Non solo energia:
il ruolo della capacità
in un nuovo modello di mercato
Roma, 14 Aprile 2015
Ing. Virginia Canazza
Obiettivi dello studio
1. IL RIDIMENSIONAMENTO DEL
PARCO CCGT:
• Quali risultati attesi per i CCGT
nel breve-medio termine?
• Quanta capacità è strettamente
necessaria al sistema?
3. I MECCANISMI DI
REMUNERAZIONE DELLA CAPACITÀ
E CASE STUDIES:
• Quale risultato possibile per le
aste?
• Che effetto sulla sopravvivenza
dei CCGT?
• Quale impatto sui costi
sostenuti dal sistema?
2. L’INTEGRAZIONE DELLE
RINNOVABILI NEL MERCATO:
• Quali sono le prospettive di
integrazione delle FER nel
dispacciamento?
• Che ruolo rimane ai CCGT?
4. LE INCERTEZZE SULL’EQUILIBRIO
DELLE ASTE:
• Lo scenario atteso
• I partecipanti alle aste per la
capacità
• I parametri d’asta
• L’assetto regolatorio
2
Agenda
1. Il ridimensionamento del parco CCGT
2. L’integrazione delle rinnovabili nel mercato
3. I meccanismi di remunerazione della capacità
a) I meccanismi
b) Case studies
c) Confronto fra i risultati dei diversi meccanismi
4. Le incertezze sull’equilibrio delle aste
3
1. IL RIDIMENSIONAMENTO
DEL PARCO CCGT
4
La situazione dei CCGT…oggi
Costi fissi annui per i CCGT
stimati a 34.000 €/MW:
sono esclusi da questa stima•
i costi di capitale
Costi fissi annui per un CCGT
€/MW
40 000
35 000
30 000
Costi fissi di trasporto gas
25 000
Personale
20 000
Premi assicurativi
15 000
G&A
10 000
O&M fissi
5 000
Impossibilità di coprire interamente
sul mercato i propri costi fissi per più
di metà del parco CCGT
• I risultati migliori sono ottenuti grazie
al MSD
Di questi 34.000 €/MW, REF-E stima che la quota evitabile mediante la messa in
conservazione si attesti intorno ai 25.000 €/MW/anno (trasporto gas e quota
significativa delle altre componenti di costo fisso)
0
Fonte. Stime REF-E
Risultati storici dei CCGT nell'anno 2013 - m argini sui costi variabili
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
Risultati storici dei CCGT nell'anno 2013 - m argini sui costi variabili
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
270 000
240 000
210 000
180 000
150 000
120 000
90 000
60 000
30 000
0
-30 000
270 000
240 000
210 000
180 000
MB
150 000
MSD
120 000
MI
90 000
MGP
60 000
30 000
0
0
5
10
Fonte. Elaborazioni REF-E su dati GME
15
20
25
30
-30 000
Fonte. Elaborazioni REF-E su dati GME
5
La situazione dei CCGT…e nel breve-medio
termine
Risultato annuo m edio atteso sui m ercati (senza cap m kt) per i CCGT nel 2015-2017
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
160 000
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
• Metà del parco CCGT non
copre interamente i costi fissi
nel breve-medio termine
(orizzonte 2015-2017)
40 000
20 000
0
-20 000
0
5
10
15
20
25
30
Fonte. Stime REF-E
• Possibilità di messa in
conservazione/dismissione
progressiva della capacità con i
peggiori risultati attesi sui
mercati
Risultato annuo m edio atteso sui m ercati (senza cap m kt) per i CCGT nel 2015-2017
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
160 000
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
I risultati degli impianti dipendono anche dalla
zonalità (domanda, fabbisogno di riserva,
vincoli di rete)
0
-20 000
0
Fonte. Stime REF-E
5
10
15
20
25
30
6
Una larga quota della capacità CCGT è utilizzata
su MSD
Se rimanesse disponibile, una larga
quota di capacità CCGT (circa 23-24
GW) sarebbe utilizzata su MSD
Potrebbero cominciare a emergere
problemi di sicurezza in quanto la
messa in conservazione
riguarderebbe gli impianti coi
