Consultazione EU "NEW ENERGY MARKET DESIGN" - Le risposte di IFIEC

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AICEP supporta le posizioni espresse da IFIEC nel documento di risposta alla Consultazione EU sulla proposta di New Energy Market Design

Ecco il documento completo con le risposte di IFIEC alle 21 domande proposte dal documento di consultazione. AICEP ha partecipato attivamente alle redazione del documento e sottolinea tre aspetti fondamentali da considerare in qualunque progetto di struttura del futuro mercato energetico:

1) mantenere un corretto bilanciamento tra i tre pilastri fondamentali della strategia energetica europea : sicurezza degli approvvigionamenti, rispetto degli obiettivi ambientali e di protezione dai cambiamenti climatici, competitività.

Questo ultimo aspetto è fondamentale per garantire il mantenimento e lo sviluppo delle attività industriali in Europa e quindi arrestare le prospettive di declino economico con le relative conseguenze sul piano sociale.

La sensazione è che la corretta enfasi sugli aspetti ambientali e di difesa del clima metta troppo in secondo piano la competitività del mercato e i costi del sistema elettrico (produzione, stoccaggio, trasmissione, dispacciamento).

2) Un mercato libero, aperto, trasparente e competitivo non può prescindere da una logica in cui l'obiettivo prioritario è la soddisfazione dei bisogni della domanda da parte dell'offerta. Capovolgere questa logica pretendendo che la domanda si adegui all'offerta rischia di essere una visione di breve periodo che non può portare alla migliore efficienza del sistema

3) Il supporto e l'incentivazione delle fonti rinnovabili, obiettivo assolutamente condivisibile e prioritario nella strategia energetica della Commissione EU, non può, nel lungo periodo basarsi esclusivamente su forme di sussidio estremamente onerose e a completo carico dei consumatori di energia. Si devono introdurre progressivamente meccanismi che incentivino la competitività di queste tipologie di generazione per permettere una drastica riduzione dei sussidi e la parità di trattamento sul mercato delle diverse tecnologie e fonti di generazione. I costi diretti al perseguimento di obiettivi generali devono essere coperti dalla fiscalità generale e non imputati al costo dell'energia con conseguenze estremamente negative sulla competitività delle attività economiche dell'EU.

 

PROCESSO DI CONSULTAZIONE “NEW ENERGY MARKET DESIGN”

DOMANDE PROPOSTE DALLA COMMISSIONE EU

RISPOSTE IFIEC

Introduzione IFIEC

Come la mission statutaria e i suoi obiettivi sanciscono, IFIEC ha supportato la liberalizzazione dei mercati energetici europei e il loro processo di integrazione fin dai primi anni ’90. I membri di IFIEC credono fermamente che mercati aperti e corretta concorrenza favoriscano prezzi competitivi e maggiore sicurezza di fornitura per tutti i consumatori.

IFIEC è favorevole a politiche di protezione del clima e energetiche bilanciate basate sui 3 pilastri tradizionali (competitività, sicurezza di approvvigionamento e obiettivi ambientali/climatici), ma ha assistito nell’ultima decade ad un progressivo spostamento verso una visione in cui l’introduzione sempre più massiccia di energie da fonti rinnovabili diventa il solo obiettivo, mentre la competitività dei costi e la sicurezza di approvvigionamento sono viste sempre più come un “obiettivo secondario”.

Il documento di consultazione in numerosi aspetti dimostra chiaramente questa rottura con il passato: la parola “competitività” apparare solo 2 volte nel documento, “sicurezza” 19 volte e “rinnovabili” 47 volte …..

IFIEC è quindi preoccupata per il futuro dell’industria in Europa e ancor più per l’attrattività dell’Europa per i futuri investimenti industriali: l’attività industriale e il relativo Valore Aggiunto e Lavoro, sono progressivamente diminuiti a partire dall’inizio della crisi nel 2008.

