Il mercato della capacità è uno strumento essenziale di accompagnamento della transizione energetica, il cui obiettivo è quello di garantire l'adeguatezza del sistema elettrico secondo gli standard definiti dalle Autorità italiane a fronte di una sempre maggiore penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili necessaria al raggiungimento degli obiettivi climatici nazionali ed europei.
Per questi motivi, Elettricità Futura riconosce l’importanza dello studio di Terna sullo standard di adeguatezza (RS) e sulle relative variabili determinanti VOLL (Value of Lost Load) e CONE (Cost of New Entry) al fine di ottemperare agli adempimenti previsti dal Regolamento UE 943/2019 per il proseguimento nell’applicazione del mercato della capacità e il consolidamento delle analisi di adeguatezza che giustificano l’implementazione del meccanismo.
Dall’analisi del documento si rilevano però due criticità inerenti all’approccio usato per la definizione del CONE: un basso livello di trasparenza nella messa a disposizione dei dati di dettaglio utilizzati per il calcolo dei valori di CONE e l’inadempienza con le disposizioni previste nella metodologia europea proposta da ENTSO-E, e adottata da ACER con la decisione 23/2020, e nella Delibera ARERA 507/2020/R/eel.
Visualizza il testo integrale delle osservazioni, che include gli aspetti di dettaglio.
Osservazioni generali
Il mercato della capacità è uno strumento essenziale di accompagnamento della transizione energetica, il cui obiettivo è quello di garantire l'adeguatezza del sistema elettrico secondo gli standard definiti dalle Autorità italiane a fronte di una sempre maggiore penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili necessaria al raggiungimento degli obiettivi climatici nazionali ed europei.
Per questi motivi, riconosciamo l’importanza dello studio di Terna sullo standard di adeguatezza (RS) e sulle relative variabili determinanti VOLL (Value of Lost Load) e CONE (Cost of New Entry) al fine di ottemperare agli adempimenti previsti dal Regolamento UE 943/2019 per il proseguimento nell’applicazione del mercato della capacità e il consolidamento delle analisi di adeguatezza che giustificano l’implementazione del meccanismo.
Dall’analisi del documento rileviamo però due criticità inerenti all’approccio usato per la definizione del CONE, che affrontiamo nelle osservazioni di dettaglio: un basso livello di trasparenza nella messa a disposizione dei dati di dettaglio utilizzati per il calcolo dei valori di CONE e l’inadempienza con le disposizioni previste nella metodologia europea proposta da ENTSO-E, e adottata da ACER con la decisione 23/2020, e nella Delibera ARERA 507/2020/R/eel.
Osservazioni di dettaglio
Definizione del parametro CONE
Al paragrafo 6.3 dello studio si sottolinea che, per tutte le tecnologie di riferimento, è stato adottato un valore di WACC pari al 5,6%, corrispondente al tasso di remunerazione per la trasmissione dell’energia elettrica per il periodo 2019-2021 calcolato secondo i criteri del TIWACC. Pur comprendendo la scelta di Terna di ricorrere a uno dei valori di WACC, quello per il servizio di trasmissione elettrica, già previsti dalla regolazione perché ritenuto idoneo ai fini dello studio, evidenziamo però che tale previsione non è conforme né alla metodologia ENTSO-E né a quanto previsto da ARERA nella Delibera 507/2020/R/eel.
In primo luogo, infatti, l’art. 14 della metodologia ENTSO-E prevede che il WACC corrisponda al tasso di remunerazione del capitale per un operatore privato che investe nella tecnologia di riferimento (“the WACC […] should be applicable for a rational private investor investing in the reference technology. It shall represent the minimum rate of return required by fund providers (shareholders and/or creditors) to finance investment in the reference technology in the considered geographic area and shall be based on transparent market data”). Le linee guida per la stima del WACC contenute nell’Annex 2 alla metodologia riflettono questo principio. Secondo queste disposizioni, non risulta accettabile la decisione di Terna di assumere un valore di WACC corrispondente al tasso di remunerazione per la trasmissione dell’energia elettrica.
In secondo luogo, la Delibera 507/2020/R/eel prevede che Terna adotti una o più ipotesi di remunerazione del capitale costruite, per almeno una di esse, applicando la formula suggerita nell’Annex 2 della metodologia ENTSO-E. Inoltre, con la Delibera 363/2019/R/eel, relativa ai parametri economici delle procedure concorsuali del mercato della capacità per gli anni di consegna 2022 e 2023, l’ARERA ha ritenuto opportuno adottare come riferimento, seppur riducendolo, il valore di tasso di remunerazione del capitale utilizzato per gli impianti essenziali.
L’adozione del WACC previsto per la trasmissione dell’energia elettrica non risulta quindi né condivisibile né conforme alla metodologia europea ed alle indicazioni di ARERA. Oltre a ottemperare a quanto previsto dalla metodologia europea e alla Delibera 507/2020/R/eel, riteniamo che la soluzione corretta sarebbe quella di identificare, previo apposito provvedimento del Regolatore, un valore di WACC apposito per la generazione di energia elettrica.