risultati peggiori sui mercati, fra cui
anche impianti flessibili ed efficienti,
anche per effetto della zonalità
7
10 GW CCGT destinati all’uscita dal mercato:
possibile aumento del costo dell’energia su MGP
Risultati CCGT dopo m othballing
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
A mercato
• Un terzo del parco CCGT dovrebbe
uscire prima che si possa ristabilire
un equilibrio sul mercato
Messi in conservazione
270 000
240 000
210 000
180 000
150 000
120 000
90 000
60 000
30 000
0
0
5
10
15
20
25
30
Quelli con risultati peggiori sui mercati:
indifferentemente impianti obsoleti e
più nuovi e flessibili, anche per effetto
della zonalizzazione
Fonte. Stime REF-E
• Possibile effetto di risalita del CSS
fino a 9 €/MWh
Costi di sistem a attesi - effetto del m othballing
asse verticale: M€
MGP
24 000
22 000
Scenario teorico:
insostenibile per gli
operatori sul mercato
usando la relazione storica fra
CSS e Margine di Riserva
20 000
• +4 mld€ costi d’acquisto dell’energia
su MGP
18 000
16 000
Scenario BAU
senza mothballing
Fonte. Stime REF-E
Scenario BAU
con mothballing
8
10 GW CCGT destinati all’uscita dal mercato:
meno concorrenza e flessibilità su MSD
Costi di sistem a attesi - effetto del m othballing
asse verticale: M€
• Duplice effetto su MSD
MSD
1 750
1 700
1 650
Scenario teorico:
insostenibile per gli
operatori sul mercato
1 600
1 550
1 500
1 450
Scenario BAU
senza mothballing
Scenario BAU
con mothballing
Fonte. Stime REF-E
Effetto prezzi:
La riconcentrazione del MSD tra
un numero minore di unità e
operatori potrebbe produrre un
effetto di aumento (discesa) dei
prezzi a salire (scendere) su MSD
Effetto quantità:
La disponibilità di meno unità in
grado di garantire la flessibilità fa
aumentare i volumi da
approvvigionare su MSD
Non stimato in questa analisi
(il grafico rappresenta
solamente l’aumento di costo
derivante dall’effetto quantità)
9
Adeguatezza e sicurezza potenzialmente
garantite nel breve-medio termine
Circa 10 GW di CCGT non coprono
interamente i propri costi fissi nel breve
termine (2015-2017) e potrebbero essere
messi in conservazione
2015
2020
2015
2020
Distacco
MWh
2 824.91
0.00
MGP
in ore
Overgeneration
h
MWh
1
1 438.83
0
7 215.00
Distacco
MWh
0.00
0.00
MSD
in ore
Overgeneration
h
MWh
0
196 262.94
0
286 983.24
in ore
h
7
18
Tot sbilancio
MWh
-1 386.08
7 215.00
in ore
h
340
380
Tot sbilancio
MWh
196 262.94
286 983.24
In assenza della riforma MSD, la
selezione del mercato potrebbe
portare all’esclusione degli impianti
più flessibili, con potenziali effetti
sul livello di sicurezza e dei costi di
dispacciamento
Il sistema nel breve-medio
termine (2020) potrebbe
comunque riuscire a far
fronte alle esigenze di
sicurezza e adeguatezza
anche senza questi 10 GW
di CCGT in conservazione
Episodi di scarsità di riserva a
scendere:
neanche il rientro della
capacità in conservazione
(poco flessibile) li risolverebbe
10
Ma non nel lungo termine: problema di
adeguatezza e sicurezza
Dal 2020 il sistema comincia
ad essere corto: margine di
riserva sotto il 23%
(problema di adeguatezza)
2015
2020
2025
2030
Capacità CCGT
in conservazione
Nuovi entranti
GW
GW
-9.5
0.0
-9.5
0.0
-9.5
?
-9.5
?
MR
CSS
%
29.4%
21.2%
16.3%
2.4%
€/MWh
8.55
16.12
?
?
Segnale per l’entrata di
nuova capacità CCGT che
può dare adeguatezza e
sicurezza al sistema già dal
2020
Aumenta nel lungo periodo
la probabilità che ci sia
scarsità di riserva a scendere
sul sistema
Necessità di usare le fonti
rinnovabili per fornire servizi di
dispacciamento?
