strumenti di mercato
Redditività degli impianti
CCGT e remunerazione della
capacità produttiva
L’introduzione di meccanismi
di remunerazione esplicita della capacità
produttiva è di fondamentale importanza
dato l’attuale contesto di mercato nel quale
gli impianti CCGT faticano a coprire
i propri costi. In quest’ottica si inserisce
il capacity market recentemente
approvato dall’AEEG.
Michele Benini RSE Marco Savino Pasquadibisceglie Edison
O
Introduzione
rmai da qualche anno si sta assistendo ad
una diminuzione della redditività degli impianti di produzione di energia elettrica da
fonti termiche, complici gli effetti della crisi economica e le scelte in materia di politica ambientale che hanno favorito lo sviluppo delle fonti
rinnovabili, specialmente non programmabili.
A ciò si somma anche la situazione di overcapacity in cui il sistema elettrico italiano è venuto
a trovarsi con l’entrata in servizio nell’ultimo decennio di numerosi impianti, la cui costruzione
era stata inizialmente motivata dagli elevati prezzi mostrati da IPEX nei primi anni del suo funzionamento.
Scopo di questo articolo è evidenziare come
l’attuale contesto di mercato non sia in grado di
garantire un’adeguata remunerazione agli impianti di generazione, specialmente a quelli a ciclo
combinato di ultima generazione, e come sia,
quindi, necessario introdurre meccanismi di remunerazione della capacità più efficaci rispetto
all’attuale sistema di capacity payment.
La redditività attuale di un ciclo
combinato
L’analisi riportata nel seguito ha lo scopo di
valutare la redditività che un ciclo combinato a
gas naturale (CCGT - tecnologia di riferimento
per il parco termoelettrico nazionale) non cogenerativo avrebbe potuto conseguire sul
Mercato del Giorno Prima (MGP) nel 2010, nelle varie zone di mercato.
L’analisi è stata condotta tenendo conto del
costo di combustibile adottato dall’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) per il calcolo
del costo variabile riconosciuto relativo agli impianti essenziali per la sicurezza del sistema
elettrico [1]. Per il costo della materia prima si
sono quindi presi a riferimento la Componente
di Commercializzazione all’Ingrosso (CCI) del
gas naturale definita dall’AEEG per i quattro trimestri del 2010, nonché i costi di trasporto1 e
l’accisa. Dai costi del gas naturale così determinati si è quindi ricavato il costo di un MWh elettrico prodotto da un impianto CCGT, ipotizzando un rendimento medio del 55% ed assumendo un PCI del gas pari a 8250 kcal/m3.
I risultati ottenuti sono riassunti nella tabella 1.
1
Stimati sulla base del valore contenuto nella delibera ARG/elt
175/08, riferito all’impianto di Trino Vercellese, assunto come rappresentativo del parco italiano nell’ambito del provvedimento CIP 6/92.
Non sono state considerate le voci relative alle componenti GSt, REt e
CVos, in quanto applicate solamente a partire dall’anno 2011.
L’Energia Elettrica 43 settembre-ottobre 2011
strumenti di mercato
Tabella 1 Costi variabili di combustibile (in €/MWhe) nel 2010
per un CCGT avente un rendimento del 55%
PERIODO
CCI
[€/m3]
TRASPORTO
[€/m3]
ACCISA
[€/m3]
COSTO TOTALE
[€/MWhe]
1° trimestre 2010
0,247017
0,0178
0,0004493
50,28
2° trimestre 2010
0,269522
0,0178
0,0004493
54,54
3° trimestre 2010
0,289085
0,0178
0,0004493
58,25
4° trimestre 2010
0,286429
0,0178
0,0004493
57,75
Tabella 2 Numero di ore nelle quali il prezzo MGP 2010 avrebbe
consentito la copertura dei costi variabili di un CCGT non cogenerativo
Ore con copertura
dei costi variabili
NORD
CENTRO
Nord
CENTRO
SUD
4.046
4.129
4.192
SUD
SICILIA SARDEGNA
3.324 5.694
4.823
Tabella 3 Costi fissi (in €/MWh, comprensivi del ritorno sul capitale
proprio investito) di un CCGT non cogenerativo che operi annualmente
per un numero di ore equivalenti pari a quelle riportate nella tabella 2
NORD
CENTRO
Nord
CENTRO
SUD
Costi fissi [€/MWh] 19,2
18,73
18,45
SUD
SICILIA SARDEGNA
23,27 13,58
16,03
Ai costi di combustibile sopra determinati si
sono quindi aggiunti:
❑ i costi di O&M variabili, stimati pari a 2,4 €/MWh;
❑ i costi relativi alla necessità di acquisto di Certificati Verdi, stimati pari a 5,15 €/MWh [2].
