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Posizioni / Mercato e Reti / 21-06-2021

Mercato della Capacità – Disposizioni Tecniche di Funzionamento n.1/2

Elettricità Futura ha inviato le proprie osservazioni al Documento di consultazione Terna del 25 maggio 2021

Da un punto di vista metodologico, Elettricità Futura richiede che nelle future consultazioni sul mercato della capacità. Disciplina e DTF non vengano consultate separatamente, ma congiuntamente in un’unica fase, al fine consentire agli operatori di effettuare al meglio le proprie considerazioni sull’intera documentazione e di limitare l’occorrenza di incongruenze attualmente presenti nei due documenti.

Elettricità Futura chiede di esplicitare che la Disciplina e le DTF aggiornate oggetto di consultazione trovino applicazione, ove differenti e maggiormente onerosi rispetto alla disciplina vigente, a partire dai contratti che saranno sottoscritti in esito alle aste madri 2024/25 ed alle fasi di mercato ad esse successive, senza incidere sui contratti precedentemente assegnati.

Visto l’approssimarsi dei periodi di consegna 2022/23, si richiede inoltre che siano resi noti alcuni aspetti tecnici funzionali al meccanismo di nomina, affinché gli operatori abbiano la possibilità di organizzare i propri processi interni con adeguato anticipo. In particolare, Elettricità Futura richiede che vengano esplicitati:

  • le modalità tecniche di comunicazione delle nomine previste nelle DTF n.1 da parte degli operatori (step 1 e step 2);
  • il contenuto del flusso informativo di dettaglio riferito alla fatturazione del Corrispettivo Variabile e al calcolo di eventuali inadempimenti.

Elettricità Futura auspica infine che siano specificati quanto prima i criteri adottati per il calcolo del denominatore del Fattore di Carico così come definito nelle DTF n.2, e che siano rese note le tempistiche con cui tale grandezza sarà comunicata agli operatori.

 

Visualizza l’intero documento che include le osservazioni di dettaglio:

Osservazioni generali

Come già evidenziato nelle nostre osservazioni alla Disciplina, le DTF contengono elementi indispensabili per chiarire gli aspetti più operativi del Mercato della Capacità. Da un punto di vista metodologico richiediamo quindi che, al fine consentire agli operatori di effettuare al meglio le proprie considerazioni sull’intera documentazione, nelle future consultazioni sul mercato della capacità Disciplina e DTF non vengano consultate separatamente, ma congiuntamente in un’unica fase (con tempistiche ovviamente adeguate a consentire l’analisi di una mole più ampia di materiale).

Evidenziamo infatti come in alcuni punti le DTF differiscono dalla Disciplina, in quanto le prime contengono riferimenti a concetti non presenti invece nella seconda (es. nelle DTF n.2, par. 1 e 2.1 è presente il riferimento alla “disponibilità di generazione”, rimosso invece dall’art. 21.2 della Disciplina aggiornata). Una fase di consultazione congiunta sia di Disciplina che delle relative DTF potrebbe ridurre l’occorrenza di incongruenze simili.

Con riferimento all’applicazione della nuova Disciplina e delle DTF aggiornate oggetto di consultazione, chiediamo di esplicitare che tali documenti trovino applicazione, ove differenti e maggiormente onerosi rispetto alla disciplina vigente, a partire dai contratti che saranno sottoscritti in esito alle aste madri 2024/25 ed alle fasi di mercato ad esse successive, senza incidere sui contratti precedentemente assegnati. 

Visto l’approssimarsi dei periodi di consegna 2022/23, approfittiamo inoltre per richiedere che siano resi noti alcuni aspetti tecnici funzionali al meccanismo di nomina, in modo tale che gli operatori abbiano la possibilità di organizzare i propri processi interni con sufficiente anticipo.  In particolare, richiediamo che vengano esplicitati:

  • le modalità tecniche di comunicazione delle nomine previste nelle DTF n.1 da parte degli operatori (step 1 e step 2);
  • il contenuto del flusso informativo di dettaglio riferito alla fatturazione del Corrispettivo Variabile e al calcolo di eventuali inadempimenti.

Auspichiamo infine che siano specificati quanto prima i criteri adottati per il calcolo del denominatore del Fattore di Carico così come definito nelle DTF n.2, e che siano rese note le tempistiche con cui tale grandezza sarà comunicata agli operatori.

