Risposte di Energia Concorrente al documento di consultazione di Terna S.p.A. Schema di proposta di disciplina del sistema di remunerazione della

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1 1 Risposte di Energia Concorrente al documento di consultazione di Terna S.p.A. Schema di proposta di disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica Milano, 15 febbraio 2013

2 Il presente documento contiene le risposte ed i commenti di Energia Concorrente al documento di consultazione di Terna S.p.A. (Terna) Schema di proposta di disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica (DCO), ai sensi della Delibera dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG) ARG/elt 98/11, recante 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). *** Energia Concorrente ritiene che, per permettere come da disegno iniziale l'operatività del sistema di remunerazione dal 2017, l'orizzonte di pianificazione della prima asta madre debba essere stabilito in 3 anziché in 4 anni. Energia Concorrente ritiene necessario introdurre un adeguato livello di trasparenza nelle procedure tramite le quali Terna procederà a definire le variabili di sua competenza. Ci si riferisce, in particolare, alla definizione delle aree della rete rilevante e dei limiti di transito fra le aree, alla identificazione della tecnologia di punta e dei suoi parametri, nonché alla valutazione della adeguatezza. Secondo Energia Concorrente, Terna dovrebbe pubblicare una relazione tecnica in cui sono esplicitate le ipotesi ed i calcoli effettuati per definire le variabili citate. Energia Concorrente ritiene inoltre necessario effettuare delle prove in bianco riguardo lo svolgimento delle aste per avere l opportunità di testare il meccanismo ed eliminare gli aspetti di incertezza del medesimo. Esistono infatti alcuni temi in merito ai quali il DCO non risulta sufficientemente esplicativo. Ci si riferisce, ad esempio, agli effetti sull esito delle aste che si avrebbero in conseguenza del limite al numero di offerte per ciascuna UP definito al comma del DCO. A tal proposito, si ritiene che la limitazione imposta possa determinare esiti delle aste particolarmente diversi in termini di premio in zone limitrofe; sarebbe quindi opportuno dare la possibilità agli operatori di fare delle offerte riferite a quote di capacità inferiori, fino a 1 MW, al fine di poter meglio rappresentare la propria curva di offerta. Energia Concorrente rileva, infine, che alcuni aspetti della Delibera non permettono di intuire con ragionevole certezza il funzionamento dell algoritmo di selezione delle offerte e fissazione del premio che Terna dovrà predisporre. Ci si riferisce in particolare al premio riconosciuto alle offerte di CDP afferenti capacità produttiva esistente il cui premio offerto non è superiore al limite minimo di cui al comma 12.1 della Delibera. Non è infatti chiaro se tale premio sarà riconosciuto su tutta la capacità offerta, come sembra prevedere il comma lettera e, oppure se lo stesso premio sarà riconosciuto sulla capacità offerta compatibile con il rispetto dei limiti di trasporto tra le zone, come previsto al comma lettera d. *** 2

3 S1: Si ritiene sarebbe opportuno ammettere la partecipazione al mercato delle unità di produzione programmabili di taglia pari o inferiore ai 10 MVA i cui titolari accettino la facoltà di registrarle per tutto il periodo di consegna come unità rilevanti ai fini del dispacciamento, in deroga alle vigenti previsioni della deliberazione 111/06 e del Codice di Rete? Energia Concorrente non ritiene accettabile la proposta in base alla quale gli impianti con potenza < 10 MVA verrebbero qualificati come unità produttive rilevanti e inclusi nel novero degli impianti idonei a prestare i servizi di flessibilità approvvigionati da Terna nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Energia Concorrente ritiene che gli impianti in questione non presentino le caratteristiche tecniche necessarie per la prestazione di tutti i servizi richiesti per la stabilità della rete e forniti dalle unità attualmente idonee. L ammissione di tali unità al meccanismo avrebbe conseguenze distorsive del valore di mercato della capacità. Infatti, poiché tali impianti non partecipano al MSD, la loro redditività attesa non è soggetta all esercizio della call option nei casi in cui i prezzi su MSD siano superiori al prezzo d'esercizio. Questo potrebbe rendere gli impianti al di sotto di 10 MVA disposti ad accettare un premio inferiore a quello rilevante per gli impianti che operano sul mercato dei servizi per il dispacciamento. Per gli stessi motivi, Energia Concorrente ritiene opportuno non includere nel meccanismo di remunerazione delle capacità gli impianti abilitati al MSD in virtù di specifiche deroghe. Infatti, tali impianti non garantiscono le stesse prestazioni di programmabilità fornite dagli impianti regolarmente abilitati e, di conseguenza, non rispondono ai requisiti previsti dalla Delibera. In analogia con quanto affermato per gli impianti non rilevanti, Energia Concorrente segnala che la partecipazione al mercato della capacità programmabile di impianti che non sono in grado di fornire tutte le prestazioni richieste dal Codice di Rete per l abilitazione al MSD determinerebbe uno squilibrio competitivo. In ragione di quanto sopra, Energia Concorrente non ritiene opportuno ammettere al meccanismo di capacity market sia le unità di produzione programmabili di taglia pari o inferiore ai 10 MVA, sia quelle abilitate al MSD in forza di deroghe. Infine, Energia Concorrente ritiene che nella definizione della curva di offerta Terna dovrebbe adottare un adeguato fattore di sconto nella quantificazione della potenza disponibile fornita dagli impianti non programmabili di taglia inferiore a 10 MVA in considerazione della loro limitata disponibilità ad offrire i servizi richiesti per la stabilità della rete. 3