Non sono stati invece presi in considerazione i
costi relativi alla CO2 in quanto trattasi di costo opportunità e non di un reale costo di produzione.
Si è quindi valutato, per ciascuna zona di
mercato, in quante ore il prezzo zonale MGP
2010 fosse maggiore od uguale alla somma dei
suddetti costi variabili, al fine di identificare le
ore in cui al CCGT sarebbe convenuto essere in
funzione: il risultato è mostrato nella tabella 2.
Si nota come nel Nord, CentroNord e CentroSud le ore che consentono la copertura dei costi variabili si aggirano attorno a 4000÷4200,
mentre al Sud la situazione è più critica, con circa 3300 h. Al contrario, gli alti prezzi della Sicilia
avrebbero consentito un funzionamento dell’ordine di 5700 h. La Sardegna, in attesa del gasdotto Galsi, non è raggiunta dalla rete gas, tuttavia, un ipotetico CCGT non cogenerativo ivi
localizzato nel 2010 avrebbe potuto coprire i
L’Energia Elettrica 44 settembre-ottobre 2011
suoi costi variabili indicativamente in 4800 h.
In ogni caso, oltre ai costi variabili è necessario
coprire i costi fissi (comprensivi di un adeguato
ritorno sul capitale investito). Utilizzando un apposito modello finanziario per il calcolo del LUEC
(Levelized Unit Electricity Cost2), si sono quindi
calcolati i costi fissi (in €/MWh) ipotizzando un
funzionamento annuo degli impianti per un numero di ore equivalenti a potenza massima pari a
quelle riportate nella tabella 2.
I parametri utilizzati per il calcolo del LUEC
sono i seguenti:
❑ costo di investimento: 0,51 M€/MW (costo di un
CCGT costruito a metà dello scorso decennio, rivalutato al 2010 per tenere conto dell’inflazione);
❑ costi fissi di O&M: 0,01875 M€/MWanno;
❑ tempo di costruzione: 2 anni;
❑ vita economica: 20 anni;
❑ rapporto debito/equity: 70/30;
❑ tasso debito: 5%;
❑ durata debito: 12 anni;
❑ tasso di ritorno sull’equity: 12%;
❑ aliquota IRES: 27,5%;
❑ aliquota IRAP: 3,9%;
❑ ammortamento fiscale: 9%;
❑ tasso di inflazione medio sulla vita economica:
2% annuo.
Il risultato del calcolo dei costi fissi (comprensivi del ritorno sul capitale proprio investito) è mostrato nella tabella 3.
Si è dunque valutato in quante ore il prezzo zonale MGP 2010 avrebbe consentito la copertura di
tutti i costi, sia variabili che fissi (compresa la quota di remunerazione del capitale proprio investito): il risultato, piuttosto sconfortante, è mostrato
nella tabella 4, insieme con le percentuali di tali
ore sulle ore di funzionamento ipotizzate.
