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Mercato della Capacità

19 febbraio 2020

2

Agenda

▪ Contesto di riferimento

▪ Focus su adeguatezza

▪ Focus sul Mercato della capacità

▪ Esiti delle aste svolte

3

Phase out cap. Termoelettrica* (GW)

Carico residuo (MW)

Obiettivi PNEC

Cap installata Eolico e PV (GW) Domanda coperta dalle FER (%)* Margine di riserva (GW)*

Penetrazione FER settore elettrico PNEC

Autoconsumo (TWh)

+27,5 GW

+~40 GW

20,7

10,7

UE ITALIA UE ITALIA (PNEC)

Quota di energia da FER

nei Consumi Finali Lordi

di energia

20% 17% 32% 30%

Riduzione dei GHG vs

2005 per tutti i settori

non ETS

-10% -13% -30% -33%

Obiettivi 2020 Obiettivi 2030

56

Capacità

disponibile

al picco

Sfide ambientali ed evoluzione sistema elettrico

Target nazionali di evoluzione del sistema elettrico

2019

2018

29,1

6

2019

60%42%

79%

27 AprileOre 14:00

28 Aprile Giugno

*Dati provvisori di esercizio 2019

4

Progressiva dismissione di capacità

termoelettrica

Aumento FER non programmabili (ancora

insufficiente in termini di adeguatezza)

Phase out atteso impianti a carbone al

2025

TREND DI SISTEMA PRINCIPALI IMPATTI

Assenza di segnali di lungo termine per

permettere il rinnovo del parco di generazione

Cambiamento curva di domanda residua

Riduzione potenza regolante e margini di

riserva/ rischi adeguatezza (Situazioni

critiche Luglio ‘15, Gennaio ‘17 ed Agosto ‘17)

Aumento congestioni per disomogeneità

delle RES sul territorio

Aumento ripidità della rampa di carico per

volatilità della produzione non programmabile

Riduzione inerzia del sistema

Maggiore esigenza di risorse per servizi di

regolazione (f, V e Pcc)

Maggiore movimentazione risorse su MSD

Curva di durata: Potenza dispacciata di impianti termoelettrici, storica e previsionale* (GW)

In futuro, la capacità installata termoelettrica e la

potenza media dispacciata sono destinate a diminuire

con impatti sia sulla sicurezza (gestione del sistema

in real time) che sulla adeguatezza (pianificazione di

medio/lungo termine)

*Previsione qualitativa

2030- DG

Strumenti

Interventi di rete

Sistemi di accumulo

Capacity Market e aste

FER

Digitalizzazione e

Osservabilità rete

Apertura a nuove

risorse

Integrazione dei mercati

Sfide ambientali ed evoluzione sistema elettricoPrincipali impatti dei trend di sistema

5

Agenda

▪ Contesto di riferimento

▪ Focus su adeguatezza

▪ Focus sul Mercato della capacità

▪ Esiti delle aste svolte

6

Focus su adeguatezza

Sistema Elettrico dotato di risorse di

produzione, stoccaggio, controllo della domanda

e capacità di trasporto sufficienti a soddisfare

la domanda attesa, con un margine di riserva in

ogni dato periodo

Il nuovo contesto di riferimento mette sotto pressione tutte le dimensioni chiave che il TSO deve tenere

sotto stretta osservazione per gestire correttamente il Sistema Elettrico, fra cui l’adeguatezza.

A causa della riduzione della capacità di generazione termica, negli ultimi anni si sono verificate diverse situazioni di

criticità a rischio di attivazione del PESSE:

Luglio 2015 per temperature superiori alla media, Gennaio 2017 per ondata di freddo ed indisponibilità

impianti nucleari francese, Luglio-Agosto 2017 per punta di fabbisogno concomitante alla scarsa

idraulicità dell’intero anno

▪ Fino ad oggi le criticità sono state contrastate con l’adozione di misure di breve termine (ad es. rientro impianti

indisponibili, contratti a termine per partecipazione attiva della domanda, ulteriore approvvigionamento interrompibilità

istantanea, diniego autorizzazione dismissioni)