 

Osservazioni di dettaglio

 

Disposizioni Tecniche di Funzionamento n.1

 Processo di Nomina

Per quanto riguarda la metodologia del processo di nomina, richiediamo che nel computo delle quantità offerte (QtàofferteMGP/MI/MSD), nel caso delle UP abilitate su base volontaria, in particolare almeno per le unità partecipanti al progetto pilota UPR, siano considerate sia le quantità offerte sui mercati dell’energia che le quantità offerte per altri servizi a salire in MSD.

A pag. 4 delle DTF è disposto che, ai sensi dell’art. 48 della Disciplina, per le UP idroelettriche diverse da quelle fluenti e per i sistemi di accumulo di altra tipologia, “Terna consideri come capacità validamente offerta su MSD, per ogni ora, il minimo tra la capacità impegnata offerta in vendita su MSD e 1/12 (1/4) della massima energia producibile giornaliera”.

Riteniamo che la ratio di tale verifica debba essere quella di accertare la piena integrità in un dato giorno della potenziale capacità energetica tecnicamente disponibile per i dispositivi ad energia limitata, a prescindere dalla rilevazione dello stato di carica effettivo in un dato momento del giorno. Tale verifica deve infatti tendere a incentivare gli operatori a massimizzare la disponibilità della capacità in un dato giorno, cioè potenza disponibile ed energia potenzialmente movimentabile, senza però forzare l’operatore ad eseguire una programmazione sui mercati tale da raggiungere lo stato di carica obiettivo in un dato momento del giorno (nell’attuale proposta le 8:00 del giorno d). Comprendendo dunque l’esigenza di una verifica della disponibilità tecnica di capacità energetica, riteniamo opportuno calcolarla applicando il fattore di1/4 alla energia massima potenzialmente producibile in un dato giorno, vale a dire quella tecnicamente erogabile una volta caricato il sistema di accumulo fino al massimo potenziale di quel giorno.

Nella nota 1 a pag.5 evidenziamo una leggera difformità tra la formulazione effettiva dell’art. 4.4 della Delibera 574/2014/R/eel (“un’unità di produzione costituita da diversi gruppi di generazione, tra cui almeno un sistema di accumulo, è considerata un’unità di produzione programmabile o non programmabile in funzione della tipologia degli altri gruppi di generazione, diversi dai sistemi di accumulo, che la costituiscono”).

A pagina 7 delle DTF sono fornite le disposizioni in merito alla nomina delle UPNR. In particolare, relativamente al criterio di verifica sugli obblighi di offerta è previsto che: “Nella fase di verifica degli obblighi di offerta, per ciascun Assegnatario titolare di UPNR, viene considerata la quantità offerta dall’intero aggregato a cui le UPNR appartengono, moltiplicata per la quota parte di potenza delle UPNR dell’Assegnatario. La quota parte di potenza delle UPNR dell’Assegnatario è calcolata come il rapporto tra la somma delle potenze massime erogabili, al netto dell’eventuale potenza incentivata, delle UPNR qualificate nella disponibilità dell’Assegnatario e la somma delle potenze massime erogabili, al netto dell’eventuale potenza incentivata, di tutte le UPNR dell’aggregato. In caso di aggregato con UPNR incentivate al suo interno, ai fini della verifica degli obblighi di offerta e del calcolo del corrispettivo variabile, viene considerata la quantità offerta in eccedenza alla potenza totale incentivata dell’aggregato moltiplicata per la quota parte di potenza delle UPNR dell’Assegnatario, calcolata come descritto sopra”. 

Come già precedentemente segnalato, questo criterio determina una sostanziale impossibilità di partecipare al Mercato della Capacità da parte delle unità non rilevanti (dispacciate all’interno di aggregati). Infatti, per un portafoglio nel quale coesistono impianti sia iscritti che non iscritti al Mercato della Capacità è altissima la probabilità che la quota parte di offerta “associata” alle unità iscritte risulti inferiore alla reale potenza che tali impianti immettono e sicuramente alla CDP assegnata.

Ciò comporta che l’offerta dell’aggregatore risulti sempre o quasi sempre non valida e che quindi, come detto, le unità non rilevanti (tipicamente alimentate a fonti rinnovabili) siano di fatto escluse dal Mercato della Capacità.