Si nota come nel Nord, CentroNord e CentroSud
solo in circa 800÷1000 h (pari al 20÷24% delle ore
di funzionamento ipotizzate, nelle quali è garantita
la copertura dei costi variabili) sarebbe stato possibile, con i prezzi MGP 2010, coprire anche i costi fissi di un CCGT non cogenerativo e, al contempo, ottenere un’adeguata remunerazione del capitale proprio investito3. Ancora più critica la situazione al Sud,
con copertura in meno di 400 h, pari solo all’11% di
quelle di funzionamento. Al contrario, in Sicilia la
2 Si tratta del prezzo a cui occorre vendere l’energia prodotta per
coprire tutti i costi relativi alla costruzione ed all’esercizio dell’impianto (oneri finanziari e tasse inclusi) ed ottenere un determinato
ritorno sul capitale proprio investito.
3
A rigore, questa valutazione è leggermente pessimistica, poiché andrebbe tenuto conto del fatto che nelle ore riportate nella tabella 4 il
prezzo MGP consentirebbe in generale un margine ulteriore rispetto alla copertura dei costi ed al ritorno richiesto sul capitale proprio.
strumenti di mercato
copertura si sarebbe ottenuta in circa 5000 h (pari
all’87% delle ore di funzionamento), mentre intermedia è la situazione (teorica, vista l’assenza della
rete gas) della Sardegna, con circa 2500 h (pari al
52% delle ore di funzionamento).
Infine, per ciascun MWh generato nelle ore di
cui alla tabella 2 (ossia nelle ore in cui il prezzo
di mercato risulta superiore ai costi variabili), si è
calcolata la differenza media tra i ricavi derivanti
dalla vendita al prezzo zonale ed i costi fissi e variabili quantificati come in precedenza. Il segno di
tale differenza, per quanto detto sopra, se positivo/negativo indica l’ottenimento di un tasso di ritorno sul capitale proprio investito superiore/inferiore a quanto prefissato.
Il risultato è mostrato nella tabella 5.
Si noti come, in tutta la Penisola, un ciclo combinato non cogenerativo nel 2010 non sarebbe
stato in grado di ottenere il prefissato tasso di ritorno sul capitale proprio investito. Inoltre, anche
accettando di non ottenere alcun ritorno sull’equity, l’impianto coprirebbe a malapena i propri
costi nel Nord, CentroNord e CentroSud e risulterebbe comunque in perdita nel Sud, come mostrato dalla tabella 6.
In Sicilia ed in Sardegna, invece, l’impianto risulterebbe profittevole. Tuttavia, con l’incremento
della capacità di interconnessione derivante dal futuro sviluppo dell’elettrodotto Rizziconi-Sorgente e
con l’entrata a regime del cavo HVDC Sa.Pe.I., è
ragionevole attendersi un riavvicinamento dei
prezzi di Sicilia e Sardegna a quelli delle zone peninsulari, riducendo quindi la convenienza economica delle due isole fin qui evidenziata.
Peraltro, nei calcoli effettuati si è implicitamente
assunta una perfetta flessibilità degli impianti, tale
da consentire loro di funzionare esattamente solo
nelle ore nelle quali il prezzo zonale MGP avrebbe consentito la copertura dei costi variabili. Poiché
nella realtà i vincoli di start-up, shut-down e di minimo tecnico costringono gli impianti a funzionare anche in ore in cui i prezzi di mercato risultano
inferiori ai costi variabili, è ragionevole pensare che
la stima delle perdite su MGP nelle zone geografiche peninsulari effettuata in questo studio sia, da
questo punto di vista, addirittura ottimistica.
