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Area Energia Elettrica

Quadro normativo/regolatorio

VIRTUAL POWER PLANT IN SARDEGNA

La Legge Sviluppo, con l'obiettivo di incrementare la concorrenza nella zona di mercato "Sardegna", ha previsto una procedura di cessione virtuale di capacità produttiva.
Al fine di dare attuazione al disposto legislativo, il Ministero dello Sviluppo Economico ha stabilito la durata di cinque anni e l'ampiezza del programma (25% del fabbisogno zonale).
A seguito di tali orientamenti, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas ha emanato lo scorso agosto la delibera ARG/elt 115/09 con la quale ha individuato puntualmente i soggetti cedenti e ha stabilito gli strumenti da adottare nella procedura, i criteri per la definizione delle aste per la cessione della capacità interessata e le condizioni per la partecipazione.
Gli esiti della procedura hanno registrato un'assegnazione di bande di capacità produttiva baseload di Enel per un totale di 220 MW nel 2010 e 23 MW nel 2010-2014. Anche E.On ha assegnato tutta la capacità produttiva virtuale di energia elettrica messa all'asta: nel dettaglio, per il 2010, sono stati assegnati a 12 operatori tutte le 27 bande disponibili per un totale di 135 MW mentre sono state assegnate a due operatori le 3 bande messe all'asta per il 2010-2014 per un totale di 15 MW.

SVILUPPO INFRASTRUTTURE DI RETE

I principali interventi legislativi che hanno riguardato il settore elettrico durante il 2009-10 hanno avuto un impatto rilevante sulla disciplina delle infrastrutture.
In particolare, la Legge Sviluppo ha introdotto delle norme di semplificazione in tema di autorizzazione prevedendo, tra le altre cose, l'autorizzazione unica per la realizzazione degli elettrodotti.

Relativamente al potenziamento dei collegamenti con l'estero, è stato previsto che TERNA programmi e realizzi nuove infrastrutture (c.s. interconnectors) fino ad ottenere un incremento di 2000 MW della capacità di interconnessione. Tali interventi dovranno essere realizzati anche attraverso il finanziamento da parte di soggetti privati (clienti finali energivori) selezionati a valle di procedure concorsuali indette dal Gestore della Rete.
La procedura prevede che i soggetti privati (solo industriali energivori) che si aggiudicano il diritto al pieno utilizzo delle linee in deroga al principio di accesso di terzi, usufruiscano dei benefici che deriveranno dall'effettiva entrata in esercizio delle nuove infrastrutture anche nelle more della loro realizzazione, attraverso un meccanismo di interconnector virtuale.

A tal proposito è previsto che operatori shipper si assumano l'obbligo di prendere in consegna l'energia nel Paese di provenienza e di riconsegnarla al cliente energivoro in Italia. Tali shipper vengono a loro volta selezionati, sulle varie frontiere, attraverso una procedura concorsuale in base ai prezzi di fornitura dell'energia: per l'anno 2010 gli esiti della procedura registrano che la totalità della capacità di interconnector è stata allocata tra Germania e Francia (in particolare, sono stati assegnati 1.966 MW per la Germania e 34 MW per la Francia).

Il Decreto legge c.d. Salva-Alcoa, inoltre, ha previsto un incremento della quota di interconnessione assegnabile (ulteriori 500 MW) che interessa esclusivamente la frontiera austriaca e la possibilità di rimettere all'asta le quote non assegnate nella precedente procedura concorrenziale.

Sul piano dello sviluppo della rete interna, invece, la Legge Anticrisi, al fine di superare la fase di stallo che caratterizza molti investimenti programmati, ha previsto, per individuati interventi di particolare urgenza, mezzi e poteri straordinari per il compimento della fase autorizzativa (commissariamenti). E' utile osservare che l'attività dei commissari interverrà solo nelle ipotesi in cui le Amministrazioni competenti non abbiano rispettato i termini legali per il rilascio delle autorizzazioni e per l'effettiva realizzazione degli interventi.

SISTEMA "EMISSION TRADING": Rimborsi attesi per mancata assegnazione quote Emission trading system (ETS)

Con delibera n. 9/10 il Ministero dell'Ambiente ha completato l'assegnazione della riserva dedicata agli impianti "nuovi entranti" per il periodo 2008-2012: vista la sproporzione tra il fabbisogno di quote dei nuovi impianti e la capienza della riserva, l'impianto di COGEN Imola non si è visto riconoscere la totalità delle quote ad esso spettanti.