La Delibera 507/2020/R/eel prevede inoltre che, sempre in relazione alla definizione del CONE Terna fornisca il dettaglio dei costi fissi di investimento, dei costi fissi annuali di capitale e dei costi fissi operativi per anno (diversi dall’ammortamento), evidenziando il valore delle singole voci di costo considerate. Inoltre, i costi fissi operativi devono includere anche gli ulteriori costi, rispetto alle voci previste dalla metodologia ENTSO-E, che caratterizzano il sistema italiano. Anche la metodologia di ENTSO-E prevede la pubblicazione di una serie di elementi da parte dell’ente designato per il calcolo del WACC. In particolare, l’art. 17.2 prevede che, al fine di garantire che la metodologia di calcolo del CONE sia basata sulla trasparenza e su criteri oggettivi e verificabili, l’ente designato debba rispettare degli specifici requisiti di trasparenza e pubblicare almeno una serie di informazioni (tra cui, ad esempio, i costi dei combustibili, il prezzo di emissione della CO2, le caratteristiche tecniche di cui all’art.11 per ciascuna tecnologia di riferimento). Diversamente da quanto indicato da ENTSO-E/ACER e richiesto da ARERA, la proposta di Terna non fornisce il dettaglio delle voci di costo considerate e le altre informazioni prima elencate, limitandosi invece a indicare le fonti utilizzate, senza però includere le voci di costo specifiche per il sistema elettrico italiano. Inoltre, rispetto alla metodologia di ENTSO-E (che riporta i passaggi puntuali del calcolo del CONE), la proposta di Terna si limita a riportare le fonti utilizzate e il risultato dell’analisi delle diverse tecnologie di riferimento.
In merito alla Tabella 9, esprimiamo delle perplessità sui valori indicati per i costi fissi annuali OCGT e CCGT in quanto, a nostro avviso, i valori riportati sottostimano i reali costi degli impianti. Più nel dettaglio, il valore di 15.000 €/MW/anno definito per i costi fissi operativi annui per MW (esclusa la quota di ammortamento) della capacità nuova di generazione di tipo ciclo combinato non è realmente rappresentativo di questa tecnologia impiantistica in quanto è essenziale considerare anche la voce di costo relativa alla quota fissa gas che, invece, non sembra essere stata considerata nelle stime di Terna. Per quanto riguarda invece la vita utile dell’impianto, si ritiene corretto che quest’ultima venga posta pari a 15 anni, coerentemente con il numero di anni di contrattualizzazione previsti per la capacità nuova che ne facesse richiesta. Considerando invece 20-25 anni di ammortamento, vi sarebbe infatti la necessità di effettuare investimenti nel corso della vita utile e, di conseguenza, il valore del CONE preso a riferimento dovrebbe essere aumentato coerentemente.
Inoltre, relativamente ai valori di costi di investimento previsti da Terna per le diverse tecnologie di riferimento, sottolineiamo l’importanza di riportare la specifica taglia considerata e, almeno in relazione alla tecnologia threshold, fornire la valorizzazione del CONE per un range minimo di taglie di riferimento, soprattutto nel caso in cui questa metodologia venisse adottata per il calcolo del CONE per il mercato della capacità. Ciò permetterebbe di ottenere un range di valori per il CONE, come peraltro previsto da ARERA nel DCO 592/2017/R/eel che ha poi portato a un CONE incluso nell’intervallo 60-75 k€/MW/anno. La possibilità di definire un range di valori per il CONE al fine di considerare il margine di incertezza relativo alle ipotesi utilizzate è tra l’altro concessa dall’articolo 16.7 della metodologia ENTSO-E.
Riteniamo, inoltre, importante segnalare e tenere in debita considerazione l’impatto che il recente aumento del costo delle materie prime sta generando sui costi di investimento. Tale effetto, non considerato dai principali fornitori di tecnologia come fenomeno transitorio e certamente non limitato al presente anno, in relazione ad un OCGT è stimato nell’ordine di un incremento di circa 10% dei costi d’offerta (per un CCGT l’incremento è anche maggiore). Da fonti pubbliche (Steel Prices HRC, CRU/Platts 06/2021) il costo del ferro è di circa 2/3 volte i livelli pre-crisi, più alto anche rispetto ai benchmark del 2008.
Infine, desideriamo sottolineare come, qualora la metodologia di Terna dovesse essere utilizzata da ARERA per il calcolo dei parametri economici per il mercato della Capacità, il valore del CONE identificato da Terna faccia riferimento ad una vita utile dell’impianto compresa in un range tra 20 e 25 anni, mentre un nuovo impianto di punta percepirebbe il premio per i soli primi 15 anni di vita, non avendo garanzia di copertura per i restanti 10 anni (essendo un impianto marginale, le rendite sui mercati dell’energia possono essere considerate nulle), con conseguente impossibilità di realizzare l’investimento. Questo porta a due ulteriori considerazioni:
- Il WACC proposto, oltre a non riflettere il costo del capitale di un operatore privato, risulta largamente sottostimato in quanto l’impianto potrà percepire il premio del mercato della capacità a copertura dei costi solo per una parte della sua vita utile, per la restante parte l’impianto sarà esposto a mercato e sarà quindi soggetto a maggiori rischi
- l’operatore di mercato che partecipa nell’asta è soggetto a rischi di penalità per inadempimento definitivo durante l’intero periodo contrattuale che necessariamente quest’ultimo dovrà tenere in considerazione in fase di offerta.