▪ Il Phase out del carbone rende necessaria la sostituzione del parco di produzione con un mix produttivo basato su

impianti di picco flessibili

7

Focus adeguatezza

Brindisi Sud

Torrevaldaliga Nord

Sulcis

Fusina

Monfalcone

La Spezia

Fiumesanto

EnelA2AEPH

2020 2025

c.a. 7,2 GW* 0 GW

Evoluzione capacità

Bastardo

860 MW

315 MW

130 MW

520 MW

1.845 MW

2.420 MW

432 MW

534 MW

* Potenza netta disponibile al mercato

▪ Alle condizioni critiche del sistema in termini adeguatezza, di sicurezza già oggi presenti bisognerà aggiungere

l’ulteriore riduzione di capacità per 7,2 GW in seguito alla chiusura degli impianti a carbone prevista dal PNIEC nel

2025.

▪ Il phase-out del carbone al 2025 è un obiettivo ambizioso ma pienamente raggiungibile, se vengono

implementati rapidamente gli strumenti già definiti nel PNIEC ed in particolare deve essere realizzata nuova

capacità programmabile (gas e accumuli) di potenza pressoché equivalente a quella del carbone che si intende

dismettere.

Phase-out totale carbone al 2025

8

Risorse necessarie al 2025

8 Adeguatezza del sistema nel medio-lungo termine

Conferma Piani di Sviluppo e Sicurezza 2020Nuova interconnessione HVDC Tyrrhenian Link (Sardegna – Sicilia – Penisola)

almeno 45 GW di capacità FRNP installata

(+ 13 GW rispetto al 2019, di cui ca. +8 GW di solare e +5 GW di eolico)

almeno 10,6 GW di capacità di accumulo centralizzato

(+ 3 GW rispetto al 2019)

almeno 54 GW di capacità installata ed effettivamente disponibile(adeguatamente distribuita per tenere conto della distribuzione del carico e dei limiti di transito della rete)

almeno 5500 MVAr di compensatori sincroni

Termoelettrico1

Investimenti di Rete

Storage2

FRNP2

Sebbene il termoelettrico rappresenti un elemento necessario per garantire l’adeguatezza del sistema, il suo solo sviluppo non è sufficiente a garantire l’adeguatezza del sistema.

Il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione e la piena integrazione delle fonti rinnovabili richiederà una serie di azioni strategiche coordinate e coerenti fra loro

1) Termoelettrico tradizionale e rinnovabile (include geotermoelettrico e bioenergie)

2) Include solare ed eolico.3) 10,6 GW si riferisce alla potenza in immissione di impianti di pompaggio e batterie, valore che corrisponde a circa 9,5 GW di potenza in prelievo.

almeno 2 GW di demand-side response

DSR

9

Agenda

▪ Contesto di riferimento

▪ Focus su adeguatezza

▪ Focus sul Mercato della capacità

▪ Esiti delle aste svolte

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Il sistema elettrico italiano si trova in una fase di transizione dovuta allo sviluppo

delle fonti rinnovabili

L’aumento delle fonti rinnovabili comporta riduzione dei prezzi medi (a fronte di

una maggiore volatilità) e riduzione delle ore di funzionamento del parco

termoelettrico

Sono necessari

Segnali di prezzo

a lungo termine

per promuovere

scelte di

investimento

corretteUn certo quantitativo di capacità programmabile è però necessario a svolgere

ruolo di back-up per garantire l’adeguatezza:

• Cambiamento parco ottimo: più peakers e meno baseload

• Impianti devono recuperare i costi fissi tramite un numero ridotto di ore di

funzionamento

Fenomeno di dismissione e mothballing della capacità termoelettrica per

insostenibilità economica («missing money»)

Il Capacity Market è lo strumento per fornire segnali di

prezzo a lungo termine per promuovere gli investimenti

in impianti di nuova generazione e assicurare il

progressivo efficientamento della flotta esistente.

Focus sul mercato della capacità

La necessità del Mercato della capacità

Il Capacity Market è uno strumento già adottato o in

corso di implementazione in numerosi paesi tra cui:

• Francia

• Inghilterra

• Irlanda

• Polonia

• Stati Uniti*

• Belgio**

• Grecia**

* New England, PJM** In corso di implementazione

Capacity market

Strategic reserve

Capacity payment

In assenza del Capacity Market, vista l’incapacità del

mercato spot di stimolare i necessari investimenti, non

sarebbe possibile raggiungere l’obiettivo di

dismissione degli impianti a carbone al 2025 né

garantire la crescita ulteriore della produzione da fonti

rinnovabili mantenendo i margini di adeguatezza e

sicurezza necessari per la gestione del sistema.

