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Posizioni / Terna / 25-05-2021

Schema di proposta di disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità di energia elettrica

TERNA - Osservazioni di Elettricità Futura in relazione al documento di consultazione del 4 maggio 2021 sulla disciplina del Capacity market.

Elettricità Futura ritiene che il Mercato della Capacità sia uno strumento indispensabile per garantire l’adeguatezza del sistema elettrico italiano, consentire il processo di decarbonizzazione del paese e fornire i segnali di prezzo di lungo termine necessari al sistema e agli operatori per il mantenimento in esercizio degli impianti esistenti più efficienti e per la realizzazione di nuova capacità di generazione.

Per questi motivi, Elettricità Futura ritiene che il meccanismo di capacità debba diventare un elemento strutturale del mercato elettrico e la sua implementazione debba proseguire anche al di là degli anni di consegna 2024 e 2025 e per tutto il periodo decennale per cui è stato approvato dalla Commissione Europea con la decisione C(2018)617. Si ritiene quindi opportuno che Terna avvii contestualmente la fase di piena attuazione del meccanismo dando visibilità sul calendario delle procedure concorsuali anche per gli anni di consegna successivi al 2025.

Affinché il Mercato della Capacità possa assolvere appieno le sue funzioni, è necessario risolvere le difficoltà autorizzative in generale e quelle riscontrate per le consegne 2022/23. In tale ottica, Elettricità Futura accoglie positivamente le proposte per la presentazione delle autorizzazioni per la capacità nuova e lo slittamento del periodo di consegna.

Altro importante obiettivo è quello di consentire una partecipazione alle future aste delle FER non programmabili combinate con sistemi di accumulo (stand alone e/o integrati con UP FRNP) e domanda, tenuto conto degli obiettivi di adeguatezza. Elettricità Futura auspica che ciò venga preso in maggiore considerazione nei futuri aggiornamenti della disciplina del Mercato della Capacità dopo il 2025, ad esempio chiarendo le metodologie generali di calcolo della CdP o dei tassi derating per gli impianti di storage, sia stand alone che combinati con UP e UC.

È inoltre essenziale abilitare realmente la partecipazione delle risorse di domanda per le quali si richiedono ancora numerosi interventi. In particolare Elettricità Futura auspica che le Disposizioni Tecniche di Funzionamento vengano sottoposte a consultazione il prima possibile. In secondo luogo, si richiede di chiarire se le previsioni della disciplina 2024-25 saranno applicate o meno anche alla gestione degli obblighi della capacità contrattualizzata impegnata per gli anni 2022-23 ed ancora soggetti agli obblighi negli anni successivi.

Un altro aspetto rilevante che non è preso in esame nella Disciplina è la valutazione del contributo che potrebbero fornire le risorse partecipanti ad altri meccanismi per la fornitura di servizi al
sistema, ad esempio le risorse qualificate per fornire il servizio di Fast Reserve oppure le UVAM, chiarendo in che modo e in quale misura venga considerato il loro contributo all’adeguatezza.
Tra le altre misure propedeutiche per favorire una più ampia partecipazione delle risorse innovative, Elettricità Futura ritiene che nella disciplina 2024-25 (e possibilmente anche nella disciplina 2022-2023) debba essere introdotta una soluzione per gestire efficientemente le UP non rilevanti che partecipano al mercato della capacità.

Relativamente al mercato secondario, Elettricità Futura considera le revisioni proposte ancora insufficienti per dare maggiore flessibilità agli operatori di gestire i propri obblighi di capacità, per garantire un livello adeguato di liquidità del mercato e per consentire ai detentori di capacità di limitare i rischi legati alle indisponibilità, permettendo nel contempo a Terna di massimizzare la capacità a disposizione per l’adeguatezza del sistema elettrico.