L’industria energivora subisce dei costi che non è più in grado di trasferire ai suoi clienti. Ricreare una competitività globale dei costi energetici è una priorità. Le soluzioni esistono ma devono applicarsi a tutte le componenti dei costi energetici e richiedono una forte implicazione politica.

L’aumento del peso dell’industria nel PIL europeo è e deve rimanere una delle priorità della Commissione, non solo per i benefici diretti (lavoro, valore aggiunto, surplus commerciale, innovazione, ….), ma anche perché le soluzioni per le sfide socio/ambientali (cambiamento climatico, scarsità di cibo, accesso all’acqua, …) troveranno le loro realizzazioni attraverso le industrie stesse.

IFIEC vuole inoltre sottolineare che il sistema ETS EU non può essere utilizzato come uno strumento per promuovere una specifica tecnologia (di generazione elettrica), come il documento di consultazione suggerisce. Non è stato concepito per questo obiettivo, ma per ridurre le emissioni al minor costo possibile. Il livello di prezzo del carbonio necessario per rendere competitive le energie da fonti rinnovabili (almeno 10-200 €/T di CO2 rispetto agli attuali 8€/t) è in ogni caso enormemente troppo alto, e renderebbe totalmente non competitive le attività industriali costrette a sopportarlo.

 

1)     I prezzi che riflettono la scarsità effettiva (in termini temporali e geografici) potrebbero essere un elemento importante per il futuro assetto di mercato? Ciò potrebbe richiedere anche che i prezzi riflettano la scarsità della capacità di trasmissione disponibile?

Sì, in un mercato unico dell’energia correttamente funzionante, la scarsità si riflette sui prezzi che trasmettono segnali di investimento per garantire l’adeguatezza del sistema.

Gli interventi  governativi necessariamente influenzano il mercato, che quindi non è in grado di dare chiari segnali di prezzo per innescare investimenti su tecnologie non sussidiate.

Sì, le congestioni (conseguenza della insufficienza di capacità di trasmissione) tra diverse zone di prezzo devono tradursi in divergenza nei prezzi dell’energia. La divergenza dei prezzi causata dalla mancanza di capacità di trasmissione dovrebbe essere controbilanciata da investimenti in capacità addizionale di trasmissione o in un uso più efficiente dell’esistente.

Gli investimenti di rete devono essere basati sull’analisi dei benefici socio-economici e finanziati in base a criteri di competitività.

 

2)     Quali sono le sfide e le opportunità che potrebbero derivare dai prezzi che riflettono la scarsità effettiva? Come vincere queste sfide? Tali prezzi potrebbero rendere superflui i meccanismi di regolazione della capacità?

Il concetto di mercato liberalizzato deve condurre ad una maggiore volatilità dei prezzi poiché la riserva di capacità sarà inferiore a quella esistente in un mercato regolamentato al fine di ridurre i costi totali di sistema. La conseguenza sarà di rendere la flessibilità più interessante per il sistema. La flessibilità potrà assumere le forme seguenti:

- (più) generazione flessibile

- Gestione Attiva della Domanda in tutti i settori del mercato (residenziale, commerciale, servizi, distribuzione, consumatori industriali, ….)

- Stoccaggio

In un mercato competitivo deve realizzarsi un confronto continuo tra flessibilità disponibile e investimenti necessari per adeguare la capacità di generazione. Questi si attiveranno solo se ci sono segnali di prezzo sufficientemente forti da indicare la necessità di nuova capacità e, fino ad allora, sarà la flessibilità esistente nel sistema a garantire il bilanciamento tra generazione e prelievo.

Solo nel caso in cui il mercato non riesca a creare adeguata capacità di generazione, meccanismi di capacità possono essere previsti come ultima opzione.