La nuova capacità (più flessibile)
attenua le criticità di
approvvigionamento di riserva a
scendere sul sistema
11
2. L’INTEGRAZIONE DELLE RINNOVABILI
NEL MERCATO
12
Integrazione delle FER: problemi di natura tecnica,
regolatoria e economica
Difficoltà di integrazione
delle FER nel
dispacciamento
(nel breve-medio termine)
Problemi di natura normativa: la fornitura di
servizi da parte delle FRNP potrebbe risultare
in contrasto con l’obiettivo di
massimizzazione della generazione da FER
(Direttiva 2009/28/CE)
Problemi di natura tecnica: mancanza di
inerzia, aleatorietà
Costi attualmente non
competitivi con le
tecnologie tradizionali per
i sistemi di accumulo (che
invece potrebbero fornire
adeguatamente servizi di
dispacciamento)
13
Si consolida il ruolo dei CCGT: rilevante
soprattutto sul MSD
Scenario 2030PACKAGE
Impianti termoelettrici
a carbone
400
Impianti termoelettrici
a gas
300
Impianti termoelettrici
a olio
250
FER escluso grande
idro
200
CIP6, ex CIP6 e
impianti a rifiuti
150
Autoproduzioni
industriali
100
Grande idro +
pompaggio
50
Import netto
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
0
2013*
TWh
350
Domanda elettrica +
consumi pompaggio
• Quota dei CCGT si
consolida nello
scenario di previsione
(80-90 TWh su MGP)
L’aumento della
domanda è assorbito
dalla crescita delle
FER
• Ruolo prevalente su
MSD (60% dei volumi
approvvigionati da
Terna)
Alti volumi approvvigionati, ma
da pochi GW necessari alla
14
sicurezza
3A. I MECCANISMI DI REMUNERAZIONE
DELLA CAPACITÀ
15
Meccanismi per la remunerazione
della capacità per l’adeguatezza
Dlgs 379/2003
Delibere 98/11, 482/2012/R/eel
e 375/2013/R/eel
Delibera 48/04
Capacity payment transitorio
(fino all’anno prima del CM a regime)
•
•
corrispettivo unitario per fasce orarie alla
capacità disponibile nelle ore dei giorni
critici definiti da Terna
ulteriore corrispettivo
•
•
se ricavi effettivi sui mercati dell’energia
inferiori ai ricavi di riferimento che
sarebbero stati ottenuti a parità di
generazione nel vecchio regime
amministrato
accedono tutte le UP abilitate su MSD per
la PMAX dichiarata nel RUP dinamico,
indipendentemente dalle loro
caratteristiche dinamiche
Capacity market a regime
(inizialmente previsto per il 2017 ma rinviato
di anno in anno, a partire dal 2020 ?)
•
aggiudicazione con aste di contratti di opzione
•
•
•
premio annuo in cambio della differenza positiva
tra i prezzi su MGP e MSD e uno strike price
valore del premio annuo determinato
dall’incrocio tra curva di domanda di capacità di
Terna e curva di offerta di capacità degli
operatori
accede la capacità di generazione esistente o
nuova, programmabile, con taglia superiore a 10
MV e non beneficiaria di forme di incentivi
16
Soluzioni per il breve-medio termine:
Il capacity payment flessibile
•
•
Attivare la riserva terziaria
di sostituzione a ridosso
del tempo reale
TAVA ≤ 120minuti
•
•
Mantenere in servizio le
unità termoelettriche per
tempi più brevi
TPS e TPFS ≤ 240 minuti
DCO 234/2014/R/eel
Delibera 320/2014/R/eel:
Rimodulazione capacity payment
•
•
•
•
•
Nuova componente per la flessibilità
Struttura di opzione
Domanda stimata in base al fabbisogno di
flessibilità al 2017
Periodo di consegna 2015-2017
Prezzi di esercizio sul MSD
 90% MGP per i prezzi dei servizi a scendere
 CV dell’OCGT peri prezzi dei servizi a salire
 0 per le offerte a gettone
•
•
Inseguire le rampe
congiunte di fabbisogno e
FRNP
GRAD ≡ ris. secondaria
Deliberato dall’Autorità
Nessun provvedimento dopo la 320/14,
ancora in attesa di approvazione MSE
Vale ancora dopo la 95/15?