Testo completo delle Osservazioni

Elettricità Futura ritiene che il mercato della capacità sia uno strumento indispensabile per garantire l’adeguatezza del sistema elettrico italiano, consentire il processo di decarbonizzazione del paese e fornire i segnali di prezzo di lungo termine necessari al sistema e agli operatori per il mantenimento in esercizio degli impianti esistenti più efficienti e per la realizzazione di nuova capacità di generazione.

Per questi motivi, Elettricità Futura ritiene che il meccanismo di capacità debba diventare un elemento strutturale del mercato elettrico, a complemento dei mercati dell'energia, e la sua implementazione debba proseguire anche al di là degli anni di consegna 2024 e 2025 e per tutto il periodo decennale per cui è stato approvato dalla Commissione Europea con la decisione C(2018)617. Riteniamo quindi opportuno che Terna avvii contestualmente la fase di piena attuazione del meccanismo dando visibilità sul calendario delle procedure concorsuali anche per gli anni di consegna successivi al 2025. 

Come sostenuto in diverse sedi, affinché il Mercato della Capacità possa assolvere appieno le sue funzioni, è necessario risolvere le difficoltà autorizzative in generale e quelle riscontrate per le consegne 2022/23. In tale ottica, accogliamo positivamente le proposte di cui alla presente consultazione per la presentazione delle autorizzazioni per la capacità nuova e lo slittamento del periodo di consegna.

Altro importante obiettivo è quello di consentire una partecipazione alle future aste delle FER non programmabili combinate con sistemi di accumulo (stand alone e/o integrati con UP FRNP) e domanda, tenuto conto degli obiettivi di adeguatezza. Auspichiamo quindi che ciò venga preso in maggiore considerazione nei futuri aggiornamenti della disciplina del Mercato della Capacità dopo il 2025, ad esempio chiarendo le metodologie generali di calcolo della CdP (vedi osservazioni infra).

È inoltre essenziale abilitare realmente la partecipazione delle risorse di domanda per le quali, sebbene alcuni passi in avanti sono stati proposti, si richiedono ancora numerosi interventi.

In questa parte di premessa ci soffermiamo su alcuni degli elementi chiave della consultazione che sono poi affrontati in maniera più esaustiva nella parte di dettaglio del documento.

Innanzitutto, evidenziamo due aspetti prioritari: il primo riguarda le Disposizioni Tecniche di Funzionamento, che auspichiamo vengano sottoposte a consultazione il prima possibile. Le DTF contengono elementi indispensabili per chiarire alcuni aspetti, in particolare quelli più operativi, del Mercato della Capacità. Senza di esse, è impossibile per gli operatori fare una valutazione completa su tutte le sfaccettature del meccanismo.

Il secondo invece concerne il periodo di applicazione e di entrata in vigore delle modifiche proposte alla disciplina. Sebbene nel corso degli ultimi incontri/eventi/consultazioni pubblici sia stato segnalato che alcune importanti misure (nuovi riferimenti di mercato alle piattaforme europee e al continuous trading) troveranno applicazione al 2022-23, nella presente consultazione non vengono fornite indicazioni e dettagli sulle tempistiche di applicazione delle nuove disposizioni e l’interazione delle stesse con la disciplina vigente, in particolare con riferimento ai contratti pluriennali siglati dopo le aste 2019 per gli anni di consegna 2022-23. Contratti che, data la loro natura, prevedono estensione dell’obbligo di capacità anche agli anni successivi. Richiediamo quindi di chiarire se le previsioni della disciplina 2024-25 saranno applicate o meno anche alla gestione degli obblighi della capacità contrattualizzata impegnata per gli anni 2022-23 ed ancora soggetti agli obblighi negli anni successivi. In caso contrario, la CDP nuova contrattualizzata nelle aste del 2019 sarebbe oggetto di un trattamento differenziato rispetto alla capacità contrattualizzata successivamente, senza contare le difficoltà di applicazione di discipline diverse nel corso dello stesso anno di consegna (per esempio per quanto riguarda l’organizzazione del mercato secondario).