Questo tema andrebbe risolto con una modifica alla DTF fin dall’avvio del meccanismo (gennaio 2022). Le soluzioni applicabili potrebbero essere le seguenti:

  1. Modificare il criterio di verifica facendo riferimento alle potenze effettivamente immesse in rete (non alle potenze nominali), quindi applicando il seguente testo (in grassetto le modifiche proposte):

“Nella fase di verifica degli obblighi di offerta, per ciascun Assegnatario titolare di UPNR, viene considerata la quantità offerta dall’intero aggregato a cui le UPNR appartengono, moltiplicata per la quota parte di potenza delle UPNR dell’Assegnatario. La quota parte di potenza delle UPNR dell’Assegnatario è calcolata come il rapporto tra la somma delle potenze effettivamente immesse in rete, al netto dell’eventuale potenza immessa in rete dalle unità incentivate, delle UPNR qualificate nella disponibilità dell’Assegnatario e la somma delle potenze immesse in rete, al netto dell’eventuale potenza immessa in rete dalle unità incentivate, di tutte le UPNR dell’aggregato. In caso di aggregato con UPNR incentivate al suo interno, ai fini della verifica degli obblighi di offerta e del calcolo del corrispettivo variabile, viene considerata la quantità offerta in eccedenza alla potenza totale incentivata dell’aggregato moltiplicata per la quota parte di potenza delle UPNR dell’Assegnatario, calcolata come descritto sopra”. 

  1. Consentire agli UDD di creare aggregati di dispacciamento dedicati alle unità iscritte al Mercato della Capacità.

 

Nella formula 9 a pag. 8 della DTF è assente la definizione dell’elemento FC, Fattore di carico.

Infine, richiediamo di chiarire in quale modo verranno ripartiti eventuali Vincoli di Produzione Limitata afferenti più unita di prodizione sulla capacità disponibile dei diversi impianti interessati.

 

Corrispettivo Variabile

In generale, riteniamo che gli effetti causati dalla partecipazione degli operatori alle piattaforme europee TERRE e MARI per lo scambio di risorse di bilanciamento RR e mFRR non debbano essere considerati né ai fini delle regole sulla priorità di nomina delle offerte accettate, né per il calcolo del prezzo di riferimento per quantità non offerte sui mercati, perché, dato che Terna potrebbe non essere l’unica controparte commerciale, non dovrebbero condizionare le logiche di nomina e restituzione del corrispettivo variabile previste dal mercato della capacità italiano.

In subordine, nel caso in cui Terna intenda invece integrare gli esiti di TERRE/MARI nella regolazione del Mercato della Capacità, è necessario implementare una logica selettiva per valutare di volta in volta se gli esiti delle piattaforme europee in un dato periodo rilevante debbano essere tenute in conto per il Mercato della Capacità. Di seguito illustriamo un approccio che potrebbe essere implementato a tal fine.

I risultati di TERRE e MARI andrebbero obbligatoriamente integrati nel Mercato della Capacità solo nei casi in cui, nel periodo rilevante, su tali piattaforme siano state accettate in vendita UP qualificate per il soddisfacimento del fabbisogno di bilanciamento espresso da Terna (e non invece per la copertura del fabbisogno inserito da un TSO estero). Gli effetti di tale integrazione (restituzione corrispettivo variabile, priorità nomina quantità accettate, ecc.) andrebbero applicati solo entro i limiti in cui l’accettazione di offerte di operatori qualificati al CM su TERRE abbia determinato un onere per Terna.

Pertanto, se questa condizione non ricorresse, dovrebbe valere quanto segue: 

  • le quantità accettate per TERRE/MARI non dovrebbero rientrare tra le quantità accettate oggetto di nomina prioritaria non riducibile ai fini della nomina STEP 2;
  • il prezzo TERRE/MARI non dovrebbe rientrare ai fini del calcolo del prezzo di riferimento per quantità non offerte nei mercati. 

Per poter definire se un’offerta è stata accettata su TERRE ai fini del soddisfacimento del fabbisogno di Terna o meno (e dunque per applicare il criterio selettivo proposto) è necessario individuare un criterio “convenzionale” di seguito descritto. 

Se nel periodo rilevante è stata accettata un’offerta di acquisto di Terna in TERRE, ed una o più 

UP qualificate al Mercato della Capacità sono state accettate in vendita nella medesima piattaforma, la nomina prioritaria con l’eventuale restituzione potrebbe essere giustificabile, ma solo nella misura in cui il costo è stato sostenuto da Terna.

Con riferimento Tabella 1: valorizzazione del corrispettivo variabile, rileviamo che alcuni casi sono stati modificati per tener conto delle offerte sulle piattaforme EU.