•
•
•
Migliore selezione delle unità più
flessibili
Restrittivi strike price (soprattutto
sui servizi a scendere)
Nel medio-lungo termine garantisce
un beneficio netto per il sistema
grazie alla flessibilizzazione del
parco
17
Soluzioni per il breve-medio termine:
L’anticipazione del capacity market 98/11
Secondo lo schema della Delibera 98/11
Anticipazione delle aste
per il capacity market
Poi fissate per settembre
2015 (con consegna 2017)
con la Delibera 95/15
• Necessità di un premio (e
quindi di un gettito) adeguato
per garantire la sopravvivenza
della capacità CCGT
• Nel medio-lungo termine
garantisce l’adeguatezza del
parco
18
DCO 234/14: Il segmento del CM a regime
per la remunerazione della capacità flessibile
Capacity market (segmento di flessibilità):
Delibera 6/2014/R/eel
DCO 234/2014/R/eel
•
•
•
•
•
meccanismo ad asta
segmento separato e complementare a quello per la capacità non
flessibile
Capacità che rispetta determinati requisiti di flessibilità (non
ancora definiti)
premio annuo per la capacità flessibile >= premio per la capacità
non flessibile
Strike price differenziati ai prezzi offerti a salire e a scendere su
MSD (non ancora definiti)
Analogo al meccanismo di CP
flessibile già deliberato (ma
con parametri ancora da
definire)
19
Delibera 95/15: Fase di prima attuazione del CM
Delibera 95/2015/I/eel
Principali differenze
con il meccanismo
a regime
Svolgimento previsto
dalla Delibera 98/11
per le aste del CM
definitivo con
consegna 2017
2012
2013
2014
Anticipazione della fase di piena attuazione del CM:
•
•
•
•
•
Data di svolgimento delle aste: settembre 2015
Periodo di delivery: annuale
Periodo di pianificazione: da 1 anno per il 2017 a 4 anni per il 2020
Partecipazione stocastica della domanda e dell’estero
Parametri (strike price, cap e floor al premio) ancora da definire
•
Possibilità di implementare il segmento di remunerazione della
capacità flessibile anche in assenza della riforma MSD
Svolgimento delle aste per la
fase di prima attuazione del CM
2015
2016
2017
Primo periodo di consegna del CM
definitivo (1 anno di pianificazione)
2018
2019
Sembra che la proposta
dell’Autorità non preveda per la
fase di prima attuazione anche il
segmento flessibile, per la quale
risulta necessaria la riforma di
MSD invece molto in ritardo
2020
2021
Ultimo periodo di consegna del CM
definitivo (4 anni di pianificazione)
20
3B. CASE STUDIES
21
I casi di studio: ipotesi
Orizzonte:
I case studies sono volti a valutare
l’impatto dei meccanismi
sui risultati degli impianti e del sistema
per l’anno 2015
 si quantifica il possibile effetto
nello scenario attuale
Database degli impianti di REF-E:
• aggiornato al 2014
• proxy del database di GAUDÌ
•
rappresenta le unità sopra 1 MVA
connesse alla rete di trasmissione e
parzialmente anche quelle
connesse alla rete di distribuzione
• dati inerenti:
Scenario:
Lo scenario assunto nell’analisi
è quello di medio-lungo termine
elaborato da REF-E a luglio 2014
•
•
•
•
•
•
•
•
tecnologie
operatori
assetti di funzionamento delle UP
potenza minima e massima di
assetto
abilitazione ai diversi mercati
infragiornalieri e alla fornitura dei
servizi di dispacciamento
tempi di avviamento
tempi di cambio assetto
gradiente a salire e a scendere
22
I casi di studio: strumenti e semplificazioni
L’analisi di REF-E si basa sulla simulazione del
mercato attraverso il modello strutturale
•
•
L’approccio si concentra
sul medio periodo,
simulando le risorse di
programmazione che
servono ad
approvvigionare riserva
sul MSD
Terna considererebbe
anche il breve periodo,
cioè le risorse
necessarie ai fini del
bilanciamento,
sottostimate nel
presente studio
•
•
L’analisi di REF-E segue
un approccio strutturale
deterministico, che
misura le esigenze del
sistema in uno scenario
dato
L’analisi di Terna
potrebbe invece basarsi
su una strumento
probabilistico, che
valuti le probabilità di
occorrenza di possibili
contingenze del sistema
•
•
È stata simulata un’asta
