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Con la delibera 22/2018/R/eel, l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) formalizza l'avvio della revisione della configurazione zonale relativa alla rete elettrica rilevante del territorio nazionale (l'attuale configurazione zonale è in vigore sino al 31 dicembre 2018) e definisce le modalità di esecuzione delle future revisioni di detta configurazione.

Scopo della revisione delle zone è quello di promuovere l'efficienza dei mercati elettrici, evitando costi di redispacciamento potenzialmente elevati sul Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) tramite la risoluzione delle congestioni più frequenti nel Mercato del Giorno Prima (MGP) e nel Mercato Infragiornaliero (MI), cioè - per converso - rinviando al MSD solamente la risoluzione delle congestioni ritenute meno rilevanti e occasionali.

ARERA è il primo regolatore europeo a dare avvio ad un processo di revisione delle zone nazionali ai sensi del Regolamento UE 2015/12 22 (Capacity allocation and Congestion management - CACM), il quale dal 2015 stabilisce gli orientamenti in materia di allocazione della capacità e gestione delle congestioni di rete.
Il provvedimento, già preannunciato alle Autorità di regolazione dei paesi confinanti (Grecia, Francia, Austria e Slovenia), riguarda solamente la rete gestita da Terna ed impatta in modo trascurabile sui TSO confinanti.

Ai sensi del regolamento CACM, l'identificazione delle configurazioni zonali può essere effettuata sulla base di un approccio expert based oppure model based.

• Nell'approccio expert based, i TSO identificano le correzioni da apportare alla configurazione zonale vigente, sulla base delle evidenze dei mercati e delle informazioni desunte dall'esercizio della rete: si tratta, in sostanza, di un approccio correttivo, in cui si assume la configurazione corrente come punto di partenza, si individuano le principali criticità ad essa associate (ad esempio congestioni intrazonali, oppure assenza di congestioni fra due o più zone, etc) e si definiscono le varie correzioni da apportare.
• Viceversa nell'approccio model based, le zone sono definite sulla base di modelli matematici di analisi: usualmente si associano a ciascun nodo della rete una o più grandezze (ad esempio i prezzi nodali dell'energia elettrica oppure i coefficienti Power Transfer Distribution Factors, i quali ultimi esprimono l'impatto che l'immissione in ciascun nodo produce su alcuni elementi critici della rete) e si utilizzano algoritmi di clusterizzazione che aggregano fra di loro i vari nodi della rete, inserendo nella stessa zona nodi contigui che presentino valori omogenei delle predette grandezze. Si tratta, quindi, di un approccio bottom-up che determina le configurazioni zonali partendo non più dalla configurazione zonale vigente, ma dalla modellizzazione nodale della rete.

In particolare, la delibera 22/2018/R/eel dispone che:

• Terna consulti il report conclusivo contenente proposte di configurazioni zonali sviluppate con il metodo di analisi expert based, organizzando a tal fine anche un seminario aperto agli operatori di mercato;
• Terna invii all'Autorità, e pubblichi su internet, la proposta della nuova configurazione zonale (o la proposta di conferma del mantenimento della configurazione zonale attuale) entro il 15 maggio 2018, unitamente alle osservazioni raccolte durante la consultazione e alle proprie valutazioni in merito.

L'Autorità prevede di esprimersi su detta proposta entro 45 giorni dal ricevimento della stessa.
La decorrenza dell'eventuale nuova configurazione zonale dipenderà sia dalla specifica configurazione zonale che sarà attuata, sia dai tempi di aggiornamento dell'algoritmo di risoluzione del market coupling a livello europeo.

Infine, il provvedimento, ai fini delle future revisioni zonali, avvia una sperimentazione inerente lo sviluppo di proposte di configurazioni zonali con il metodo model-based, sulla base delle modalità che saranno definite dall'Autorità.

(*) La scheda ha carattere divulgativo e non provvedimentale