Il Decreto Legge 20 maggio 2010, n. 72 ha introdotto un meccanismo di rimborso per le quote non assegnate, quote che i gestori di impianti considerati nuovi entranti dovranno provvedere ad acquistare sul mercato. Entro il 31 marzo di ciascun anno, l'Autorità deve definire i crediti spettanti agli aventi diritto sulla base del fabbisogno determinato dal Comitato per l'attuazione e la gestione della Direttiva 2003/87/CE. La misura introdotta prevede che il rimborso delle somme corrispondenti ai suddetti crediti avvenga nei limiti dei proventi delle aste per l'attribuzione a titolo oneroso delle quote per il periodo 2013-2020.

In base all'assegnazione avvenuta si stima che l'impianto di COGEN Imola risulti creditore dell'equivalente di 249.716 quote che andranno soggette al meccanismo di rimborso per l'anno 2010. Per i rimanenti periodi il credito ammonta a 249.716 quote.

In ottemperanza a quanto previsto dal Legislatore, l'Autorità ha emanato la Delibera ARG/elt 117/10 con la quale ha definito i criteri per la determinazione del valore da riconoscere a ciascuna quota di emissione non assegnata: tale valore viene stabilito in base alle medie aritmetiche annuali dei prezzi giornalieri dei titoli EUA nei diversi mercati europei proporzionalmente ai volumi complessivamente scambiati in ciascun anno sui medesimi mercati. La quantificazione definitiva del credito spettante è pari al prodotto del valore stabilito dall'Autorità per il numero delle quote spettanti a ciascun impianto nuovo entrante non assegnatario comunicate dal Comitato.

In applicazione di tale criterio l'Autorità recentemente, con Delibera ARG/elt 194/10 ha riconosciuto a COGEN Imola, per l'anno 2009, un credito pari 1.022 Keuro per le 74.538 quote di cui è titolare.

Riforma del mercato elettrico (c.d. d.l. anticrisi)

A fine novembre 2008, il Governo ha emanato il Decreto Legge n. 185 del 29/11/2008 (recante "Misure urgenti per il sostegno a famiglie, lavoro, occupazione e impresa e per ridisegnare in funzione anti-crisi il quadro strategico nazionale") che prevede, tra le altre cose, una serie di innovazioni incidenti sul funzionamento del mercato elettrico.
I principali contenuti della riforma consistono in:

  • istituzione di un mercato infragiornaliero dell'energia con contrattazione continua integrato con il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (di seguito MSD) ed in sostituzione dell'attuale mercato di aggiustamento;
  • riforma del funzionamento del MSD in base a criteri di trasparenza ed efficienza economica nella selezione delle risorse da attuarsi con criterio di merito economico. Viene, inoltre, promossa l'incentivazione della riduzione dei costi sopportati dal Gestore anche attraverso la contrattazione a termine dei servizi resi. E' infine stabilito che, in particolari situazioni di congestioni di rete o di pericolo per la sicurezza del sistema, siano previsti possibili interventi da parte dell'Autorità che può dichiarare essenziali per la fornitura dei servizi di dispacciamento alcuni impianti puntualmente individuati;
  • riesame del meccanismo di formulazione del prezzo dell'energia sul Mercato del Giorno Prima (di seguito MGP) da definirsi in base a criterio di merito economico (tale revisione è da attuarsi a valle delle modifiche inerenti il mercato infragiornaliero e la sua integrazione con il MSD);
  • pubblicazione da parte del GME delle offerte presentate su MGP entro 7 giorni e dei dati sulle indisponibilità delle reti e degli impianti con cadenza mensile, fatti salvi i casi regolati dalle Autorità;
  • promozione dell'ampliamento dei mercati a termine fisici e finanziari dell'energia con lo sviluppo di nuovi prodotti, anche di lungo termine;
  • previsione che entro 24 mesi il MSE, su proposta di Terna, possa suddividere la Rete di Trasmissione Nazionale in non più di tre macrozone;
  • previsione della possibilità per il MSE, sentita l'Autorità, di intervenire con misure temporanee per la promozione della concorrenza in zone dove si possano riscontrare comportamenti anomali dei mercati.
 

Secondo quanto previsto dalla legge 2/2009, lo scorso 29 aprile, il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato un decreto attuativo che fornisce gli indirizzi per la riforma della disciplina del mercato elettrico e fissa i tempi di attuazione degli interventi per gli enti a ciò preposti. Il decreto ministeriale ha stabilito, tra l’altro:

  • la sostituzione del mercato di aggiustamento con un mercato infragiornaliero articolato in due o più sessioni a partire dal novembre 2009 e la sua integrazione con il mercato dei servizi di dispacciamento a partire dal 2011;
  • una nuova articolazione del mercato dei servizi di dispacciamento, in base alle tipologie di servizi offerti, a partire dal gennaio 2010;
  • l’evoluzione dei mercati a termine (MTE), con maggiore articolazione dei prodotti quotati, a partire dal gennaio 2010.
 