Inoltre, nei prossimi anni, se da un lato la componente di costo variabile relativa alla necessità di
acquisto di Certificati Verdi tenderà ad azzerarsi con
l’eliminazione di tale meccanismo di incentivazione
dopo il 2015 [3], dall’altro l’allocazione tramite asta
dei permessi di emissione di CO2 a partire dal 2013
potrebbe introdurre nuovi e più rilevanti costi va-
Tabella 4 Numero di ore nelle quali il prezzo MGP 2010 avrebbe consentito
la copertura dei costi variabili e fissi (inclusa la quota di remunerazione del capitale
proprio investito) di un CCGT non cogenerativo e percentuale di tali ore sulle ore
di funzionamento ipotizzate
Ore con copertura
di tutti i costi
% delle ore di
funzionamento
NORD
CENTRO
Nord
CENTRO
SUD
SUD
SICILIA
SARDEGNA
820
914
993
368
4.968
2.523
20,3%
22,1%
23,7% 11,1% 87,2%
52,3%
Tabella 5 Differenza media (in €/MWh) tra ricavi e costi (inclusa la quota
di remunerazione del capitale proprio investito) su MGP ai prezzi 2010 per
un CCGT non cogenerativo che operi annualmente per un numero di ore
equivalenti pari a quelle riportate nella tabella 2
Delta ricavi-costi
[€/MWh]
NORD
CENTRO
Nord
CENTRO
SUD
SUD
SICILIA
SARDEGNA
–6,7
–5,6
–4,4
–12,4
+39,3
+15,2
Tabella 6 Differenza media (in €/MWh) tra ricavi e costi (senza richiedere
alcun ritorno sul capitale proprio investito) su MGP ai prezzi 2010 per un CCGT
non cogenerativo che operi annualmente per un numero di ore equivalenti pari
a quelle riportate nella tabella 2
Delta ricavi-costi
[€/MWh]
NORD
CENTRO
Nord
CENTRO
SUD
SUD
SICILIA
SARDEGNA
0,0
+0,9
+2,0
–4,4
+44,0
+20,8
riabili4, che saranno presumibilmente traslati direttamente sui prezzi di offerta su IPEX.
Se la profittabilità su MGP appare, quindi, a forte rischio, tenuto conto anche del ridotto trend attuale di crescita della domanda e del previsto significativo sviluppo delle fonti rinnovabili, prima
fra tutte il fotovoltaico (che, producendo nelle ore
di picco, potrebbe indurre una ulteriore riduzione
dei prezzi in tali ore), va ovviamente considerato
che gli operatori di CCGT possono ottenere introiti ulteriori sia dalla partecipazione al Mercato per il
Servizio di Dispacciamento (MSD), sia dal meccanismo di capacity payment “transitorio” [4] finalizzato a remunerare la capacità messa a disposizione nei giorni e nelle ore critiche. Si tratta, tuttavia,
di guadagni palliativi, date le scarse risorse messe
annualmente a disposizione dall’Autorità per la re-
4 Al relativamente basso prezzo attuale dei permessi di emissione di circa 14 €/tCO , l’impatto sui costi variabili di un CCGT sarebbe pari a 5,1 €/MWh.
2
L’Energia Elettrica 45 settembre-ottobre 2011
strumenti di mercato
munerazione della capacità produttiva e data la regolazione incentivante di Terna che ha causato
una sensibile riduzione dei volumi movimentati su
MSD. Inoltre, occorre sottolineare come i prezzi
del gas sottesi dai valori della componente CCI
non siano sempre significativi dell’effettivo costo
di approvvigionamento del gas naturale: per alcuni impianti tale costo risulta più basso, in quanto
correlato all’andamento del mercato spot, mentre
per altri potrebbe addirittura risultare più elevato a
causa della presenza di contratti a lungo termine
correlati all’andamento dei mercati petroliferi.