unica per l’Italia anziché
delle aste zonali o
macrozonali
Non sono state
ipotizzate strategie tra
le diverse fasi d’asta:
tutti partecipano prima
all’asta per la flessibilità
e chi non viene
selezionato partecipa
poi all’asta per
l’adeguatezza
23
I casi di studio: declinazioni
1a. BAU (teorico):
• Senza meccanismi di remunerazione
della capacità
• Parco di generazione attuale (senza
mothballing o dismissioni)
1a. BAU (con mothballing):
• Senza meccanismi di remunerazione
della capacità
• Mothballing fino a riequilibrare il
sistema (piena copertura dei costi fissi)
2. Capacity payment flessibile:
3a. Capacity market a regime:
• Meccanismo transitorio per la
remunerazione della capacità flessibile
(secondo la Delibera 320/14)
• Simulazione esplicita del possibile
risultato delle aste
• Meccanismo a regime per la
remunerazione dell’adeguatezza
anticipato al 2015
• Analisi dei costi di sistema e dei risultati
a diversi possibili livelli di premio
3b. Capacity market flessibile:
3c. Prima attuazione del CM:
• Aggiunta del segmento flessibile al
meccanismo a regime (secondo il DCO
234/14)
• Analisi dei costi di sistema e dei risultati
a diversi possibili livelli di premio
• Prima attuazione del CM secondo la
Delibera 95/15
• Analisi dei costi di sistema e dei risultati
a un livello di premio assimilabile al
floor
24
Case study 2. Capacity payment flessibile
Premio di equilibrio tra 14 e 19 K€ l’anno, 10 GW in mothballing
Equilibrio nel capacity payment flessibile
(asse verticale:€/MW, asse orizzontale: GW)
•
– 16.5 GW di capacità flessibile (8 termo),
valorizzata a circa 19 000 €/MW/anno
– 22 GW di capacità flessibile (13.5
termo), valorizzata a circa 14 000
€/MW/anno
50 000
45 000
40 000
35 000
30 000
25 000
19 000 €/MW; 17 GW
20 000
15 000
14 000 €/MW; 22 GW
10 000
•
5 000
0
0
5
10
15
20
25
30
35
Intervallo di equilibrio:
40
Anche in presenza di capacity payment
flessibile, 10 GW di CCGT sono destinati
a uscire dal mercato
Fonte: stime REF-E con ELFO++
Le unità che rimangono sono
selezionate diversamente dal
caso BAU: vengono privilegiate
quelle più flessibili (beneficio
netto nel medio-lungo termine)
Costi di sistem a attesi - effetto del CP flessibile
asse verticale: M€
MGP
MSD
Gettito capacity CCGT
Gettito capacity per altri
24 000
22 000
•
20 000
18 000
16 000
Scenario BAU
senza mothballing
Fonte. Stime REF-E
Scenario BAU
con mothballing
CP flessibile
A fronte dell’aumento dei costi MGP per
il mothballing (secondo la relazione
storica MR-CSS), si ha un
efficientamento su MSD prodotto dalla
flessibilizzazione
Case study 3a. Capacity market a regime
Sopravvivenza del parco CCGT che cresce con il premio
Risultati CCGT con prem io CM=10000 €/MW/anno
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
CM
Solo mercati
•
Messi in conservazione
200 000
150 000
100 000
Il meccanismo di capacity market
anticipato consentirebbe di coprire
interamente i propri costi fissi annui (senza
considerare i costi di capitale) agli impianti
CCGT che sopravvivono (progressivamente
crescenti all’aumentare del premio)
50 000
0
0
5
10
15
Fonte. Stime REF-E
Risultati CCGT con prem io CM=20000 €/MW/anno
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
CM
Solo mercati
20
25
30
Piena copertura dei
costi fissi annui
(non di capitale)
Risultati CCGT con prem io CM=30000 €/MW/anno
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
Messi in conservazione
CM
200 000
200 000
150 000
150 000
100 000
100 000
50 000
50 000
0
Messi in conservazione
0
0
Fonte. Stime REF-E
5
10
15
20
25
30
0
Fonte. Stime REF-E
5
10
15
20
25
30
26
Case study 3a. Capacity market a regime
Il CM limita l’aumento di costo di sistema
Costi di sistem a attesi - effetto del CM
asse verticale: M€
MGP
MSD
Gettito capacity CCGT
Gettito capacity per altri
24 000
22 000
20 000
18 000
16 000
Scenario BAU
Scenario BAU
senza mothballing con mothballing
CM 98/11
10 K€/MW
CM 98/11
20 K€/MW
Fonte. Stime REF-E
Scenario teorico:
insostenibile per gli