Lo stesso provvedimento rimanda la valutazione dell’opportunità di modifica delle regole di formazione su MGP ad aprile 2012, a conclusione del processo di riforma e della successiva analisi sulla sua efficacia.

Allo stato attuale la riforma del mercato delineata ha visto l’introduzione del mercato infragiornaliero, (la cui prima seduta si è svolta il 31 ottobre scorso con giorno di flusso 1 novembre) in sostituzione del mercato di aggiustamento. Tale mercato, che consente agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti in MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita, si svolge in due distinte sessioni.

Contestualmente, per quanto attiene alla riforma del MSD, Terna ha approvato alcune modifiche del Codice di Rete in vigore dal 1 gennaio 2010. Tra le principali novità che incidono sulle regole del dispacciamento si annovera in particolare:

  • possibilità di presentare un’offerta esplicita per lo spegnimento;
  • possibilità di formulare un prezzo differenziato per la riserva secondaria rispetto a quello relativo agli altri servizi;
  • possibilità di presentare offerte differenziate per ciascuna ora del giorno;
  • modifica dei vincoli per la permanenza in servizio;
  • possibilità di modificare nelle sessioni successive le offerte già presentate (solo a ribasso).
 

A partire dal 1° gennaio 2011 le disposizioni che prevedono l’integrazione tra il mercato infragiornaliero e il MSD trovano applicazione attraverso la revisione del Codice di Rete che prevede:

  • l’introduzione di alcune sessioni del mercato infragiornaliero che si svolgono nel giorno di consegna;
  • l’articolazione del MSD ex ante in sottofasi che si svolgono a valle di ciascuna sessione del mercato infragiornaliero; 
  • alcune modifiche non direttamente connesse alla riforma come, ad esempio, la revisione delle ore di minima permanenza in servizio e l’introduzione della remunerazione esplicita per il servizio di accensione.
 

A questo punto, ai fini del completamento della riforma tracciata dal Legislatore, rimane la revisione dei criteri di formazione del prezzo; la proposta su cui il Ministero dello Sviluppo Economico sta lavorando consiste nel passaggio dal System Marginal Price al Pay As Bid, ma è ancora considerata eventuale.

Per gli impianti che entreranno in esercizio fino al 31 dicembre 2012, rimarranno in vigore gli attuali strumenti di incentivazione con l’attribuzione, a secondo della taglia dell’impianto, di CV o tariffe omnicomprensive ai vigenti livelli/fattori moltiplicativi. Successivamente al 2012, è previsto il passaggio generalizzato ad un sistema tariffato di tipo feed-in con una differenziazione dei meccanismi di sostegno in base alla potenza dell’impianto:

  • per gli impianti con potenza nominale non superiore a 5 MW e per gli impianti di qualunque taglia alimentati da biogas, bioliquidi sostenibili, biomasse il livello di incentivazione è fissato per legge attraverso l’applicazione di una tariffa costante per tutto il periodo di diritto pari alla vita media utile convenzionale delle specifiche tipologie di impianto (esso decorre dalla data di entrata in esercizio dello stesso);
  • per gli impianti con potenza nominale superiore a 5 MW il Ministero dello Sviluppo Economico stabilisce un contingente di potenza da installare per ciascuna fonte o tipologia di impianto e l’incentivo viene riconosciuto attraverso un sistema di aste a ribasso gestito dal Gestore Servizi energetici (GSE). Il livello dell’incentivo è fissato in base all’esito delle aste: in sostanza, i produttori competono per l’assegnazione di un premio tariffario ai progetti in sviluppo.
 

Per quanto attiene la gestione del periodo di transizione dal vecchio al nuovo sistema di incentivazione, lo schema di decreto prevede la sopravvivenza del meccanismo dei Certificati Verdi fino al 2015 per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e sostenuti attraverso questo strumento. Nell’ambito del meccanismo Certificati Verdi, fino al 2012, la quota d’obbligo a carico della produzione termoelettrica è quella fissata dalla Legge Finanziaria del 2008 che ha stabilito un regime di incremento annuale della quota di 0,75 punti percentuali (l’obbligo passa quindi al 6.8% nel 2011 e al 7.55% nel 2012), per riassorbirsi linearmente dal 2012 in poi fino ad annullarsi nel 2015.

Il funzionamento del meccanismo di passaggio, infine, prevede un ritiro annuale dei certificati invenduti, rilasciati per la produzione rinnovabile dal 2011 al 2015, da parte del GSE. Il prezzo di ritiro è posto pari al 70% del prezzo applicato dal GSE per la cessione dei propri certificati verdi.