In ogni caso l’analisi fin qui condotta evidenzia
la crisi che sta attraversando oggi un modello di tipo “energy only”, quale quello attuato in Italia, basato prevalentemente sulla remunerazione ottenibile sul mercato dell’energia: in situazioni di overcapacity il prezzo del MWh non è sufficiente ad
assicurare una redditività agli impianti termoelettrici, soprattutto per quelli a ciclo combinato: ciò
potrebbe causare nel medio e lungo termine il
blocco di nuovi investimenti nel settore, mettendo
a repentaglio l’adeguatezza complessiva del sistema Al fine di scongiurare un tale evento appare
opportuno, se non addirittura necessario, rivedere
gli attuali meccanismi di valorizzazione della capacità produttiva, al fine di erogare ai produttori
una remunerazione che, affiancandosi ai ricavi ottenibili sul mercato dell’energia, li incentivi a mantenere in esercizio efficiente i propri impianti e ad
investire in impianti nuovi quando necessario.
L’attuale meccanismo
di remunerazione della capacità
In Italia la remunerazione della capacità è stata
istituita nel 2003 a seguito delle criticità occorse
nello stesso anno al sistema elettrico nazionale, in
particolare i distacchi a rotazione del 26 giugno. A
tal proposito il d.lgs. 379/2003 [5] ha dato mandato all’Autorità di definire i criteri per la remunerazione della capacità, basandosi su meccanismi di
mercato non discriminatori e non distorsivi del
corretto funzionamento della Borsa Elettrica; i dettagli del meccanismo avrebbero dovuto poi essere predisposti dal Gestore di Rete (ora Terna) ed
essere sottoposti ad approvazione da parte del
Ministero per lo Sviluppo Economico.
Nelle more del completamento del processo
sopra descritto, il d.lgs. 379/2003 ha istituito un
meccanismo transitorio attuato dall’AEEG con la
delibera 48/04 ed articolato su due differenti corrispettivi:
1. corrispettivo per la disponibilità della capacità,
corrisposto agli impianti che si sono resi diL’Energia Elettrica 46 settembre-ottobre 2011
sponibili nelle ore critiche di ciascun anno; tali ore sono identificate da Terna sulla base delle previsioni di domanda e dell’indisponibilità
programmata degli impianti di produzione e
rese note all’inizio di ciascun anno;
2. ulteriore corrispettivo, erogato qualora i ricavi
ottenuti su MGP da tali impianti risultino inferiore ad un ricavo di riferimento predefinito
dall’Autorità.
I corrispettivi sono riservati solamente agli impianti abilitati alla fornitura di risorse sul MSD: sono, pertanto, esclusi gli impianti CIP6 e gli impianti alimentati a fonti rinnovabili non programmabili.
Il valore dei corrispettivi non è fisso, ma dipende
dall’ammontare complessivamente messo a disposizione per la remunerazione (determinato per via
amministrativa dall’Autorità su base annuale) e dalla capacità avente diritto alla remunerazione stessa. Per l’anno 2010 sono stati resi disponibili circa
94 M€ per il corrispettivo di disponibilità e circa 50
M€ per l’ulteriore corrispettivo il cui meccanismo di
ripartizione dipende dalla distribuzione geografica
degli impianti di ciascun operatore. Per l’anno 2011
il gettito complessivo dovrebbe ammontare a circa
160 M€ (dipende dall’andamento della domanda):
la ripartizione fra i due corrispettivi di tale gettito non
è, tuttavia, ancora stata comunicata dall’Autorità.
La remunerazione della capacità
produttiva a livello internazionale
La letteratura internazionale propone generalmente cinque differenti modelli per la remunerazione della capacità produttiva [6].
Capacity payment
Gli impianti di produzione ricevono un corrispettivo a remunerazione della propria disponibilità
ad essere dispacciati. Il livello del pagamento è determinato per via amministrativa e non dipende da
meccanismi competitivi. La remunerazione può essere estesa a tutte le tecnologie (incluse le fonti rinnovabili programmabili e non programmabili), oppure riservata solo ad alcune categorie di impianti.
Questo modello è attualmente in uso in Grecia e
in Spagna con corrispettivi differenziati per tecnologia (in particolare per le fonti rinnovabili non programmabili il corrispettivo non è erogato sulla capacità nominale, bensì su una capacità equivalente
che tiene conto delle incertezze sulla produzione).