Per il caso di Offerte accettate sulle Piattaforme Europee, proponiamo di dividere il prezzo di riferimento in due casistiche:

  • Prezzo offerto < Prezzo Strike il Prezzo di Riferimento è il massimo tra il prezzo MGP e il prezzo Strike (l’operatore, infatti, non ha trattenuto capacità e non ha contribuito ad incrementare il prezzo dell’energia, quindi non deve esser sottoposto ad alcuna penalizzazione);
  • Prezzo offerto > Prezzo Strike il Prezzo di Riferimento è il massimo tra il prezzo MGP ed il prezzo marginale della piattaforma.

Infine, riteniamo che la metodologia di determinazione del prezzo di riferimento, su cui si basa il calcolo del corrispettivo variabile nei casi di quantità non offerte (o non accettate) sui mercati, potrebbe essere molto gravosa: in particolare, l’utilizzo del 90° percentile delle offerte accettate in vendita sul MSD, soprattutto se calcolato sul numero di offerte accettate e non sui volumi, potrebbe non essere sufficiente a escludere le offerte accettate “unicamente a causa della specifica localizzazione o delle specifiche prestazioni dinamiche dell’unità abilitata”, come richiesto dall’articolo 8 dell’Allegato alla Delibera ARG/elt 98/11 e ripreso nell’articolo 51.8 della Disciplina. Per questi motivi, il 90° percentile delle offerte accettate in vendita su MSD/MB potrebbe essere rappresentativo del valore zonale orario della flessibilità, ma non dell’effettiva scarsità del sistema. Una possibile soluzione potrebbe essere il ricorso ad un valore percentile più basso e/o al calcolo dello stesso percentile sui volumi attivati e non sul numero di offerte accettate.

Inadempimenti 

Per quanto riguarda la formula 13 richiediamo che, in coerenza con quanto previsto al par. 2.2.3. in merito all’allocazione della CDP oggetto di inadempimento, ai fini del calcolo dell’ammontare del corrispettivo fisso oggetto di restituzione il premio medio ponderato oggetto di restituzione sia calcolato con riferimento alle sole tipologie di CDP (e.g. esistente/nuova) sulle quali è stato allocato l’inadempimento. Anche per la durata del periodo di restituzione (che termina quando Terna consegue la riallocazione della CDP inadempiente) chiediamo che sia considerata la tipologia di CDP su cui è allocato l’inadempimento: nel caso di CDP esistente, il periodo di restituzione dovrebbe essere limitato all’anno in cui si è verificato l’inadempimento definitivo, nel caso di CDP nuova, la restituzione dovrebbe durare, al massimo, per il numero di anni residui rispetto ai 15 anni di contratto.

In linea generale, come espresso nelle osservazioni alla Disciplina, riteniamo comunque necessario fissare un tetto massimo alla penale a cui può andare incontro l’assegnatario in caso di inadempimento definitivo (al di là della restituzione del premio per l’anno in cui si è verificato l’inadempimento). La Disciplina odierna, infatti, prevede l’obbligo di pagamento del corrispettivo variabile fino alla riallocazione della capacità impegnata, ma senza definirne un termine ultimo in caso di impossibilità per Terna di riallocare la capacità oggetto di inadempimento. Il regime attuale rischia quindi di esporre gli assegnatari ad oneri legati alla restituzione del corrispettivo variabile potenzialmente molto elevati in caso di lunghe indisponibilità, aumentando in maniera non proporzionata il rischio di partecipazione al Mercato della Capacità.

Per applicare operativamente la citata distinzione, in sede di allocazione dell’inadempimento e limitatamente alla CDP nuova, dovrebbe essere data all’operatore la facoltà di indicare l’anno di assegnazione della CDP nuova su cui allocare l’inadempimento. In tal modo, Terna sarebbe in grado di identificare il corretto periodo (massimo) residuo durante il quale si applica la risoluzione con i connessi effetti economici (annullamento premio, esposizione al corrispettivo variabile, riallocazione). Ciò si rende necessario poiché il contratto di approvvigionamento di capacità è unico e ricomprende potenzialmente CDP nuova assegnata in corrispondenza di diverse procedure concorsuali e aventi quindi decorrenze e durate residue differenti. Con questo sistema, l’operatore sarebbe incentivato a identificare nel modo più corretto la quota di capacità non più disponibile, senza dover subire gli effetti della risoluzione sulla durata residua dell’ultima assegnazione di capacità nuova avvenuta in ordine di tempo (quindi per un tempo potenzialmente maggiore di quello necessario a ripristinare una disponibilità di capacità in linea con gli impegni assunti). Questa proposta consentirebbe anche a Terna di esperire in modo più appropriato i rimedi della risoluzione (ad es. in termini di riallocazione della capacità o pianificazione delle nuove aste).  