operatori sul mercato
Maggior gettito
destinato alla
remunerazione della
capacità
CM 98/11
30 K€/MW
• L’aumento di costo
potenzialmente
prodotto dalla messa in
conservazione della
capacità viene limitato
progressivamente dal
meccanismo di capacity
market
Minore impatto sui costi
di approvvigionamento
dell’energia
27
Case study 3b. Capacity market flessibile
Minore marginalità sui mercati, ma uguale capacità remunerata
•
Risultati CCGT con prem io CM=10000 €/MW/anno
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
CM
Solo mercati
Messi in conservazione
200 000
Il segmento per la remunerazione della
capacità flessibile produce due effetti
principali:
– L’incentivo alla flessibilizzazione, che porta alla
riduzione delle quantità su MSD
– L’imposizione degli strike price anche sui
servizi a scendere
150 000
100 000
50 000
•
0
0
5
10
15
20
25
30
Fonte. Stime REF-E
Risultati CCGT con prem io CM=20000 €/MW/anno
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
CM
Solo mercati
Per gli operatori si riduce la marginalità sui
mercati, ma la capacità remunerata (cioè che
copre i propri costi fissi annui, escludendo i
costi di capitale) è analoga al CM solo per
l’adeguatezza (case study 3a)
Risultati CCGT con prem io CM=30000 €/MW/anno
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
Messi in conservazione
CM
200 000
200 000
150 000
150 000
100 000
100 000
50 000
50 000
0
Messi in conservazione
0
0
Fonte. Stime REF-E
5
10
15
20
25
30
0
Fonte. Stime REF-E
5
10
15
20
25
30
28
Case study 3b. Capacity market flessibile
Per il sistema si ha un maggior risparmio
Costi di sistem a attesi - effetto del CM + flex
asse verticale: M€
MGP
MSD
Gettito capacity CCGT
Gettito capacity per altri
24 000
22 000
20 000
18 000
16 000
Scenario BAU
Scenario BAU
senza mothballing con mothballing
CM + flex
10 K€/MW
Fonte. Stime REF-E
Maggior risparmio rispetto
a tutti i casi, garantito dagli
strike price anche sui prezzi
a scendere di MSD
CM + flex
20 K€/MW
CM + flex
30 K€/MW
• Per il sistema, il poter sfruttare
la capacità flessibile e
l’imposizione degli strike price
anche sui servizi a scendere
porta a un maggior risparmio
sui costi complessivi (intorno
ai 500 M€)
• Il meccanismo di CM con
segmento per la
remunerazione della capacità
flessibile limita al minimo
l’aumento di costo
complessivo (comprensivo di
MGP, MSD e gettito)
29
Case study 3c. Prima attuazione del CM
Il floor è parametrato ai costi fissi evitabili del CCGT
Risultati CCGT con prem io FLOOR
asse verticale: €/MW, asse orizzontale: MW
CM
Solo mercati
• La 95/15 indica che il floor sarà
parametrato ai costi fissi annui
evitabili per i CCGT:
Messi in conservazione
200 000
150 000
– quale quota dei 34.000
€/MW/annui stimati?
100 000
50 000
0
0
5
10
15
20
25
Fonte. Stime REF-E
Costi di sistem a attesi - effetto del CM 95/15
asse verticale: M€
MGP
MSD
Gettito capacity CCGT
Gettito capacity per altri
24 000
22 000
20 000
18 000
16 000
Scenario BAU
senza mothballing
Fonte. Stime REF-E
Scenario BAU
con mothballing
30
• Assumendo un premio di circa
25.000 €/MW (circa 70% dei
costi fissi annui, ad eccezione
dei costi di capitale):
– 18 GW ricevono il premio per la
capacità
– Sopravvivono 21 GW di CCGT
– 8 GW in mothballing
– Il costo per il sistema è analogo al
case study con premio 20.000
€/MW
CM 95/15
25 k€/MW
30
3C. CONFRONTO FRA I RISULTATI
DEI DIVERSI MECCANISMI
31
I meccanismi di remunerazione della capacità limitano la messa in
conservazione e l’aumento di costi per il sistema
Un adeguato premio sul mercato della capacità può limitare
al minimo l’aumento di costi rispetto al caso BAU
Costi di sistem a attesi - m eccanism i a confronto
asse verticale: M€
MGP
MSD
Gettito capacity CCGT
Gettito capacity per altri
24 000
22 000
20 000
18 000
16 000
Scenario BAU
senza mothballing
Scenario BAU
con mothballing
CP flessibile
CM 98/11
10 K€/MW
CM 98/11
20 K€/MW
CM + flex
30 K€/MW
CM 95/15
25 k€/MW
Fonte. Stime REF-E
1. BAU
Lo scenario BAU è
teorico e