Rientra in questo filone anche l’attuale meccanismo transitorio di remunerazione della capacità
in vigore in Italia con il quale non è, tuttavia, fissato il valore unitario della capacità, bensì quello
complessivo a carico dell’intero sistema elettrico.
strumenti di mercato
Capacity obligation
Si tratta di un meccanismo analogo a quello oggi in utilizzo per i certificati verdi. Ciascun fornitore di energia elettrica è chiamato a coprire un fabbisogno di capacità pari al proprio carico di punta
maggiorato di un opportuno margine di riserva. Tale obbligo può essere adempiuto con capacità propria, oppure comprando titoli di capacità da altri
produttori in un’apposita piattaforma di scambio. La
remunerazione non è più fissata per via amministrativa, ma lasciata alla libera contrattazione fra le
parti in un contesto deregolamentato.
Tale modello è attualmente allo studio in Francia; la sua implementazione è stata anche ipotizzata in Inghilterra a livello di consultazione, senza, tuttavia, riscuotere particolare entusiasmo da parte degli stakeholder interessati.
Capacity auction
Il Gestore di rete (o un altro soggetto appositamente delegato) definisce a livello centralizzato il fabbisogno di capacità (inclusivo del margine di riserva) necessario per garantire l’adeguatezza del sistema a breve, medio e lungo termine. Gli impianti ammessi al meccanismo sono selezionati tramite un’asta al ribasso che fissa il livello della remunerazione. Il sistema può prevedere delle penali qualora gli impianti selezionati
non risultino effettivamente disponibili, e/o imporre ai soggetti selezionati di restituire una parte delle rendite conseguibili in presenza dei picchi di prezzo.
Questo modello è implementato nei mercati
nord americani PJM e ISO New England con alcune differenze relativamente alle modalità di organizzazione dell’asta e di restituzione delle rendite di picco.
Reliability option
Il sistema, pur se concettualmente analogo al
capacity auction (obiettivo definito in modo centralizzato con asta dedicata per l’approvvigionamento), risulta privo del sottostante fisico e assume un carattere essenzialmente finanziario. In sostanza gli operatori sottoscrivono delle call option
che prevedono, in cambio di un corrispettivo, la
restituzione al sistema delle rendite superiori ad
uno strike price predeterminato senza alcun obbligo di messa a disposizione di capacità. Il modello
per il momento ha validità solamente accademica
e non ne sono previste implementazioni a breve.
Tender for targeted resources
La remunerazione della capacità produttiva è limitata solamente ad alcune tipologie di impianti
necessarie per coprire le punte di carico. Il corri-
spettivo è fissato attraverso meccanismi competitivi. Per evitare distorsioni al mercato possono essere previsti per gli impianti selezionati dei vincoli di offerta sul mercato o delle limitazioni al funzionamento degli stessi. Questo modello è stato
indicato come preferito nell’ambito della consultazione sulla riforma del mercato inglese.
La proposta dell’Autorità
Sulla scorta delle disposizioni del d.lgs. 379/2003,
l’Autorità ha avviato un processo consultivo finalizzato alla definizione dei criteri da indirizzare a Terna
per la predisposizione del nuovo meccanismo di remunerazione della capacità chiamato a sostituire il
meccanismo transitorio in vigore dal 2004.