Riteniamo che la proposta alternativa per la verifica degli obblighi di cui all’Articolo 40.7 sia condivisibile, ma solo nella misura in cui tale verifica venga applicata secondo una logica di portafoglio (che è alla base dell’intero meccanismo del Mercato della Capacità) anziché per ciascuna UP nuova contrattualizzata. Un simile approccio risulterebbe più corretto nel verificare la disponibilità delle nuove risorse, dal momento che non sarebbe collegato ai vincoli del processo di nomina mensile. Suggeriamo pertanto di adottare la metodologia proposta anche con riferimento agli anni di consegna 2022 e 2023.

Qualora tale proposta non venisse adottata, riteniamo che la modifica all’art. 40.7, con cui si prevede che l’Assegnatario titolare di CDP sia tenuto a nominare anche per ciascuna zona almeno il 50% della CDP nuova di cui è risultato Assegnatario, sia eccessivamente penalizzante, soprattutto se si considera la nomina di flessibilità di cui all’art. 47, e che quindi non dovrebbe essere applicata. Nel caso in cui invece si ritenesse necessario adottarla, è importante che non venga applicata retroattivamente.

 

Disposizioni Tecniche di Funzionamento n.2

Curve di domanda

Come anticipato nelle osservazioni generali, a pag. 5 è presente un riferimento alla “disponibilità di generazione”, mentre tale concetto è stato rimosso dall’art. 21.2 della disciplina. Chiediamo un chiarimento sulla motivazione alla base della modifica (mero refuso o altro).

Al par. 2.3.4. “Generazione” viene previsto che “la generazione installata in ciascuna Area viene modellata attraverso dei generatori programmabili, ciascuno corrispondente a 100 MW di CDP”. Chiediamo un chiarimento sulla ratio alla base di questo approccio metodologico “semplificato” rispetto a quello previsto per le DTF 2022/23 e, in particolare, sui relativi potenziali effetti nella definizione delle curve di domanda.

Nei par. 2.6 e 4.1 è previsto rispettivamente che i limiti di scambio in import utilizzati ai fini delle aste e il tasso di derating delle UP FRNP saranno definiti sulla base di “opportuni percentili”, senza però che sia data evidenza dell’ammontare di tali percentili o di quando saranno resi noti. Percentile che va a determinare una forbice ampia nei valori del derating (8-18% della CDP del FV). Richiediamo che, a fini di trasparenza, vengano resi pubblici nelle DTF finali i valori di massima o, ancora meglio, puntuali, di tali percentili, in quanto sono valori che influiscono notevolmente sui valori dei tassi di derating e pertanto hanno un’importanza considerevole per le valutazioni degli operatori. Riteniamo inoltre necessario che Terna pubblichi nelle DTF finali anche i valori di generazione media nelle ore di picco settimanali delle UP FRNP utilizzati per la stima dei derating e i valori stessi dei derating medi della zona applicati alle UP FRNP esistenti

 

Ore di Picco e ore di Picco settimanale

Con riferimento alle modalità e alle tempistiche di pubblicazione del valore delle ore di picco annuali, nella nota 3 a pag. 18 viene specificato che le manutenzioni programmate delle UP non saranno prese in considerazione nell’individuazione di tale valore: chiediamo che si chiarisca il perché di tale ipotesi. Seguendo un approccio cautelativo per la valutazione dell’effettivo potenziale di offerta e di contributo all’adeguatezza da parte del parco di generazione esistente, a nostro avviso le manutenzioni andrebbero considerate.

 

Tassi di derating

Evidenziamo un refuso nella tabella 2: i valori percentuali riportati non sono i tassi di derating, bensì i valori di disponibilità (1-derating).

 

Fattore di extra-derating UCMC

Come già espresso nelle nostre osservazioni alla Disciplina, ribadiamo il nostro auspicio che per i successivi aggiornamenti della Disciplina del Mercato della Capacità si implementino delle misure volte a rimuovere gli ostacoli per la partecipazione della demand side response, in primis consentendo la partecipazione del BSP.

Il nuovo metodo di calcolo proposto comporta un miglioramento rispetto al metodo esistente, anche perché rappresenta un segnale da parte di Terna rispetto al tema che non tutte le ore del giorno hanno uguale probabilità che si verifichi un evento di scarsità (il nuovo metodo propone infatti di calcolare il fattore di extra-derating con riferimento al carico delle sole 12 ore con valori maggiori).

 

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