4 S2: Considerate le motivazioni riportate nella Delibera 482/2012/R/EEL si ritiene sarebbe opportuno prevedere la partecipazione della domanda al mercato della capacità, offrendo capacità di riduzione o interruzione di carico afferenti alle unità di consumo abilitate alla fornitura di servizi di riserva? Quali ritenete dovrebbero essere le modalità tecniche di partecipazione della domanda? C2. Le priorità di azione proposte rappresenteranno le aree di maggior attenzione di politica energetica nel medio periodo. Di quali eventuali diverse priorità dovrebbe tenere conto la SEN per garantire il raggiungimento degli obiettivi definiti per il settore? Energia Concorrente non ritiene opportuno prevedere la partecipazione della domanda al mercato della capacità. Affinché le unità di consumo possano essere integrate nel mercato della capacità è necessario che i servizi di riduzione o interruzione del carico forniti dalla domanda vengano integrati nel MSD, eliminando i benefici attualmente riconosciuti per l interrompibilità dei carichi. In caso contrario, infatti, si replicherebbe una situazione analoga a quella segnalata nel precedente spunto di consultazione per gli impianti non rilevanti ovvero un sostanziale squilibrio competitivo sul mercato della capacità dovuto all esercizio della call option. Più in generale, occorre rilevare che la partecipazione della domanda al mercato della capacità, non essendo basata sull effettiva disponibilità di impianti di produzione, è analoga a quella di un operatore finanziario; conseguentemente, la partecipazione dei consumatori al mercato dovrebbe prevedere la prestazione di garanzie adeguate e diverse da quelle rese dai produttori. S3: Si ritiene che l elenco di componenti di costo proposto nella Proposta di Disciplina sia completo? Se no specificare quali componenti si ritiene opportuno siano considerati nella valutazione del costo. Energia Concorrente ritiene che la lista non sia completa. Dovrebbero esservi infatti inclusi anche gli oneri finanziari e operativi tra cui primariamente i costi del personale, della capacità di trasporto del gas e per le coperture assicurative per i rischi di gestione nella definizione del costo fisso della tecnologia di punta. Inoltre si ritiene che il numero di anni previsto per il periodo di ammortamento dell immobilizzazione, pari a 25, sia troppo elevato; in conformità a quanto previsto dal meccanismo PJM, si ritiene che tale valore debba essere fissato in 15 anni. 4