Dopo un lungo processo durato diversi anni, con
la delibera ARG/elt 98/11 l’Autorità ha reso note le
proprie decisioni [7]. Si tratta di un meccanismo di
capacity auction, mutuato da quello in vigore nei
mercati americani, articolato come segue:
1. Terna esprime la domanda di adeguatezza del sistema (inclusiva del margine di riserva) attraverso una curva quantità – prezzo che rappresenta
la capacità che il sistema si ritiene sia disposto ad
approvvigionare in una data zona di mercato ad
un dato prezzo; in particolare per prezzi particolarmente elevati è ragionevole ipotizzare che il
sistema, al fine di spendere meno per contrattualizzare la capacità, rinunci ad una parte del
margine di riserva o che sia addirittura disposto a
soffrire eventuali distacchi di carico;
2. Terna indice delle aste al ribasso per l’approvvigionamento della domanda di adeguatezza;
l’asta è a prezzo marginale e fissa il corrispettivo unitario (in €/MW) spettante a ciascun produttore; l’asta è svolta con un anticipo (orizzonte di pianificazione) almeno quadriennale e riguarda obblighi di capacità di durata (periodo
di consegna) non inferiore al triennio5;
3. i produttori selezionati ricevono il corrispettivo risultante dall’asta e in cambio si impegnano a restituire in ciascuna ora al sistema, se positiva, una
rendita pari alla differenza fra il prezzo di riferimento (si veda punto 4) e il prezzo strike definito nel contratto, generalmente allineato ai costi
variabili della tecnologia di punta (turbogas a ciclo aperto); tale rendita unitaria è applicata all’intera capacità oggetto del contratto;
4. il prezzo di riferimento è pari
a. al prezzo zonale per le offerte accettate
su MGP;
5 Sono altresì ammessi periodi di consegna di durata annuale, con
possibilità per gli operatori di trasformarli automaticamente in durate pluriennali, previa decurtazione percentuale del premio.
L’Energia Elettrica 47 settembre-ottobre 2011
strumenti di mercato
Figura 1 Diagramma
temporale delle scadenze
per la definizione
del capacity market.
b. al prezzo strike per le offerte accettate su
MSD a prezzo inferiore al prezzo strike (in
pratica per questa energia non è prevista
alcuna restituzione);
c. al prezzo di offerta su MSD per le offerte
accettate su MSD a prezzo superiore al
prezzo strike;
d. al prezzo dell’ultima offerta accettata su
MSD per la quota parte di capacità non accettata su MSD6.
5. i costi complessivi per il sistema (intesi come
differenza fra il premio corrisposto agli operatori e le rendite restituite dagli stessi in applicazione del prezzo strike) sono a carico dei clienti finali attraverso un apposito corrispettivo di
dispacciamento (che dovrebbe sostituire il corrispettivo CD utilizzato per finanziare l’attuale
capacity payment);
6. sono esentati dalla restituzione della rendita di
cui al punto 3 gli impianti impiegati per la copertura dei programmi registrati su PCE (vendite a termine su MTE e contratti bilaterali); il
mancato gettito viene recuperato maggiorando
i corrispettivi a carico dei clienti finali con modalità ancora de definire.
L’Autorità ha fissato anche i tempi per il prosieguo delle attività, riassunti nel diagramma di figura
1: la bozza di meccanismo è attesa per la primavera 2012 e la definitiva trasmissione al MSE dovrebbe avvenire prima dell’estate; le prime aste di capacità dovrebbero indicativamente essere svolte nel
corso del 2013, con applicazione del nuovo mec6
Dalla determinazione del valore dell’ultima offerta sono escluse le
offerte accettate per motivi legati alla loro localizzazione geografica.
L’Energia Elettrica 48 settembre-ottobre 2011
canismo non prima del 2017 – 2018. Fino a tale data continuerà ad essere applicato l’attuale meccanismo di capacity payment.
Alcune considerazioni
sulla proposta dell’Autorità
La proposta dell’Autorità introduce un meccanismo di remunerazione di capacità basato su un sistema di opzioni: in cambio della certezza di un
corrispettivo (definito a priori in base all’esito dell’asta), i produttori si impegnano a restituire al sistema le rendite di natura incerta ottenibili nel
mercato del giorno prima e nel mercato dei servizi in presenza di picchi di prezzo.
La figura 2 chiarisce meglio il contesto: usufruendo del premio i produttori rinunciano ai guadagni associati alla differenza fra i picchi di prezzo e lo strike price che viene, di fatto, a costituire
un cap indiretto ai prezzi di mercato.
