Il mercato a termine della capacità di generazione elettrica

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  • 1. Il mercato a termine della capacità di generazione elettrica DCO 10/09 e DCO 9/10 Direzione Mercati – Unità Mercati all’Ingrosso e Concorrenza Seminario AEEG-DMEG Milano - 25 giugno 2010 1
  • 2. PRESUPPOSTI SCHEMA DELLA PROPOSTA IMPLICAZIONI OBBLIGHI DELLE PARTI GESTIONE DEI RISCHI 2
  • 3. DECRETO LEGISLATIVO 379/2003 Adozione di un sistema transitorio di remunerazione della capacità di generazione (capacity payment), tuttora in vigore Previsione di un sistema a regime - Basato su meccanismi concorrenziali, trasparenti, non discriminatori, non distorsivi per il mercato e orientati a minimizzare gli oneri per i consumatori Procedura per l’implementazione del sistema a regime - AEEG: definizione dei criteri e delle condizioni - Terna (Gestore): elaborazione della proposta operativa - MSE: valutazione e approvazione della proposta, sentita l’AEEG 3
  • 4. FALLIMENTI DEL MERCATO IN TEMA DI ADEGUATEZZA Informazioni incomplete e distribuite in modo asimmetrico - Complessità per il produttore di prevedere l’evoluzione della domanda e la quantità complessiva di capacità disponibile sul mercato dal momento dell’entrata in esercizio dei propri investimenti - Difficoltà per i produttori di coordinare i propri investimenti con quelli dei concorrenti - Incertezze circa lo sviluppo delle infrastrutture di trasporto Andamento ciclico degli investimenti, dovuto al ritardo temporale tra i segnali di sottocapacità (sovracapacità) forniti dal mercato e la modifica effettiva della capacità disponibile Necessità di un intervento regolatorio 4
  • 5. CRITICITÀ DEL SISTEMA TRANSITORIO Scarsa correlazione tra remunerazione e grado di scarsità dell’offerta registrata nel mercato - Ore critiche individuate ex ante Assenza di penalizzazioni per gli operatori che non rendono effettivamente disponibile la capacità produttiva promessa - L’incentivo a rendere disponibile la capacità produttiva nei momenti di maggiore criticità è pertanto quasi esclusivamente demandato al segnale di prezzo fornito dai mercati dell’energia Transitorietà del meccanismo - Impossibilità di prevedere con ragionevole certezza la remunerazione su un orizzonte di lungo periodo 5
  • 6. OBIETTIVI DEL SISTEMA A REGIME (1/2) Adeguatezza della capacità di generazione elettrica, minimizzando gli oneri per i consumatori - Copertura della domanda attesa di energia elettrica in sicurezza e con adeguati livelli di qualità - Tema prioritario se si tiene conto delle singole combinazioni zona- ora e dei tempi per la realizzazione degli investimenti Inizialmente, assicurare la capacità necessaria, senza indurre un apprezzabile cambio degli scenari sulla base dei quali gli operatori hanno realizzato la capacità esistente - Puntando soprattutto su una struttura di costi tipica delle tecnologie caratterizzate da contenuti costi fissi ed elevati costi variabili 6
  • 7. OBIETTIVI DEL SISTEMA A REGIME (2/2) Successivamente, orientare gradualmente l’evoluzione della composizione del parco di generazione - Per diversificare le fonti e rendere più efficiente il parco - Avendo comunque cura di non causare una modificazione repentina degli scenari - A valle di una valutazione attenta del funzionamento del meccanismo nei primi anni di implementazione Fornire agli operatori segnali di prezzo su scadenze coerenti con qualsiasi tipologia di investimento in capacità generativa - Così da agevolare anche investimenti caratterizzati da elevati costi fissi e significativi periodi di ammortamento e di recupero del capitale - Rinvio a DCO 27.08 (copertura di lungo periodo) 7