insostenibile per
gli operatori a
mercato
2. CP flex
320/14
3a. CM 98/11
Senza meccanismi di
remunerazione della
capacità, 10 GW di CCGT
verrebbero messi in
conservazione o dismessi,
con un rilevante aumento di
costo per il sistema
3b. CM 98/11
+ flex
234/14
3c. CM 95/15
I meccanismi di
remunerazione della
capacità possono
contribuire a ridurre la
messa in conservazione e
a limitare l’aumento di
costo per il sistema32
L’esperienza estera: UK
Premio in linea con i costi fissi evitabili dei CCGT
Asta
Orizzonte di pianificazione quadriennale
Periodo di consegna: ottobre 2018-settembre 2019
Valore della capacità
19.400 £/MW/anno
Circa 26.000
€/MW/anno
In linea con la stima
di costi fissi evitabili
annui di un’unità
CCGT
Capacità approvvigionata
49.3 GW
Costo complessivo
956 M£
Il meccanismo inglese non
prevede vincoli sui mercati, che
rimangono liberi da prezzi di
esercizio e restituzioni
2.6 GW di capacità
nuova
6 GW di capacità
esistente non
approvvigionata
33
L’esperienza estera: Francia
Prima delivery nell’inverno 2016-2017
Capacity obligation
La Francia è esposta al rischio di una carenza di generazione in caso di un
picco di freddo in linea con quello dell’ultimo decennio
Obblighi di capacità sui
fornitori commisurati ai
prelievi dei propri clienti
Rischio di una carenza
di generazione di circa
2000 MW nell’inverno
2016-2017 stimato da
RTE
Assegnazione di certificati di
capacità a produttori e DSM in
base al contributo
all’adeguatezza
Negoziazione dei certificati di
capacità (inizialmente solo
scambi bilaterali, poi attraverso
una piattaforma di scambio)
Meccanismo completamente diverso dalle reliability
option, meno trasparente in quanto basato su
contrattazioni bilaterali fra produttori e venditori
• Mothballing dei
CCGT
• Chiusura impianti a
carbone fino al 2015
• Chiusura impianti a
olio fino al 2016
34
4. LE INCERTEZZE CHE INCIDONO
SULL’EQUILIBRIO DELLE ASTE
35
Elementi di incertezza
• Gli elementi di incertezza che impatteranno sull’equilibrio delle aste sono
molteplici:
Lo scenario di mercato
Gettoni
Domanda
Prezzi
combustibili
Strike price
Rinnovabili
I parametri da
definire
CSS
Parametri di
flessibilità
Prezzi MSD
La partecipazione
alle aste
Capacità
nazionale
Cap e floor
Lato
domanda
Curva di
domanda
Lato estero
36
1. Lo scenario di mercato
• Lo scenario di mercato atteso per l’anno in cui si svolgerà l’asta influenza le
valutazioni di Terna nella costruzione della curva di domanda e gli
operatori nell’offerta della propria capacità sull’asta:
2015
Scenario Luglio 2014 - Lo scenario utilizzato nello studio (2015)
rispetto alle ultime previsioni per l’anno
II 2014
Richiesta elettrica, TWh
Produzione elettrica da FER, TWh
Import elettrico netto, TWh
Prezzo gas naturale (logistica inclusa), €/Gcal PCI
Prezzo carbone (logistica inclusa), €/Gcal
Brent, $/bbl & tasso di cambio, $/€
Prezzo elettrico senza CM (PUN), €/MWh
Clean Spark Spread CCGT 53%, €/MWh
324.6
112.9
38.8
33.8
11.7
105.0 $/bbl - 1.37 $/€
56.2
-0.7
2017
Scenario Marzo 2015 I2015
HIGH
LOW
Richiesta elettrica, TWh
325.6
319.6
Produzione elettrica da FER, TWh
Import elettrico netto, TWh
Prezzo gas naturale (logistica inclusa), €/Gcal PCI
Prezzo carbone (logistica inclusa), €/Gcal
Brent, $/bbl & tasso di cambio, $/€
Prezzo elettrico senza CM (PUN), €/MWh
Clean Spark Spread CCGT 53%, €/MWh
125.0
38.4
32.0
10.9
64.5 $/bbl - 1.16 $/€
57.6
56.3
1.7
0.4
delle aste (2017)
Domanda contendibile maggiore
•
•
Richiesta e importazioni in linea
Produzione FER minore
Marginalità minore
•
•
•
Prezzi combustibili più alti
PUN vicino
CSS minore
Struttura zonale diversa
•
Non ancora operativo il raddoppio
della linea Sorgente-Rizziconi
37
2. Il periodo di consegna
Curva di dom anda
(asse orizzontale: GW flessibili, asse verticale: €/MW/anno)
2017
2018
2019
Media
Il periodo di consegna triennale, costruendo una
curva di domanda e di offerta di capacità media
tra gli anni di delivery, media le esigenze di
capacità dei diversi anni.