5 In generale, Energia Concorrente ritiene che tutti i parametri che concorrono a quantificare i costi dell impianto di riferimento debbano essere determinati in considerazione delle valutazioni che farebbe un operatore soggetto ai rischi di mercato caratteristici dell attività di generazione. Energia Concorrente ritiene infine necessario, in applicazione del principio di trasparenza richiamato in premessa, che Terna renda note, con le opportune modalità, le valutazioni condotte per la fissazione di detti parametri. S4: In linea con quanto previsto nell articolo 6.4 della Delibera potrebbe alternativamente essere adottato un prodotto con periodo di consegna annuale e periodo di pianificazione sempre pari a 4 anni. In tal caso alcune previsioni della Proposta di Disciplina possono essere eliminate, tra cui: La definizione dei limiti di transito validi per ciascuna procedura concorsuale L introduzione nel calcolo della CDP qualificata di un fattore pari a 1/3 per tenere conto della quota parte dell obiettivo di adeguatezza oggetto dell asta. La costruzione della curva di domanda prevista al paragrafo Si ritiene tale approccio alternativo preferibile rispetto a quanto attualmente previsto dalla Proposta di Disciplina? Energia Concorrente ritiene che i benefici, in termini di copertura del rischio, forniti da un prodotto di durata triennale più che compensino le perdite di flessibilità che tale soluzione comporta, rispetto ai prodotti annuali. Ciò vale a maggior ragione data la possibilità di aggiustamento su un orizzonte annuale, nell apposito mercato, disponibile sia a Terna sia ai fornitori di capacità. A tal proposito Energia Concorrente propone che i vincoli tra le aree considerati nell algoritmo di calcolo dell adeguatezza siano definiti annualmente, oppure sulla base di una media triennale contrariamente a quanto previsto al paragrafo del DCO. Questo al fine di evitare discriminazioni ingiustificate a danno di impianti siti in aree in cui i limiti di transito potrebbero essere rivisti al rialzo nel corso del triennio oggetto di consegna. S5: Si ritiene opportuno prevedere a fronte di una riduzione percentuale del premio pari a: 5

6 al 15% per un periodo di consegna pari a 3 anni (valido nel caso di prodotti annuali) al 30% per un periodo di consegna pari a 6 anni al 50% per un periodo di consegna pari a 9 anni la facoltà per i titolari di capacità nuova di estendere il periodo di consegna? Energia Concorrente ritiene che il prezzo del premio per prodotti con orizzonti temporali più lunghi debba essere determinato dal mercato. Energia Concorrente ritiene desiderabile per il sistema elettrico italiano che Terna esprima una domanda di capacità su un orizzonte temporale anche superiore a 3 anni e che ai generatori sia data la possibilità di esprimere offerte corrispondenti. S6: Considerate le motivazioni riportate nella Delibera 482/2012/R/EEL si ritiene sarebbe opportuno prevedere l eliminazione della riduzione della capacità impegnata in funzione del fattore di carico del sistema prevista dal comma 7.1 della Delibera? Energia Concorrente non ritiene che le motivazioni indicate siano sufficienti a giustificare l eliminazione della riduzione della capacità impegnata in funzione del fattore di carico del sistema prevista dal comma 7.1 della Delibera. Tale riduzione, contribuendo a ridurre i rischi finanziari per i generatori senza aumentare apprezzabilmente il rischio di sottrazione della capacità disponibile, dovrebbe contenere, a parità di condizioni, il premio richiesto dai generatori, e quindi i costi per i consumatori. S7: Si ritiene preferibile non avvalersi di tale facoltà e prevedere che l unità con la quale si intende adempiere gli obblighi sia identificata immediatamente a valle dell assegnazione della capacità in linea con quanto previsto all articolo 6.2 lettera c) della Delibera? Energia Concorrente ritiene che la previsione contenuta nella versione attuale della proposta fornisca la massima flessibilità per i generatori senza che ciò comporti un aumento dei rischi e quindi dei costi per Terna. Energia Concorrente ritiene pertanto che vada mantenuta. 6