Riprendendo il tema della partecipazione delle nuove risorse al Mercato della Capacità, crediamo che il documento revisionato non contenga sufficienti dettagli sulle modalità di calcolo della CDP o dei tassi derating per gli impianti di storage, sia stand alone che combinati con UP e UC. Queste informazioni sono molto importanti per gli operatori per poter capire quanto gli accumuli possono essere valorizzati nella loro partecipazione al CM. Il Mercato della capacità, infatti, fornendo segnali a termine per l’investimento in tutte le soluzioni che possono fornire adeguatezza, potrebbe rappresentare uno strumento addizionale alla Fast Reserve per poter favorire in modo significativo la diffusione dei sistemi di accumulo. In particolare, richiediamo di dettagliare nell’allegato 3 “Definizione dei parametri per il calcolo della CDP” la formula di calcolo della CDP specificandola anche per gli impianti di accumulo.

Un altro aspetto rilevante che non è preso in esame nella Disciplina è la valutazione del contributo che potrebbero fornire le risorse partecipanti ad altri meccanismi per la fornitura di servizi al sistema, ad esempio le risorse qualificate per fornire il servizio di Fast Reserve oppure le UVAM, chiarendo in che modo e in quale misura venga considerato il loro contributo all’adeguatezza.

Tra le altre misure propedeutiche per favorire una più ampia partecipazione delle risorse innovative, riteniamo che nella disciplina 2024-25 (e possibilmente anche nella disciplina 2022-2023) debba essere introdotta una soluzione per gestire efficientemente le UP non rilevanti che partecipano al mercato della capacità (ad es. considerandole come unità abilitate ai fini della partecipazione al mercato della capacità), riducendo il rischio per gli operatori di non adempiere ai propri obblighi di capacità. Una soluzione ideale per risolvere questo problema sarebbe quella di consentire la partecipazione di sottoinsiemi di UP non rilevanti specificamente dedicati al Mercato della capacità così da verificarne con precisione il rispetto degli obblighi contrattuali.

Relativamente al mercato secondario, le revisioni proposte, in particolare quelle per consentire l’abbinamento tra offerte relative a zone diverse e all’accorciamento a un mese solo dell’orizzonte di pianificazione, sono evoluzioni utili, ma le riteniamo ancora insufficienti per dare maggiore flessibilità agli operatori di gestire i propri obblighi di capacità, per garantire un livello adeguato di liquidità del mercato stesso e per consentire ai detentori di capacità di limitare i rischi legati alle indisponibilità che ad oggi non sembrano adeguatamente mitigabili. Tutto ciò permettendo nel contempo a Terna di massimizzare la capacità a disposizione per l’adeguatezza del sistema elettrico.

Nella sezione di dettaglio forniamo alcune nostre proposte di efficientamento. Approfittiamo inoltre per ricordare che a oggi non sono state ancora pubblicate le regole per il funzionamento del mercato secondario per la disciplina vigente. Richiediamo che tali regole vengano rese note quanto prima.

In conclusione, auspichiamo che si proceda rapidamente ad avviare la consultazione anche sulle DTF, in modo da finalizzare la revisione della Disciplina e lasciare agli operatori un congruo periodo di tempo prima dello svolgimento delle aste. Una volta finalizzata, sarà importante che Terna, analogamente a quanto fatto per altri dossier (Piattaforma RR, modifiche al codice di rete per l’avvio dell’XBID) organizzi momenti di confronto pubblici sulla nuova Disciplina in cui esporne gli elementi chiave ed eventualmente dare risposta ai quesiti raccolti in fase di consultazione dagli operatori.