Il sistema dei prezzi strike trova applicazione anche su MSD, che, notoriamente, approvvigiona sia
risorse legate all’adeguatezza (riserva terziaria), sia
risorse legate alla sicurezza (risoluzione delle congestioni, supporto di tensione, bilanciamento). In
particolare, l’Autorità, conscia di questa situazione
ibrida, ha manifestato la propria intenzione di escludere dalla restituzione della rendita tutte le offerte
accettate solamente in virtù della loro localizzazione
geografica. In altri termini dovrebbero essere esentate dal meccanismo tutte le offerte su MSD accettate da Terna in deroga all’ordine di merito economico le quali, infatti, si riferiscono esclusivamente a
prestazioni erogabili da singoli impianti su base lo-
strumenti di mercato
140
Rendite restituite
Premio
120
€/MWh
100
Strike price
80
60
40
20
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ore
cale e necessarie per l’esercizio in sicurezza della rete di trasmissione. La disposizione contenuta nella
delibera in materia non è del tutto chiara e dovrebbe essere chiarita in sede di predisposizione da parte di Terna del meccanismo definitivo.
Infine si evidenzia come il sistema proposto in
Italia non ha eguali in Europa: a livello UE si sta
discutendo di un possibile target model in termini
di remunerazione della capacità, ma, allo stato attuale, la materia è ancora regolata dai singoli stati
membri che decidono ognuno per proprio conto.
Non deve, quindi, sorprendere la presenza di modelli così diversi fra loro, dal capacity payment al
capacity auction alle aste dedicate alle sole tecnologie di punta.
Figura 2 Prezzi marginali
e rendite nel mercato
dell’energia.
Conclusione
I criteri per la remunerazione della capacità produttiva proposti dall’Autorità per l’Energia elettrica
e il Gas comportano per il sistema Italia la transizione da un sistema di tipo energy only a un sistema misto in cui vengono remunerati in modo duale sia la capacità, sia l’energia.
Si tratta di un cambiamento sostanziale nella
valorizzazione degli impianti di generazione che
si auspica possa migliorare la redditività complessiva degli impianti a ciclo combinato, favorendone il mantenimento in esercizio efficiente
ed incentivandone la costruzione di nuovi quando necessario.
bibliografia
[1] AEEG: Criteri per la determinazione dei corrispettivi da riconoscere agli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico
di cui agli articoli 64 e 65 della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 9 giugno 2006, n. 111/06. Delibera ARG/elt
161/10 – 30 settembre 2010.
[2] Campidoglio C.: Presentazione della Relazione Annuale 2010
del GME. Roma - 5 Luglio 2011; http://www.mercatoelettrico.org/It/MenuBiblioteca/Documenti/20110705PresentazioneRelazioneAnnu
ale2010.pdf
[3] Consiglio dei Ministri: Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.
Decreto legislativo 28/11 – Gazzetta Ufficiale n. 71 del 28 marzo 2011.
[4] AEEG: Avvio del dispacciamento di merito economico per l'anno
2004 e connesse disposizioni in materia di adeguatezza della capacità produttiva del sistema elettrico nazionale e di attuazione della
deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio
2004, n. 5/04. Delibera 48/04 – 27 marzo 2004.
[5] Consiglio dei Ministri: Disposizioni in materia di remunerazione delle capacita' di produzione di energia elettrica. Decreto legislativo 379/2003 Gazzetta Ufficiale n. 14 del 19 gennaio 2004.
[6] Department of Energy & Climate Change: Electricity
Market Reform – Consultation Document. December 2010.
[7] AEEG: Criteri e condizioni per la disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica, ai sensi dell’articolo 2 del decreto legislativo 19 dicembre 2003,
n. 379. Delibera ARG/elt 98/11 del 21 luglio 2011.
L’Energia Elettrica 49 settembre-ottobre 2011