Secondo IFIEC prima devono essere risolte le cause profonde del problema quali, ad esempio, la mancanza di segnali di prezzo per gli investimenti dovuta ai massicci sussidi alla generazione rinnovabile intermittente, e ogni altro intervento governativo sul mercato, quale i limiti di prezzo, deve essere rimosso. Perciò altre azioni devono essere introdotte prioritariamente:

-         eliminazione dei sussidi per tecnologie esistenti (che devono rapidamente diventare adatte ala mercato) e, in generale, limitazione dei sussidi a R&D e progetti pilota di piccola taglia

-         completa integrazione nel mercato di tutti gli impianti di generazione di qualunque tecnologia

-         rimozione di (1) interferenze governative sul funzionamento del mercato (2) condizioni che permettano abusi di mercato da parte di soggetti dominanti

-         promuovere in tutti i settori la gestione attiva della domanda su base volontaria

-         aumentare la competitività del mercato europeo del gas naturale diversificando le fonti di fornitura - p.e. permettendo le esplorazioni di shale-gas ove economicamente e ambientalmente giustificato - in un mercato correttamente funzionante

-         aumentare la capacità di trasmissione e interconnessione e ottimizzare i meccanismi di allocazione e congestione in modo efficiente e non discriminatorio

-         stimolare la ricerca per stoccaggio economicamente sostenibile.

Fatto questo, se un meccanismo CRM dovesse essere introdotto, dovrà rispondere a un  certo numero di stretti requisiti:

-         Dovrà essere diretto a risolvere uno specifico, ben definito problema (p.e. problemi nell’adeguatezza di generazione: picco locale di domanda, sistema sbilanciato a causa dell’intermittenza,….)

-          La necessità della sua introduzione deve essere comprovata (includendo l’analisi dell’impatto dei costi)

-          Deve essere temporaneo (la crescita dell’interconnessione ridurrà progressivamente la dimensione del problema), economicamente efficiente e avere il minimo impatto su integrazione e funzionamento del mercato

-          L’introduzione di CRM multipli in un solo mercato elettrico regionale deve essere evitata

-          Deve essere finanziato da chi ha generato il problema che il CRM intende risolvere: paga prioritariamente chi è responsabile

-          Deve essere non discriminatorio; la possibilità di partecipazione deve essere libera  e non limitata agli operatori nazionali.

Un ulteriore importante fattore è quello politico: affinché i prezzi siano efficaci degnali per gli investimenti devono essere credibili. Un operatore di mercato, per poter investire in nuova capacità, deve essere certo che i picchi di prezzo, necessari per il ritorno dell’investimento, non siano eliminati da interventi governativi (ad esempio con l’introduzione di limiti minimi o massimi di prezzo). Perciò è necessario un impegno politico serio e credibile per la non interferenza nei meccanismi di formazione dei prezzi.

 

3)     I progressi nell'armonizzare i frammentati mercati di bilanciamento rimangono lenti; l'UE dovrebbe cercare di accelerare il processo, se necessario attraverso misure giuridiche?

Un mercato elettrico integrato e correttamente funzionante necessita di un mercato di bilanciamento integrato e correttamente funzionante. L’EU deve prendere tutte le misure necessarie dirette all’integrazione dei mercati di bilanciamento nel più breve tempo possibile.

Il prossimi Progetti Pilota di Bilanciamento è un passo promettente in questo senso. Tuttavia è di prioritaria importanza la coerenza di questi e di ogni iniziativa regionale con un modello di riferimento europeo. In caso contrario è molto probabile il persistere di una situazione frammentata.

 

4)     Che cosa si può fare per consentire una corretta applicazione della piattaforma infra-giornaliera concordata a livello UE?

Il Cross Border Intraday Market Project sembra ben avviato e dovrebbe condurre a una soluzione per tutte le zone di prezzo interessate entro metà 2017. Per IFIEC è importante che tutte le parti in causa, specialmente le Borse Elettriche e i TSO, continuino a supportare attivamente l’implementazione del progetto nei tempi previsti e in modo trasparente. Inoltre IFIEC spera che tutti i Paesi Europei non ancora inseriti nel progetto si integrino al più presto.