 

Osservazioni di dettaglio

 

TITOLO 1 – DISPOSIZIONI GENERALI

Art. 2 – Definizioni

Alla lettera pp., punto III, lettere a) e b) è stata modificata la definizione di “rifacimento” degli impianti idroelettrici. Proponiamo di utilizzare la definizione “rifacimento” presente nella versione vigente della disciplina – che nell’attuale consultazione è stata mantenuta alla lettera pp., punto IV per gli altri impianti FER - in cui viene fatto riferimento alle definizioni puntuali di Rifacimento Totale per impianti idroelettrici contenute nel DM FER 2016.

La nuova definizione di rifacimento introdotta per i soli impianti idroelettrici sarebbe infatti piuttosto restrittiva e penalizzante per la tipologia di fonte, le cui peculiarità riteniamo invece siano ben rappresentate nella specifica definizione di Rifacimento Totale per singola fonte prevista appunto dal DM FER 2016.

Alla lettera aa suggeriamo che l’Indice di emissione di unità possa essere calcolato come il rapporto tra la quantità di CO2 prodotta e l’energia elettrica lorda prodotta (kg/MWh).

 

TITOLO 2 – AMMISSIONE AL MERCATO

Art. 4 – Requisiti di ammissione

Tra tutte le risorse abilitate a partecipare al mercato della capacità, riteniamo che la demand side response sia quella che, sia nella scorsa disciplina che in quella attuale, ha incontrato maggiori difficoltà e ostacoli di natura sia soggettiva (partecipazione dell’UdD invece che del BSP), oggettiva (punto di domanda che non condivide il POD con nessuna unità di generazione) e prestazionale (obbligo di distacco del carico entro 5’). Evidenziamo quindi che, sia per la disciplina sottoposta a consultazione che per i prossimi anni, si debbano implementare delle misure volte a rimuovere gli ostacoli sopra elencati.

 

Art. 6 – Richiesta di partecipazione

Accogliamo positivamente l’inserimento della figura del procuratore munito dei poteri necessari tra i soggetti in grado di sottoscrivere la richiesta di partecipazione al Mercato della Capacità. Richiediamo che l’Allegato 2 “Contratto di approvvigionamento” venga reso coerente con quanto previsto a questo articolo, aggiungendo il riferimento al procuratore tra i soggetti firmatari del contratto.

TITOLO 3 – FUNZIONAMENTO DEL MERCATO DELLA CAPACITÀ

Art. 14 – CDP per le unità di produzione rilevanti

Sulla preferenza tra meccanismo “di regime” e proposta alternativa per il calcolo della CDP, si rimanda alle osservazioni dei singoli associati.

Riteniamo invece opportuno evidenziare che in questa consultazione la partecipazione dei sistemi di accumulo, sia stand-alone che integrati con FRNP, non è stata opportunamente dettagliata. Come già annunciato in premessa, il ruolo di supporto degli accumuli nell’approvvigionare servizi ancillari in un sistema caratterizzato da elevata penetrazione di FRNP è cruciale. Detto ciò, proponiamo che nella Disciplina per il Mercato della Capacità con delivery 2024-25 siano inserite disposizioni che tengano conto delle specifiche caratteristiche di questi asset, in particolar modo quello di essere impianti che non possono mantenere a tempo indeterminato uno specifico profilo di produzione. 

In aggiunta a ciò, la CDP per i sistemi di accumulo dovrebbe essere calcolata con una metodologia che tenga conto della capacità energetica equivalente, senza applicare distinzioni di natura tecnologica, né differenziare tra accumuli nuovi o già esistenti. Ci riserviamo ulteriori osservazioni di dettaglio una volta che saranno rese pubbliche anche le DTF.

Nel caso di sistemi di accumulo integrati con UP, l’approccio per il calcolo della CDP dovrebbe essere additivo. Il valore finale della CDP dell’intero impianto dovrebbe essere pari al più alla somma della CDP delle due componenti della configurazione, ognuna delle quali verrebbe calcolata applicando il corrispondente valore di derating. Inoltre, il valore complessivo della CDP potrebbe tenere conto della presenza di eventuali limiti alla potenza di connessione che non consentirebbero di sfruttare al massimo l’intera potenza di picco dei due impianti. Di conseguenza, in caso di presenza di tali limiti, il tasso di derating dovrebbe essere ridotto in funzione della contemporaneità tra l’immissione di picco della tecnologia di generazione sottesa ed il picco di sistema.