7 S8: Considerato che le modalità di determinazione del costo variabile debbano essere note al titolare della capacità al momento della partecipazione all asta, e che ad oggi non è evidente quale sarà il relativo peso nel mercato gas dei prodotti indicizzati ai prodotti petroliferi e dei prodotti indicizzati ai mercati spot, si ritiene che il riferimento alla componente relativa alla commercializzazione all ingrosso come eventualmente aggiornata da Aeeg possa raggiungere gli obiettivi della Delibera e ridurre i rischi posti in capo ai partecipanti? Se no, quale formulazione alternativa, nel rispetto dei criteri indicati in Delibera, si riterrebbe opportuno utilizzare? Energia Concorrente ritiene il prezzo di esercizio debba riflettere il più possibile il reale costo di approvvigionamento di un impianto con caratteristiche analoghe a quello di riferimento. I mercati del gas italiano ed europeo sono in fase di rapida evoluzione ed è presumibile che nel tempo prevarrà anche in Italia un indice affidabile del prezzo spot del gas naturale e/o che il prezzo all ingrosso del gas in Italia si allineerà a quello dei principali mercati spot continentali, rendendone gli indici rilevanti anche per il mercato italiano. Nella situazione attuale, il riferimento alla componente relativa alla commercializzazione all ingrosso riflette ragionevolmente il costo di approvvigionamento del gas per gli impianti di generazione. Energia Concorrente non ritiene tuttavia opportuno prevedere la possibilità che l indice sia modificato durante la vita di un prodotto già negoziato, in quanto questo creerebbe incertezza per le controparti nelle opzioni call, le cui strategie di copertura potrebbe essere rese parzialmente inefficaci da cambiamenti in corso d opera dell indice. Energia Concorrente raccomanda pertanto di non prevedere che future modifiche della formula della componente relativa alla commercializzazione all ingrosso si traducano in analoghi cambiamenti della formula utilizzata per determinare il prezzo di esercizio delle opzioni call già negoziate. Energia Concorrente è consapevole del fatto che la presenza nello stesso momento di prodotti con strike-price diverso potrebbe creare costi amministrativi, in particolare nella negoziazione sul mercato secondario. Si ritiene tuttavia che questo non debba precludere l utilizzo di un indice più aderente ai reali costi di approvvigionamento del gas nelle tornate future d approvvigionamento di capacità, qualora un tale indice si renda disponibile. *** 7

8 Ulteriori osservazioni al DCO Terna Requisiti di partecipazione alle fasi del mercato successive alle aste madri I paragrafi e del DCO prevedono quale requisito di partecipazione rispettivamente per le aste di aggiustamento e il mercato secondario, l aver presentato offerte valide per almeno un asta madre o complementare relativa a un periodo di consegna che include l anno (periodo) oggetto di negoziazione nella medesima asta di aggiustamento (sessione del mercato secondario). Energia Concorrente ritiene tali previsioni prive di utilità ai fini del corretto funzionamento del mercato. In aggiunta esse potrebbero aver l effetto di ridurre la liquidità delle aste di aggiustamento e del mercato secondario. Si raccomanda quindi di eliminare i vincoli attualmente contenuti nelle previsioni in esame. Fondo di Garanzia Il paragrafo 9.1 del DCO prevede l obbligo per i partecipanti alle diverse fasi del mercato della capacità di costituire un Fondo di Garanzia nella forma di deposito cauzionale infruttifero. Al riguardo, Energia Concorrente ritiene: - non necessaria e ingiustificata la previsione che il deposito cauzionale sia infruttifero; - utile prevedere che, in alternativa al deposito cauzionale, le imprese partecipanti al mercato possano costituire in favore di terna una fideiussioni a prima chiamata, analoghe a quelle accettate dal Gestore del Mercato Elettrico; - necessario che siano costituiti due Fondi di Garanzia separati per rispettivamente, la capacità di produzione esistente e quella non ancora in servizio, - eventualmente con requisiti diversi - allo scopo di evitare impliciti sussidi attraverso il pooling di rischi tra loro assai eterogenei. Requisiti di patrimonializzazione Per quanto riguarda i requisiti patrimoniali che devono essere rispettati dai richiedenti, si segnala che i limiti previsti all art. 9.5 del DCO sono troppo stringenti (tanto che, attualmente, alcuni degli associati di Energia Concorrente non sarebbero in grado di rispettarli). Di conseguenza, anche in considerazione dell attuale contesto economico-finanziario, il livello degli indici dovrebbe essere ridotto a circa la metà rispetto a quanto indicato. Ciò appare ragionevole anche in considerazione del fatto che la disponibilità di impianti produttivi costituisce per l operatore un hedge naturale. 8

9 Inoltre, è necessario chiarire le modalità di calcolo dei parametri per consolidarne la definizione (risultati anno precedente, ultimo bilancio approvato, costante monitoraggio, ecc.). Curva di offerta Nella definizione della curva di offerta (par ) si deve considerare un adeguato tasso di sconto da applicare alla capacità qualificato e non offerta e per quella non qualificata. Infatti, le aspettative che la capacità non offerta o non qualificata sia effettivamente disponibile al momento della consegna sono radicalmente diverse rispetto a quelle relative alla capacità che partecipa attivamente al mercato. Milano, 15 febbraio 2013 Alessandro Bianco Segretario generale 9