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▪ L’approvvigionamento della capacità mediante contratti di

lungo termine è basato su un meccanismo di mercato

centralizzato in cui Terna è controparte centrale

▪ Terna svolge aste competitive con la formazione di un

Prezzo Marginale in ciascuna area che riflette l’effettivo

valore della capacità in quell’area. Tale prezzo corrisponde

al premio che sarà erogato agli aggiudicatari

▪ Periodo di consegna: 1 anno (o 15 anni per UP nuove**)

MECCANISMO

▪ Il Capacity Market è un mercato finalizzato all’acquisto di capacità per garantire l’adeguatezza del sistema.

▪ Si affianca agli attuali Mercati dell’Energia (MGP, MI) e dei servizi (MSD), dove la remunerazione si basa solo sull’energia

prodotta, e consente l’approvvigionamento di capacità produttiva mediante contratti a lungo termine.

*Il CM Italiano è aperto a tutte le tecnologie (UP termiche, idroelettriche, FRNP, DSR, estero)**Se ne fanno richiesta a patto che rispettino una soglia minima di investimento

Focus sul mercato della capacità

Caratteristiche principali

Limiti

emissivi

Partecipazione

volontaria

Neutralità

tecnologica*

Contratto

per differenza

ad una via

Partecipazione

per portafogli

• Capacità esistente può partecipare se :

Indice di emissione < 550 gr CO2/kWh oppure

Emissioni totali unitarie < 350 kgCO2/kW-y

• Capacità nuova può partecipare se :

Indice di emissione < 550 gr CO2/kWh

DIRITTI E OBBLIGHI DEL CONTRATTO

▪ Diritto di ricevere il premio marginale esito dell’asta per la capacità

selezionata

▪ Obbligo di offrire sui mercati (MGP e MSD) la capacità impegnata

▪ Obbligo di pagare a Terna la differenza positiva tra il prezzo dei

mercati ed il prezzo strike

CAP

al premio

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Requisiti di partecipazione

▪ Le FRNP sono ammesse al Mercato della capacità se non ricevono incentivi durante il periodo di consegna (ad

eccezione di Certificati Bianchi e Conto Termico che sono ammessi)

▪ Le risorse assoggettate ad incentivo sull’energia prodotta, possono scegliere di:

➢Rinunciare all’incentivo nel periodo di consegna e partecipare al mercato della capacità

➢Mantenere l’incentivo e non partecipare al mercato della capacità

* Se abilitate a MSD

Obbligo di offerta

▪ Per ogni ora inclusa nelle ore di picco di carico settimanale (6 ore/giorno) definite da Terna, tali risorse sono

obbligate a presentare offerte per la capacità contrattualizzata nel MGP e nel MSD * (per le quantità non accettate in

seguito ai mercati dell’energia)

▪ Tali risorse violano l’obbligo di offerta solo se la capacità media offerta durante le ore di picco di carico

settimanale (6 ore/giorno) è minore di quella contrattualizzata

Obbligo finanziario

Per ogni ora del periodo di consegna gli assegnatari di capacità sono obbligati a pagare a Terna il Corrispettivo

Variabile

Focus sul mercato della capacità

Partecipazione delle FRNP

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Agenda

▪ Contesto di riferimento

▪ Focus su adeguatezza

▪ Focus sul Mercato della capacità

▪ Esiti delle aste svolte

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2022CDP contrattualizzata: 36,5 GW

Di cui:

▪ Esistente: 34,8 GW

▪ Nuova Autorizzata: 1,4 GW

▪ Nuova Non Autorizzata: 0,4 GW

È stata inoltre contrattualizzata CDP Estera per 4,4 GW

CDP contrattualizzata: 39 GW

Di cui:

▪ Esistente: 35 GW

▪ Nuova Autorizzata: 0,5 GW

▪ Nuova Non Autorizzata: 3,5 GW

È stata inoltre contrattualizzata CDP Estera per 4,4 GW

2023

▪ Premio riconosciuto alla capacità esistente 33

k€/MW/anno, capacità nuova 75 k€/MW/anno, capacità

estera 4,4 k€/MW/anno

▪ Costo dell’asta pari a 1,3 Mld€ (di cui 19,2 Mln€ per la

capacità estera)

▪ Premio riconosciuto alla capacità esistente 33 k€/MW/anno,

capacità nuova 75 k€/MW/anno, capacità estera 4,4 k€/MW/anno

▪ Costo dell’asta pari a 1,5 Mld€ (di cui 19,4 Mln€ per la capacità

estera).