I Progetti di Implementazione Locale (LIPs) dovranno essere implementati in totale rispetto del modello di riferimento per favorire l’esperienza operativa iniziale con il mercato infra-giornaliero accoppiato.

 

5)     Sono necessari contratti a lungo termine tra i produttori e i consumatori per conferire certezza agli investimenti per la capacità di nuova generazione? Quali barriere, se del caso, impediscono l'emergere di tali prodotti di copertura a lungo termine? Vi è un eventuale ruolo del settore pubblico nel creare mercati per i contratti a lungo termine?

I contratti a lungo termine sono uno strumento di gestione dei rischi. Possono essere stabiliti tra produttori e consumatori, ma anche tra operatori finanziari, aggregatori e fornitori. Gli operatori di mercato devono gestire i loro rischi e perciò un mercato competitivo, non influenzato e liquido è un prerequisito. Il settore pubblico deve limitarsi a definire i criteri e requisiti per la creazione di un mercato correttamente funzionante.

I contratti volontari a lungo termine sono uno degli strumenti adatti per incentivare gli investitori sia nella generazione elettrica (che possono beneficiare di un stabile e prevedibile ricavo) sia delle attività industriali (che possono beneficiare della visibilità dei costi di processo per un determinato periodo di tempo). Le norme concorrenziali dovrebbero quindi permettere agli operatori interessati di gestire questi rischi tramite la conclusione di questo tipo di contratti senza l’intenzione di precludere il mercato

Laddove esistano specifiche barriere che limitino la conclusione di questi contratti, dovranno essere rimosse.

Inoltre, mercati prospettici finanziari liquidi aumenteranno la fiducia tra gli operatori e favoriranno la negoziazione di contratti di lungo termine. L’uso ottimale della rete di trasmissione è vitale. Come già sottolineato in precedenza, i TSO non dovranno essere obbligati a vendere diritti di trasmissione di lungo termine. In ogni caso l’eventuale rischio connesso a questi accordi non dovrà ricadere sui consumatori.

 

6)     In quale misura la divergenza tra le imposte e gli oneri (1) applicati all'energia elettrica nei diversi Stati membri crea distorsioni in termini di orientamento efficiente degli investimenti o di ostacoli al libero flusso dell'energia?

(1)  Imposte, tasse e oneri dovrebbero essere inseriti nell’imposizione generale o in specifici oneri destinati a supportare le politiche energetiche e/o climatiche.

IFIEC ritiene che tasse e oneri disturbino il mercato. Tasse e oneri nazionali sono interventi governativi e influenzano direttamente gli investimenti.

Comunque, come la Commissione Europea ha confermato in diverse occasioni, tasse e imposte incidono pesantemente sulla competitività dell’industria europea e sulla uniformità del terreno di competizione all’interno dell’EU. IFIEC quindi supporta con forza l’idea di eliminare qualunque tassa e onere sui consumi energetici/elettrici destinata alla copertura di obiettivi di interesse generale.

IFIEC inoltre vuole sottolineare la natura distorsiva di interventi governativi sulla formazione dei prezzi tramite tasse quali un prezzo minimo per la CO2.

 

7)     Cosa occorre fare affinché gli investimenti nel settore delle energie rinnovabili siano sempre più condizionati dai segnali del mercato?

L’unico modo per arrivare a questo obiettivo è rendere le fonti energetiche rinnovabili competitive rispetto a quelle tradizionali tenendo in considerazione la totalità dei costi di sistema. Ciò richiede una rapida eliminazione di qualunque sussidio alle tecnologie già presenti sul mercato. Sono necessari importanti investimenti in R&I per le rinnovabili invece di enormi budget a carico dei consumatori di elettricità per introdurre prematuramente queste tecnologie.

Comunque, poiché le rinnovabili intermittenti sono diventate una parte significativa delle forniture elettriche negli Stati Membri, è importante che queste fonti siano integrate nel mercato elettrico e quindi che gli operatori del settore agiscano come ogni altro produttore di energia quali partecipanti al mercato che rispondono ai suoi segnali e non indurre distorsioni dovute a priorità di accesso al mercato e che necessitano di complessi sistemi di bilanciamento e back up.

