano sulle procedure operative, sulle responsabilità derivanti dal coupling e sulla competenza dei regolatori nazionali.

L'approccio decentralizzato del PCR si basa su tre pilastri:

1) un solo algoritmo di risoluzione del mercato condiviso da tutte le borse coinvolte, che incorpori tutte le proprietà degli algoritmi attualmente in uso presso le stesse;

2) una gestione operativa decentrata, dalla raccolta delle offerte alla pubblicazione degli esiti;

3) una governance decentrata, coerente con i principi della Governance Europea sanciti dai lavori dell'AHAG ( Ad Hoc Advisory group).

 Questi due progetti trovano sintesi nel 3° progetto a cui partecipa il GME, il cosiddetto “Italian Borders Working Table” (IBWT); un progetto comune tra le Borse Elettriche ed i Gestori di Rete appartenenti ai paesi che condividono con l’Italia una frontiera elettrica (Austria, Slovenia, Svizzera, Francia, Grecia). Avviato nell’ambito della regione CSE per la definizione e condivisione dei processi operativi di pre e post coupling, funzionali all’implementazione di un meccanismo di coupling regionale integrato con gli altri coupling regionali europei.

Tale progetto, infatti, si baserà operativamente sull’algoritmo ed i sistemi software di interfaccia forniti dal PCR, ed incorporerà il market coupling esistente con la Slovenia.

Ad oggi tale progetto ha positivamente registrato la finalizzazione della prima fase di disegno e studio, con l’approvazione dello stesso da parte dei regolatori nazionali coinvolti, ed ha visto l’avvio della relativa fase di implementazione, il cui completamento è atteso entro dicembre 2014.

 L’ultimo fronte operativo su cui è impegnato il GME è il progetto europeo per il disegno e l’implementazione di un coordinamento internazionale dei MI attraverso il quale consentire ai Gestori di Rete di allocare, in modo implicito, la capacità di interconnessione inter frontaliera coerentemente con il modello di mercato (Target Model) delineato dalle disposizioni delle Framework Guidelines on Capacity Allocation and Congestion Management di ACER e dal Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management di Entso-E. A tale progetto denominato Cross-Border Intraday partecipano oltre al GME anche EPEX Spot, OMIE, NordPool, APX-Endex, Belpex e OTE.

Nel corso del 2013, le attività progettuali hanno registrato significativi avanzamenti secondo le seguenti due principali direttrici di sviluppo: da un lato, si è proceduto alla valutazione delle offerte presentate nell’ambito della gara europea volta a selezionare il fornitore che dovrà sviluppare il software di gestione e l’algoritmo del mercato (SOB/CMM); dall’altro, tutte le citate Borse Elettriche sono state coinvolte nelle negoziazioni del PX-PX Cooperation Agreement (PCA), contratto quadro che regolerà la governance di progetto, i diritti e gli obblighi di ciascuna parte rispetto all’utilizzo del software di gestione comune, nonché rispetto alla condivisione dei relativi costi di approvvigionamento. In tale ambito, si segnala l’uscita dal progetto nel corso del 2013 da parte della borsa Ceca OTE.

Da gennaio 2014, il GME ha anche assunto la presidenza di EUROPEX, l’associazione europea delle Borse dell’Energia, di cui è membro fondatore, che dopo aver contribuito a sviluppare, con dibattiti nelle diverse sedi europee, il progetto di

“market coupling” per la creazione del mercato unico europeo, ha fissato i nuovi

obiettivi per i prossimi anni, rappresentati dall’integrazione nel mercato delle rinnovabili e dai meccanismi di supporto alle rinnovabili e alla sicurezza del sistema elettrico.

Per quanto riguarda alcuni progetti a livello internazionale il GME il 25 luglio 2014 ha emesso il DCO 4/2014 per l'integrazione del mercato elettrico ai mercati UE.

Nell'UE si sta completando il processo di definizione del modello di mercato comunitario (Target Model) volto a creare un mercato interno dell'energia integrato. Tale progetto ha preso avvio diversi anni fa, quando fù approvato il 3° pacchetto Energia da parte del Parlamento e del Consiglio Europeo.

Questo pacchetto ha istituito 2 nuove istituzioni comunitarie con lo scopo di coordinare le attività del processo, queste istituzioni sono:

 Agency for the cooperation of Energy Regulators (ACER);  Entso-E ( European Network of transmission system operators).

