Edizione 2018 dell’Energy Commodities Conference di Atene: grazie alla riforma del mercato greco, il coupling con l’Italia potrà essere avviato nel secondo trimestre del 2019

Entro il secondo trimestre del 2019 si prevede di ultimare la riforma del mercato elettrico greco,onde consentirne l’allineamento con i codici di rete dell’UE nonché l’attivazione di unmeccanismo di coupling con il mercato italiano: ecco quanto è emerso nel corso della 4^ edizione della conferenza annuale sulle Energy Commodities tenutasi ad Atene la scorsa settimana.

E’ necessario rivedere le norme che attualmente regolano il mercato del giorno prima che, a detta dell’operatore di mercato Lagie, porterebbero a distorsioni nei processi di formazione del prezzo. Si dovrà inoltre procedere all’introduzione dei mercati infragiornaliero e di bilanciamento eall’attivazione di un mercato a termine/dei derivati, in quanto il Forward Electricity Products Auctions System (“FEPAS”) è in fase di graduale abbandono.

Dai dati pubblicati dalla Lagie si rilevano solo modeste variazioni orarie rispetto al prezzo mediodell’elettricità del giorno prima per il 15 maggio che corrisponde ad un clean spark spread pari a2,67 €/MWh in base ad un’efficienza del 49,13% e al prezzo di bilanciamento del gas giornaliero pubblicato dalla Desfa. Sebbene sia stata dichiarata disponibile una potenza alimentata a carbone pari a 2,7 GW, su una capacità complessiva del paese ammontante a 4,6 GW, sul mercato del giorno prima ne sono stati programmati solo 1,1 GW.

Nel corso della conferenza, i rappresentanti dell’EEX hanno spiegato come, nel 2014, sia avvenuto il lancio del servizio di clearing per gli scambi a termine di energia elettrica greci eseguiti sul mercato over-the-counter, rilevando però che, fino alla fine del 2017, sarebbero stati compensati solo 157 GWh rispetto ai 123 TWh di elettricità italiana oggetto di clearing nei primi tre mesi diquest’anno.

Inoltre l’assenza di un mercato a termine è stata la problematica sollevata dal produttore di energia elettrica indipendente Heron che gestisce un impianto con turbina a gas a ciclo aperto da 147 MW e un impianto a ciclo combinato da 435 MW. In aggiunta i produttori indipendenti di energia elettrica (IPP) subiscono la mancanza di un mercato del gas liquido, dovendo ricorrere alle forniture della Depa o alle importazioni dirette dalla Gazprom. Ovviamente questa situazione potrebbe cambiare, grazie all’avvio del gasdotto TAP previsto per il 2019/2020, sebbene resti dachiarire in che misura gli acquirenti del gas trasportato sul TAP destinato all’Italia saranno in gradodi venderlo in Grecia, qualora i prezzi fossero migliori.

Frattanto la borsa elettrica croata CROPEX ha confermato che l’entrata in operatività del meccanismo di market coupling del giorno prima con la Slovenia è in programma per il prossimo 19 giugno.

Alternative di approvvigionamento del gas a disposizione dei produttori indipendenti di energia elettrica (Heron)

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