 

Art. 19 – Calcolo della CDP per ciascuna Fase di mercato successiva all’Asta Madre

Relativamente alla modifica effettuata all’art. 19, richiediamo che nelle fasi di mercato successive all’asta madre sia possibile rendere disponibile anche la CDP esistente qualificata, ma non offerta in asta madre.

Riteniamo inoltre utile che nella lista delle UP qualificate da un operatore per le fasi successive all’asta madre sia possibile inserire anche gli impianti esistenti non qualificati da un altro operatore in un’asta precedente (es. casi di cessione di impianti non qualificati nell’asta madre), o almeno possano essere inserite nella lista delle UP qualificate dell’operatore che acquisisce l’impianto. Ciò non andrebbe a impattare sugli scambi nei mercati, ma consentirebbe una maggiore liquidità nelle fasi successive all’asta madre e garantirebbe maggiore flessibilità per gli operatori nella gestione dei propri obblighi di capacità.  Infatti, le problematiche legate alla gestione degli obblighi di capacità, in particolare in caso di indisponibilità, perdurano anche con la presenza del mercato secondario, soprattutto se quest’ultimo è rigido e non sufficientemente liquido.


Art. 21 Valutazione dell’adeguatezza

Riteniamo utile che si chiarisca la ratio alla base della scelta di non considerare più la generazione disponibile nelle valutazioni sull’adeguatezza del sistema.

 

Art. 27 Algoritmo di selezione e valorizzazione delle offerte

Relativamente all’aggiunta all’art. 27.1 “A parità di social welfare Terna seleziona le offerte che minimizzano i transiti tra le Aree”, intendiamo che in caso di incontro tra la curva di domanda e di offerta con più offerte disponibili caratterizzate dallo stesso prezzo, prioritariamente verrebbero selezionate le offerte nell’area di riferimento e poi verrebbe applicato l’algoritmo di selezione di cui all’art. 33. Richiediamo conferma della correttezza o meno della nostra interpretazione e, nel caso non sia corretta, richiediamo un chiarimento in merito alla previsione.

 

Art. 28 – Comunicazioni in esito alla procedura

All’art. 28.3 è stata introdotta la possibilità per Terna di accettazione parziale di un’offerta relativa a capacità nuova. Questa misura è potenzialmente critica perché metterebbe in difficoltà l’operatore. Il Mercato della Capacità, infatti, dovrebbe fornire segnali di prezzo significativi al fine di offrire una prospettiva di remunerazione adeguata a giustificare gli investimenti in nuove capacità necessarie a garantire il livello di adeguatezza richiesto ed un rinnovo del parco di generazione esistente. Questo obiettivo non può essere raggiunto efficacemente se un’offerta di CDP nuova può essere accettata solo parzialmente, in quanto l’operatore sarebbe necessariamente portato a rinunciare al premio e, di conseguenza, verrebbe messa a rischio l’adeguatezza del sistema. Richiediamo quindi che la capacità nuova venga accettata integralmente, mantenendo l’impostazione della disciplina vigente.

Evidenziamo inoltre che consentire un solo giorno all’assegnatario per comunicare la scelta di non assumere l’impegno di capacità per la quota parte di capacità nuova non accettata integralmente non è sufficiente. Nel caso in cui la modifica venga ufficializzata, richiediamo che il periodo di tempo per l’accettazione o meno venga aumentato, idealmente, a 15 giorni solari.