Uno scenario previsto in evoluzione porterà quindi
nelle aste annuali alla generazione di equilibri
diversi (sia in termini di premio marginale che di
capacità approvvigionata) rispetto a quello che
potrebbe emergere da un approccio pluriennale.
Il periodo di consegna
• Triennale nel periodo di piena attuazione  la curva di domanda viene
costruita sulla base delle esigenze medie del sistema (in termini di
adeguatezza e sicurezza) nel triennio
• Annuale nel periodo di prima attuazione  le necessità specifiche di ciascun
anno sono modellate nella curva di domanda, che potrà essere diversa (ed
estremizzata, poiché non è una media) per ciascun anno
38
3. La partecipazione della capacità di
generazione nazionale
Gli impianti termoelettrici non incentivati
• Verrà offerta la piena capacità di
generazione?
• Possibile sconto per tenere conto delle
indisponibilità
• Strategia degli operatori di distribuire la
capacità tra MC e mercati
L’offerta di capacità di
generazione nazionale potrà
essere impattata da diversi
fattori:
Gli impianti cogenerativi
• Partecipazione al CM coerente con gli
incentivi CAR?
Gli idroelettrici
• Quale banda o quota di capacità potrà
essere offerta (ad esempio per la flessibilità)
dati i vincoli di cogenerazione?
• Partecipazione al CM coerente con gli incentivi?
• Come tener conto della disponibilità e dei vincoli
derivanti dall’idraulicità?
39
4. La partecipazione della domanda e dell’estero
La partecipazione della domanda e dell’estero
• Effettiva nel periodo di piena attuazione  competizione tra la capacità
nazionale, la domanda e la capacità estera
• Stocastica nel periodo di prima attuazione  potrà abbassare l’equilibrio
dell’asta, perché il contributo della domanda e dell’estero, valutato
stocasticamente da Terna, sarà inserito come passante nella curva di offerta
La piena competizione della
domanda e dell’estero nella
fornitura di capacità potrà essere
attuata solo in seguito a:
• Un pieno coordinamento tra TSO
• Piena integrazione della
domanda nel MSD
Premio di
equilibrio
più basso
40
5. Il cap e il floor al premio
Bisogna valutare la compatibilità del
meccanismo italiano (con floor al
premio marginale e senza
partecipazione esplicita della domanda
e dell’estero) con le linee guida dell’UE
in materia di aiuti di stato!
Il cap e il floor al premio
• L’equilibrio delle aste può essere impattato dalla definizione del cap e del
floor al premio:
• Sia in termini di premio marginale, nel caso il premio di equilibrio
risulterebbe sotto il floor o sopra il cap
• Sia in termini di capacità approvvigionata, maggiore di quella d’equilibrio
se ci si trova sotto il floor, minore di quella di equilibrio se ci si trova
sopra il cap
41
6. Le strategie di offerta sui mercati
La strategia di offerta sui mercati
• Gli impianti (o la quota di capacità degli impianti) che non partecipano al meccanismo
e non riescono a remunerare i propri costi sul mercato, opteranno per la chiusura?
• Come cambiano la strategia e i prezzi offerti sui mercati da parte di quegli impianti
che non partecipano al meccanismo e rimangono a mercato?
• I prezzi convergeranno agli strike price?
• Ci saranno logiche di portafoglio che porteranno gli operatori ad offrire prezzi
più alti degli strike price?
• Come cambia la struttura competitiva dei mercati?
42
Conclusioni
•
Tutti i meccanismi analizzati nei case studies sono in attesa di approvazione da
parte del MSE
– L’unico già approvato è il meccanismo a regime di CM della 98/11, che però
prevedeva tempi di pianificazione diversi e la cui piena attuazione è stata
rimandata
•
Estrema incertezza sull’assetto regolatorio:
– Cosa si farà del CP transitorio per la remunerazione della capacità flessibile già
deliberato?
– A meno di 6 mesi dalle aste per la prima attuazione del CM, diversi parametri sono
ancora da definire
– Rimane da capire se verrà implementato nella prima attuazione anche il segmento
per la remunerazione della capacità flessibile (nella 95/15 non viene chiaramente
specificato, anche se si afferma che può essere fatto anche in assenza di una
riforma del MSD)
•
Per gli operatori, queste incertezze aggravano la situazione già di per sé critica
sul mercato, nel momento di attuare scelte strategiche fondamentali per le
società: ad oggi, diversi operatori stanno attendendo lo svolgimento delle aste
per la capacità, prima di prendere decisioni sulla chiusura o la messa in
conservazione degli impianti
43
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