Il processo45 _{è proseguito con la pubblicazione delle Framework Guidelines on}

Capacity Allocation and Congestion Management da parte di ACER, pubblicate il 29 luglio 2011. Tale documento ha individuato le linee guida che a sua volta l’associazione Entso-E sta seguendo nella fase di redazione del corrispondente Network Code, vale a dire il documento tecnico di ambito comunitario, volto a definire le modalità operative che tutti i gestori di rete europei dovranno seguire per l’allocazione della capacità interfrorntaliera sui diversi orizzonti temporali e per i processi di gestione delle congestioni sulle frontiere.

In particolare le Framework Guidelines di ACER identificano nel meccanismo di Price Coupling il Target Model di riferimento da applicare per la allocazione implicita della capacità di interconnessione disponibile nell’ambito dell’orizzonte temporale relativo ai MGP.

A conferma di quanto indicato, il Target Model per i MGP, su tutte le frontiere europee, dovrà essere implementato entro il 2014. Pertanto il GME è chiamato a contribuire alla definizione del processo di integrazione dei mercati elettrici europei ed, in particolare, a fare in modo che l’Italia possa completare l’implementazione del market coupling sulle sue frontiere elettriche nord. Al fine di rispettare tale obiettivo, il GME è impegnato nel cosiddetto Price Coupling of Regions (PCR), avviato e gestito unitamente alle principali Borse europee e finalizzato all’applicazione su scala UE, di

un meccanismo di market coupling all’orizzonte del MGP, in relazione al quale lo scorso 4 febbraio, con riferimento alla data di flusso 5 febbraio, è stato dato l’avvio operativo nella regione NWE2 (comprende i seguenti Paesi: Belgio, Danimarca, Estonia, Finlandia, Francia, Germania, Austria, Gran Bretagna, Lettonia, Lituania, Lussemburgo, Olanda, Norvegia, Polonia e Svezia) e nella regione SWE3 ( comprende i seguenti Paesi: Francia, Portogallo e Spagna).

L’implementazione del market coupling su tutte le frontiere italiane richiede di armonizzare o quantomeno rendere compatibili, alcuni aspetti peculiari del mercato italiano al disegno degli altri mercati europei, in particolare l’aspetto riguardante le differenti tempistiche di pagamento.

Inoltre, altri aspetti rilevanti su cui è necessario intervenire riguardano:

 l’allineamento dell’orario del mercato italiano alle ore 12:00 (su tale tema, il GME ha già condotto, nel mese di febbraio, una consultazione la DCO 1/2014 ME che prevede la modifica tempistica attività relative alle sessioni MPE e PCE);

 l’integrazione delle regole di matching del mercato italiano nell’ambito dell’algoritmo di mercato europeo;

 l’armonizzazione dei limiti di prezzo sul mercato italiano ai limiti di prezzo adottati sugli altri mercati europei;

 la possibilità di riaprire la sessione di mercato in caso di decoupling, ovvero, in analogia con quanto accade sugli altri mercati europei, qualora si configurino situazioni particolari (decoupling, raggiungimento dei limiti di prezzo sul mercato italiano o su altri mercati europei), di pubblicare le informazioni rilevanti ai fini del coupling (rischio di decoupling, decoupling, ecc).

Per quanto riguarda gli aspetti relativi ai pagamenti, giova osservare che, come noto, sul mercato italiano la regolazione dei pagamenti viene effettuata il 15° giorno lavorativo del secondo mese successivo al termine di chiusura della sessione di mercato, mentre sulla maggior parte dei mercati esteri tale regolazione è effettuata il 2° giorno successivo al termine di chiusura della sessione di mercato.

elettrici europei, ivi inclusi quelli del mercato italiano, per essere omogenei e confrontabili dovrebbero avere come riferimento identiche tempistiche di pagamento. Fermo restando la necessità di determinare una modalità operativa che consenta l’adeguamento della tempistica dei pagamenti del mercato italiano a quella degli altri mercati europei, il GME oltre a rappresentare i principali aspetti tecnico-operativi che saranno oggetto di armonizzazione in vista dell’integrazione del mercato elettrico, propone in particolare due soluzioni transitorie, alternative tra loro, da implementare a partire dal 2015, volte a consentire l’avvio dei predetti processi di integrazione, pur mantenendo, sebbene temporaneamente, le tempistiche di pagamento interne con i tempi di pagamento attuali. Le due alternative sono state proposte agli operatori il 25 luglio 2014 con il DCO4/2014, essi avevano tempo fino al 15 settembre per far pervenire al GME le loro osservazioni ( ancora non si conosce l'esito).

Prossimamente il GME sottoporrà alla consultazione una proposta per la riduzione, a regime, delle tempistiche dei pagamenti, per una sua implementazione probabilmente a partire dal Gennaio 2016, in sostituzione, per l’appunto della soluzione transitoria individuata nel DCO 4/2014.