Fatti di rilievo

OTTIMIZZAZIONE ASSET E PARTECIPAZIONE AL MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO

Nel corso del 2010 l’attività di Ottimizzazione degli impianti di Teverola e Sparanise ed il loro impiego sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento è stata fonte di notevoli soddisfazione. La possibilità di vendere a termine nel 2009 tutta la produzione attesa per il 2010 ha reso poi possibile, in una situazione di mercato con prezzi di Borsa inferiori per un elevato numero di ore ai costi di produzione,  la messa in atto, nel corso del 2010, di  sistematici interventi di ottimizzazione (spegnimento degli impianti ed acquisto dell’energia elettrica necessaria in borsa).

Notevoli soddisfazioni sono state tratte da questo tipo di esercizio anche sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento

 COSTRUZIONE PORTAFOGLIO FONTI PER  LA VENDITA 2011 DI HERA COMM

Nel corso dei mesi di settembre ed ottobre si è provveduto a confezionare il Portafoglio Fonti per l’attività commerciale di Hera Comm, utilizzando l’energia elettrica prodotta dagli impianti di Teverola, Sparanise, COGEN Imola, parte di quella prodotta da Tirreno Power, acquisti effettuati su piattaforma Over the counter (OTC) in corso d’anno ed un contratto bilaterale finalizzato con ENI Gas & Power. A fine anno è stato inoltre rinegoziato per il 2010 il contratto di lungo termine in essere con ALPIQ.

ACQUISIZIONE DIRITTI DI TRASMISSIONE PER IMPORT/EXPORT DAI PAESI CONFINANTI

Nel mese di dicembre Hera Trading ha partecipato alle aste organizzate dai gestori delle reti di trasmissione (Terna, RTE, APG, Swissgrid, ecc.) per l’assegnazione dei diritti fisici di trasmissione transfrontaliera di energia elettrica sulle frontiere con Francia, Svizzera e Austria, risultando assegnataria per 15 MW annuali in import e 5 MW annuali in export sulla frontiera italo-francese e per 5 MW annuali in import e 10 MW annuali in export sulla frontiera italo-austriaca.

SVILUPPO PROGETTO TAMARETE

In collaborazione con Business Development di Holding, è stata completata la  negoziazione con i partner delle condizioni contrattuali che regoleranno l’esercizio tecnico-commerciale dell’impianto termoelettrico di TAMARETE in fase di realizzazione ad Ortona

GESTIONE DEL RISCHIO

Anche nel 2010, la gestione operativa del rischio commodity e cambio, è stata effettuata in un’ottica di “copertura”, tesa a fissare i margini previsti a Budget delle operazioni commerciali effettuate nell’area Gas ed Energia Elettrica sia da Hera Trading che da Hera Comm.

Dal punto di vista organizzativo, l’attività è centralizzata in un’unica funzione (Gestione Rischio), allocata in Area Gas, relativamente alle esigenze di copertura lato combustibili e cambio, in area Energia Elettrica (Mercato) per le coperture relative a contratti di elettricità non indicizzati a combustibili.

Tale approccio, basato da un lato sulla creazione di un Portafoglio di Concentrazione Combustibili, dall’altro di un portafoglio di Concentrazione/Trading energia elettrica, senza generare duplicazione di competenze, ha consentito una gestione unitaria dei rischi omogenei delle due società e, relativamente al primo portafoglio, basandosi sulla copertura per masse anziché per formule, ha consentito il conseguimento di indubbi vantaggi quali:

  • Raggiungimento di livelli di copertura più elevati;
  • Eliminazione del vincolo sul volume minimo copribile;
  • Ottimizzazione dei costi per il minor ricorso al mercato attraverso il netting delle posizioni dei singoli contratti e delle posizioni generate dalle aree  Gas ed Energia Elettrica;
  • Maggiore flessibilità nella valutazione di contratti di approvvigionamento con formule di indicizzazione fuori standard;
  • Maggiore flessibilità nella strutturazione dell’offerta, con possibilità di proporre/quotare formule di indicizzazione diverse da quelle presenti nei portafogli acquisti;
  • Maggiore visibilità dei prezzi OTC delle commodity.
 

L’attività svolta nell’ambito del Portafoglio Concentrazione, basata su strumenti di finanza derivata, ancorché effettuata esclusivamente con finalità di copertura, non soddisfa i requisiti previsti dallo IAS 39 per l’applicazione dell’Hedge Accounting. Ne consegue che il risultato maturato ed il valore prospettico dei derivati in portafoglio sono ricompresi nel risultato operativo dell’Area Gas.

A partire dal gennaio 2010 è divenuta pienamente operativa la Policy di Controllo e Gestione del Credito al fine di controllare anche  tale rischio che, in concomitanza con la sopraggiunta crisi economica, ha assunto grande rilevanza.

Tale Policy, definita in collaborazione con la Funzione Risk Control di Hera Spa è stata approvata  dal Comitato Rischi Energetici in data 1 dicembre 2009.

 
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