 

Art. 33 – Algoritmo di selezione e valorizzazione delle offerte

Relativamente alla procedura descritta all’art. 33.6, richiediamo di chiarire in che modo verranno gestite le riallocazioni in esito a inadempimento e in particolare se, a esempio in aste di aggiustamento per periodi già contrattualizzati per gli anni successivi, confluiranno nella quota di cui al punto a).

 

Capo VI – Mercato secondario e altri strumenti di flessibilità

In linea generale, riteniamo che le revisioni proposte per l’evoluzione del mercato secondario, in particolare quelle previste all’art. 72.1 finalizzate a consentire l’abbinamento tra offerte relative a zone diverse e all’accorciamento a un mese solo dell’orizzonte di pianificazione, siano evoluzioni utili e condivisibili, ma le riteniamo ancora insufficienti per consentire un’adeguata flessibilità agli operatori per gestire i propri obblighi di capacità.

Elenchiamo di seguito alcune possibili misure che, a nostro avviso, contribuirebbero a rendere concretamente flessibile il mercato secondario. Innanzitutto, proponiamo che l’orizzonte di pianificazione sia più breve, riducendolo fino alla settimana. Relativamente alla capacità negoziabile, essendo un mercato più vicino alla delivery, sarebbe possibile offrire l’eccedente tra la CDP e la Pmax degli impianti. in questo modo, dato il breve periodo di tempo tra la contrattualizzazione e la data di delivery, Terna avrebbe ragionevole certezza della disponibilità degli impianti e si consentirebbe a tutta la capacità disponibile di partecipare al mercato della capacità e fornire adeguatezza.

Una seconda misura potrebbe essere quella di consentire a Terna di intervenire acquistando e vendendo capacità sul mercato secondario non esclusivamente in situazioni emergenziali.

Infine, alcuni ulteriori elementi migliorativi per facilitare la gestione degli obblighi di capacità sarebbero la possibilità tra operatori di stipulare accordi bilaterali e/o di presentare offerte bilanciate in modo analogo a quanto previsto per il Mercato Infragiornaliero (come previsto dall’Art. 48.1 della Disciplina del Mercato Elettrico) e la maggiore flessibilità nella gestione del contratto di capacità, rilassando i vincoli attuali previsti all’Art. 10 dell’Allegato 2 per la cessione del contratto (es. consentendo la cessione parziale dell’obbligo afferente a una porzione della CDP contrattualizzata e anche la cessione per sottoinsiemi temporali inferiori al periodo di consegna).

Con particolare riferimento alla suddetta cessione del contratto di cui all’art. 10, è opportuno specificare che tale facoltà è vincolata, nella proposta in consultazione, ai soli casi in cui il cessionario disponga “di capacità qualificata, e non già impegnata nelle Fasi di mercato relative al periodo di consegna del contratto, sufficiente a soddisfare l’impegno di capacità oggetto di cessione”. Con la proposta eliminazione di tale vincolo, si consentirebbe al soggetto cessionario di disporre di maggiore capacità (la propria e quella dell’operatore cedente) per far fronte ai propri impegni di capacità, in modo da favorire la partecipazione degli operatori titolari di un portafoglio ridotto in una determinata area di mercato, ad oggi particolarmente esposti a rischi di ingenti penali per inadempimento (in caso di indisponibilità accidentali). La facoltà di cessione del contratto - da concepire congiunta alla cessione della delega delle unità qualificate - consente infatti ad un singolo soggetto aggregatore cessionario di utilizzare un più ampio portafoglio di UP, operando la suddetta cessione solo ex post e ai fini della nomina. Pertanto, riteniamo che la cessione del contratto debba essere prevista tra soggetti titolari di capacità qualificata per Mercato della capacità indipendentemente dal fatto che tali soggetti siano titolari anche di capacità già impegnata nelle fasi di mercato.

 

Art. 40 Obblighi relativi a CDP afferente Unità di Produzione

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.