  • 8. PRESUPPOSTI SCHEMA DELLA PROPOSTA IMPLICAZIONI OBBLIGHI DELLE PARTI GESTIONE DEI RISCHI 8
  • 9. PROPOSTA SUL SISTEMA A REGIME (1/2) Capacità-obiettivo definita dal Gestore - Su orizzonte pluriennale e aggiornata annualmente - Soggetta ad approvazione - Al lordo dei contratti bilaterali Approvvigionamento di capacità mediante la stipula di contratti di opzione tra il Gestore e i produttori - Per una quantità complessiva massima corrispondente all’obiettivo - In cambio di un premio, la controparte del Gestore si impegna a pagare al Gestore l’eventuale differenza positiva tra il prezzo di riferimento e il prezzo di esercizio stabilito nel contratto - Prezzo di riferimento espressione del mercato a pronti (rinvio) 9
  • 10. PROPOSTA SUL SISTEMA A REGIME (2/2) Con una procedura competitiva si stabilisce il premio e si individua la controparte del Gestore per ciascun contratto - SMP vs. PAB, mono-sessione vs. multi-sessione Prezzo di esercizio fisso o indicizzato - Comunque indicizzato su scadenze pluriennali Limiti alla capacità che può essere acquisita ogni anno dal Gestore rispetto a ciascuna scadenza (rinvio) - Per preservare la contendibilità del mercato, specialmente nel caso di contratti con prezzo di esercizio contenuto Mercato secondario regolato - Ammesso, a determinate condizioni, il trasferimento, parziale o integrale, della posizione a terzi Transizione graduale 10
  • 11. PREZZO DI RIFERIMENTO (1/2) MGP offerta presentata e accettata Y P zonale MGP (anche a P>Pstrike) N offerta presentata a P<=Pstrike Y Pstrike (anche se non accettata) MSD N offerta presentata a P>Pstrike Y Pofferto e accettata N offerta non presentata o presentata P zonale MGP max su MSD a P>Pstrike e non accettata PMSD ultima accettata 11
  • 12. PREZZO DI RIFERIMENTO (2/2) La controparte del Gestore può rendere disponibile la capacità concordata offrendo su MGP e/o su MSD - MSD rileva poiché l’adeguatezza richiede anche l’approvvigionamento di capacità di riserva La configurazione del prezzo di riferimento - incentiva a rendere disponibile la capacità sin dal MGP, in quanto il soddisfacimento della domanda di energia elettrica è considerato prioritario - penalizza gli operatori che non rendono disponibile la capacità concordata o che presentano offerte a prezzi superiori al prezzo di esercizio 12
  • 13. ESEMPIO DI APPROVVIGIONAMENTO DI CAPACITÀ 100% 80% % obiettivo 60% 40% 20% 0% t+1 t+2 t+3 t+4 t+5 t+6 t+7 t+8 t+9 t+10 t+11 t+12 t+13 Tempo t t+1 t+2 t+3 t+4 t+5 t+6 t+7 t+8 t+9 t+10 Anno di stipula 13
  • 14. PRESUPPOSTI SCHEMA DELLA PROPOSTA IMPLICAZIONI OBBLIGHI DELLE PARTI GESTIONE DEI RISCHI 14
  • 15. PRINCIPALI EFFETTI DEL SISTEMA PROPOSTO (1/2) Incentiva a rendere disponibile la capacità proprio nelle ore e nelle zone in cui serve al sistema elettrico Non distorce il mercato - Rispetto all’adeguatezza, il mercato a pronti è uno strumento e non il fine - Il meccanismo proposto è uno strumento di mercato, fondato sul mercato a pronti e più adatto di quest’ultimo a perseguire l’obiettivo dell’adeguatezza - Partecipazione volontaria al mercato della capacità - Non impone vincoli in sede di stipula di bilaterali 15
  • 16. PRINCIPALI EFFETTI DEL SISTEMA PROPOSTO (2/2) Tende a ridurre i picchi di prezzo del mercato a pronti e, di conseguenza, del mercato a termine - A condizione che i picchi non siano spiegati dai fondamentali Ai produttori conviene essere controparte del Gestore, in quanto ciò consente loro di ottenere il premio I produttori incumbent sono soggetti alla pressione competitiva dei produttori potenziali che rispettano i requisiti previsti dal sistema di garanzia 16