▪ Costo della capacità nuova già assegnata con l’asta 2022, pari a

133 mln€

Tutta la capacità offerta dagli operatori – nuova ed esistente – è stata accettata nelle aste

Nel mese di Novembre sono state svolte le aste per gli anni consegna 2022 e 2023, con i seguenti principali risultati:

Esiti delle aste svolte

Aste 2022 e 2023

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Anni di consegna 2022/2023 – missing capacity

Esiti delle aste svolte

▪ Gli esiti delle asta 2022 e 2023 hanno confermato le criticità in

termini di adeguatezza evidenziate nel Rapporto adeguatezza Italia

2019

2022 2023

64,6 GW 65,0 GW

La condizione di scarsità di capacità disponibile a livello Italia non ha permesso di approvvigionarsi della CDP necessaria a raggiungere il target minimo di adeguatezza

(punto B della curva di domanda).

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Esiti delle aste svolte

Capacità assegnata per Area - asta 2022 Capacità assegnata asta per Area - 2023

Capacità assegnata per Partecipante (top 20) - asta 2022 Capacità assegnata asta per Partecipante (top 20) - 2023

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Termico

Turbogas:

21,6%

Altro Termico: 8,7%Solare: 0,2%

Termico

combinato: 66%

Idrico

Serbatoio:

1,1%

Accumuli:

2,4%

Termico

combinato: 72,8%

Termico

Turbogas:

2,3%

Altro Termico:

24,7%

Solare: 0,2%

CDP nuova assegnata – Asta 2022 CDP nuova assegnata – Asta 2023

Esiti delle aste svolte

Capacità nuova assegnata

▪ In esito all’asta per il 2022, è stata assegnata 1.767 MW di CDP nuova.

▪ In esito all’asta per il 2023, è stata assegnata 4.004 MW di CDP nuova

18

▪ In esito all’asta 2022 è stata contrattualizzata circa 36,5 GW di

cui 1 GW di FRNP

▪ In esito all’asta 2023 è stata contrattualizzata circa 39 GW di cui

1,3 GW di FRNP

Storage abbinato a

fotovoltaico

Storage stand alone

NORD

CNORD

CSUD

SUD

CALA

SICI

SARD

Esiti delle aste svolte

FRNP e accumuli

Fotovoltaico

Idrico Serbatoio

Nuova capacità Solare, idro e storage

Nelle aste 2022 e 2023 del Capacity Market, sono state accettate tutte le offerte di nuovi

impianti solari, idroelettrici e accumuli

▪ Nelle due aste è stata assegnata come capacità nuova:

➢ 57 MW di Solare e Idroelettrico

➢ 95 MW di Accumuli

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Capacità Assegnata Nazionale rispetto alla

Potenza Massima Erogabile – asta 2022

Capacità Assegnata Nazionale rispetto alla

Potenza Massima Erogabile – asta 2023

* Il Rinnovabile non Programmabile include: Eolico, Solare, Idrico Fluente e Geotermico. L’Altro Rinnovabile include: Idrico Non Fluente, Pompaggio e

Bio-combustibili

▪ Gli impianti FRNP possono partecipare al mercato della capacità solo se rinunciano agli incentivi erogati dal GSE

nel periodo di consegna.

▪ La maggior parte degli impianti FRNP ha optato per il mantenimento degli incentivi già acquisiti o per la

partecipazione ad altre forme di incentivazione (aste FER)

➢ All’asta 2022 si è qualificata l’11% della capacità FRNP istallata

➢ All’asta 2023 si è qualificata il 13% della capacità FRNP istallata

Esiti delle aste svolte

Capacità Assegnata Nazionale rispetto alla Potenza Massima Erogabile