 

Art. 41 Obblighi relativi a CDP afferente UCMC

Riteniamo che la previsione di ottenere l’abilitazione al MSD dell’UCMC entro 18 mesi dall’inizio del periodo di consegna sia eccessivamente stringente. Riteniamo che un periodo massimo di 6 mesi sia sufficiente. È in ogni caso necessario consentire all’operatore di aggiornare l’elenco dei POD sottesi al fine di garantire un portafoglio ampio e diversificato con cui coprire l’impegno di capacità aggiudicata sulle risorse di domanda.

In un’ottica di una parità di trattamento tra le varie tecnologie, andrebbe introdotto un meccanismo di applicazione di penali in caso di mancata abilitazione delle UCMC, analogamente a quanto avviene per le UP non autorizzate.

 

Art. 43 Nomina post asta

Richiediamo di chiarire se con quanto proposto all’art. 43.2 si intende la messa a disposizione delle informazioni post-asta al singolo operatore, oppure la loro pubblicazione ufficiale sul sito web Terna.

 

Art. 45 – Nomina mensile

Relativamente a quanto integrato all’art. 45.3 non riteniamo coerente che:

  • la nomina mensile debba includere in via prioritaria le unità per cui risultano offerte in vendita accettate sulle Piattaforme RR e mFRR;
  • che le quantità accettate in vendita sulle Piattaforme RR e mFRR debbano essere oggetto prioritario di nomina a capienza della Capacità impegnata.

Non è detto che sulle piattaforme europee del bilanciamento Terna sia la controparte commerciale in acquisto dell’energia ivi offerta e quindi non sarebbe corretto applicare un vincolo, quello del mercato della capacità, che nasce invece da un rapporto con Terna.

Discorso analogo vale per quanto previsto al successivo art. 51.4 relativo al corrispettivo variabile da restituire a Terna

 

Articolo 51 – Corrispettivo variabile per le unità di produzione

Riguardo le modifiche all’art. 51.4, richiediamo di chiarire se con “MSD” siano intesi automaticamente MSD ex-ante e MB e che cosa si intende il termine “ridotto” (riferimento a quantità a salire o a scendere).

Accogliamo l’eliminazione della distinzione della tipologia di CDP e l’introduzione della possibilità di ridurre la capacità impegnata su cui si può effettuare la nomina.

Nella revisione dell’algoritmo di calcolo del prezzo di riferimento (art. 51.8) riteniamo che sarebbe opportuno, in tutti i periodi rilevanti in cui Terna non ha acquistato quantità sulla piattaforma RR, escludere il prezzo marginale TERRE dall’algoritmo di calcolo del prezzo di riferimento. Negli altri casi (quando Terna è stata accettata in acquisto), occorrerebbe considerare il prezzo marginale RR/mFRR alla stregua delle offerte accettate su MB includendolo nel percentile o in alternativa escluderlo dal calcolo; infatti la formula riportata nella presente revisione del documento rischierebbe di riflettere nel calcolo del prezzo di riferimento tensioni di mercato contingenti che si possono verificare sulle piattaforme di scambio tra TSO europei e che oltretutto potrebbero  esprimere situazioni di scarsità che riguardano non il mercato italiano ma i mercati esteri interconnessi.

Inoltre, riteniamo opportuno che il prezzo dell’ultima offerta accettata in vendita sul MSD, che ai sensi dell’articolo 8 lettere d) ed e) della Delibera deve essere calcolato escludendo le offerte accettate in vendita a causa della specifica localizzazione, sia riferito al 90° percentile definito in termini di volume (e non di numero) delle offerte accettate in vendita sul MSD e sul MB nell’ora in esame e nella macrozona di bilanciamento.