  • 17. PRESUPPOSTI SCHEMA DELLA PROPOSTA IMPLICAZIONI OBBLIGHI DELLE PARTI GESTIONE DEI RISCHI 17
  • 18. ATTIVITÀ DEL GESTORE Svolgimento da parte del Gestore delle attività seguenti - Gestione delle congestioni, sviluppo della RTN e delle connessioni alla stessa - Definizione della capacità-obiettivo, elaborazione della proposta operativa del sistema a regime (programmi di allocazione dei contratti, descrizione dei prodotti da sottoporre a procedura competitiva, schemi contrattuali e disciplinari d’asta) e pagamento del premio Riduzione dei costi di transazione, ma rischio di condotte opportunistiche (es. sovrastima della capacità-obiettivo) Accentuare il grado di trasparenza del Gestore Introdurre uno specifico meccanismo incentivante 18
  • 19. OBBLIGHI DELLE CONTROPARTI DEL GESTORE Pagamento dell’eventuale differenza positiva tra il prezzo di riferimento e il prezzo di esercizio - Da valutare se escludere dall’obbligo la parte oggetto di bilaterali Per la capacità di nuova realizzazione, rispetto di un cronoprogramma riguardante - L’acquisizione degli atti amministrativi per la costruzione e l’esercizio della capacità oggetto del contratto di opzione - La progettazione e la realizzazione della suddetta capacità e della relativa connessione alla rete Per la capacità già realizzata, conformità a standard tecnici comprovanti il mantenimento in efficienza Possesso dei requisiti previsti dal sistema di garanzie (rinvio) 19
  • 20. PRESUPPOSTI SCHEMA DELLA PROPOSTA IMPLICAZIONI OBBLIGHI DELLE PARTI GESTIONE DEI RISCHI 20
  • 21. RISCHIO DI CONTROPARTE (1/2) Possibili elementi del sistema di garanzie - Requisiti (es. di patrimonializzazione) per la partecipazione alla procedura competitiva - Rateizzazione del pagamento del premio - Struttura a cascata dei contratti di opzione - Margini di garanzia - Fondo di garanzia In caso di inadempimento temporaneo - Attivazione della procedura sanzionatoria (rinvio) - Utilizzo dei margini versati dal soggetto inadempiente 21
  • 22. RISCHIO DI CONTROPARTE (2/2) Sanzioni (D.Lgs. 379/2003) - Irrogate dall’AEEG, su segnalazione del Gestore, tra 25.000 e 50.000 €/MW - Sospensione della remunerazione nei casi di maggiore gravità e di reiterazione della violazione - Non sostitutive degli obblighi contrattuali In aggiunta, in caso di inadempimento definitivo - Recupero delle rate del premio già versate - Trasferimento della posizione al Gestore - Per far fronte alle obbligazioni connesse alla posizione trasferita, utilizzo, nell’ordine, dei margini residui, della quota resa disponibile dallo stesso per la costituzione del fondo di garanzia e della parte residua del fondo di garanzia 22
  • 23. RISCHI DI FORZA MAGGIORE E FATTO DI TERZI Allocazione in capo alle controparti del Gestore, essendo i soggetti più adatti a gestire questi rischi - Il fatto di terzi o la forza maggiore rilevano ai fini della valutazione della gravità dell’inadempimento e della riduzione delle sanzioni, ma non per sollevare la controparte del Gestore dall’obbligo di pagare l’eventuale differenziale positivo tra il prezzo di riferimento e il prezzo di esercizio dell’opzione Una fattispecie tipica è rappresentata dal rischio autorizzativo - Per attenuarlo, impegno di capacità riferito a macroaree geografiche più ampie delle zone utilizzate nel mercato elettrico 23
  • 24. mercati@autorita.energia.it 24