 

Titolo VI – Inadempimenti

Riteniamo 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 quanto riguarda la nuova proposta del meccanismo per la gestione dell’inadempimento definitivo degli operatori, accogliamo quindi la fissazione di un tetto massimo a cui ammonterebbe la penale in caso di Inadempimento Definitivo, in quanto è utile per dare visibilità rispetto ai rischi di inadempimento per l’operatore. Per quanto riguarda l’implementazione del meccanismo, suggeriamo che il livello di penalità proposto da Terna sia applicato in forma di meccanismo di “stop loss” ossia di un livello di penalità al raggiungimento del quale l’assegnatario non è più tenuto alla restituzione del corrispettivo variabile. In questo modo verrebbe mantenuto l’incentivo ad un rapido rientro in servizio della capacità oggetto di inadempimento limitando al contempo il rischio di un’esposizione per un tempo indefinito alla restituzione del corrispettivo variabile.

In alternativa, sempre al fine di incentivare l’operatore inadempiente a una rapida rimessa in esercizio delle UP che sono temporaneamente indisponibili, proponiamo che venga mantenuto l’obbligo di restituzione del corrispettivo variabile fino alla riallocazione della CDP da parte di Terna, ma fissando un periodo temporale massimo entro cui l’operatore è esposto al corrispettivo variabile a valle della risoluzione definibile nell’ordine dei 4 anni, evitando così che l’impossibilità reiterata nel tempo di riallocare la CDP oggetto di risoluzione si protragga oltre tempistiche ragionevoli.

In ogni caso, sottolineiamo la necessità di valorizzare e rafforzare maggiormente i mercati a valle dell’asta madre, quindi aste di aggiustamento e mercato secondario, in modo da consentire all’operatore di rinegoziare i propri obblighi di capacità ed evitare effetti risolutivi più gravosi, soprattutto sulla capacità nuova.

 

Titolo VII – Disposizioni transitorie e finali

Per quanto riguarda l’art. 72.1 si rimanda alle nostre osservazioni precedenti sul mercato secondario.

Per quanto riguarda l’art. 73.4 chiediamo un chiarimento in merito a un possibile refuso inerente le tempistiche di invio delle dichiarazioni attestanti il conseguimento delle autorizzazioni nei casi di aste madri con un periodo di pianificazione inferiore ai 3 anni. Nel caso in cui le prossime aste dovessero svolgersi entro il 2021, l’art. così formulato porterebbe a una situazione anomala e incoerente in cui la presentazione delle autorizzazioni per la capacità nuova aggiudicata per il periodo di consegna 2025, avendo l’asta un periodo di pianificazione superiore ai 3 anni e trovando applicazione le tempistiche di 24 mesi previste dall’art. 40.10, dovrebbe avvenire entro il 31 dicembre 2022, quindi prima della presentazione delle autorizzazioni per il periodo di consegna 2024, che dovrebbe avvenire entro il 30 giugno 2023.

Una possibile soluzione correttiva potrebbe essere quella di applicare le disposizioni dell’articolo con riferimento alle aste madri aventi un periodo di pianificazione inferiore a 4 anni, invece che i 3 come attualmente previsto.

Inoltre, come espresso in premessa, accogliamo positivamente le proposte di cui alla presente consultazione per la presentazione delle autorizzazioni per la capacità nuova e lo slittamento del periodo di consegna.

 

Allegato 4 - Livelli standard efficienti di indisponibilità

Riteniamo che tutte le indisponibilità programmate di tipo annuale, on demand e occasionale (di cui all’articolo 3.7.2.2 del Codice di rete di Terna) dovrebbero essere prese in considerazione nel determinare il parametro ?????????????? utilizzato nel calcolo della capacità esonerabile dagli obblighi di offerta per manutenzioni programmate approvate da Terna. Elettricità Futura accoglie quindi con favore le modifiche introdotte nell’Allegato 4 con l’aggiunta del riferimento esplicito alle indisponibilità occasionali per la determinazione degli indicatori annuale e triennale di livello di indisponibilità programmata (Iannuale e Itriennale). Richiediamo tuttavia che sia facoltà dell’operatore scegliere o meno che un’indisponibilità programmata sia considerata per il calcolo dei suddetti indicatori.

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