In ogni caso IFIEC sottolinea che il sussidio delle rinnovabili non può condurre a un corretto funzionamento dei segnali di mercato.

 

8)     Quali sono gli eventuali ostacoli alla piena integrazione dei produttori di energia rinnovabile nel mercato, compresi i mercati infra-giornalieri e di bilanciamento anche per quanto riguarda la distribuzione basata sull'ordine di merito?

Le fonti di energia rinnovabili intermittenti non forniscono il prodotto richiesto dai consumatori.

L’integrazione di queste tecnologie richiede servizi complementari (da includere nel costo totale delle stesse) per trasformare questo tipo di generazione in un prodotto vendibile.  Nuovamente, in un mercato competitivo correttamente funzionante, i fornitori o i Responsabili del Bilanciamento possono inserire queste tecnologie nel  loro portafoglio di risorse solo se saranno competitive con la generazione da altre fonti.

Quali concreti ostacoli IFIEC menziona:

-          Priorità di accesso alla rete

-          La mancanza di responsabilità di bilanciamento

-          Prezzi non determinati dai segnali di mercato

 

9)     È necessario un approccio più coordinato tra gli Stati membri per i regimi di aiuto a favore delle energie rinnovabili? Quali sono le principali barriere ai regimi di aiuto regionali e in che modo possono essere abbattute nella pratica (ad es. mediante la legislazione)?

L’obiettivo deve essere l’eliminazione dei sussidi nel più breve tempo possibile. IFIEC è favorevole a ogni soluzione che comporti la diminuzione del costo totale dell’energia.

Non è attraverso la creazione di svariati livelli di sussidio (alle rinnovabili, alla capacità, in futuro magari allo stoccaggio) o attraverso l’armonizzazione di questi schemi che si possa ritornare ad una situazione di competitività.

L’EU deve fare una scelta chiara tra un mercato con un sistema di prezzi marginali e senza sussidi o un mercato “regolamentato” ma senza prezzi marginali. Senza una scelta chiara di questo tipo i consumatori continueranno a pagare tasse, oneri, sussidi e costi addizionali da sommarsi al prezzo di commodity dell’energia a sua volta aumentato dal sistema ETS. Questa combinazione di fattori non può portare ad un prezzo dell’energia competitivo per l’industria.

 

10) Quali sono i principali ostacoli da affrontare per diffondere la gestione attiva dei consumi (ad esempio prezzi non sufficientemente flessibili, ostacoli (di regolamentazione) per gli aggregatori/clienti, mancanza di accesso a tecnologie intelligenti per la casa, nessun obbligo di offrire la possibilità ai clienti finali di partecipare al mercato di bilanciamento attraverso un sistema di gestione attiva dei consumi, ecc.)?

IFIEC, insieme alle Associazioni di settore Europee, ha predisposto una serie di raccomandazioni per stimolare lo sviluppo della Partecipazione Attiva della Domanda:

-          Dare visibilità: esiste la necessità di uno schema regolatorio stabile che garantisca una corretta remunerazione alla Demand Response

-          Dare priorità a soluzioni efficienti in termini di costi

-          Il primo obiettivo per l’industria è produrre:

  • La Demand Response non può ovviare la mancanza strutturale di capacità e può essere introdotta solo su base volontaria
  • Il potenziale per la Demand Response può essere aumentato, ma ciò richiede investimenti

-          Rimuovere le principali barriere:

  • Vincoli commerciali/legali: non appare chiaro chi è il titolare/proprietario della flessibilità
  • Vincoli di sistema: dimensioni minime (MW) e tempificazione sono a volte incompatibili con i vincoli industriali
  • I codici di rete e le tariffe devono essere adattate
  • Tutta la flessibilità di prelievo deve poter trovare il suo spazio sul mercato verso i TSO
  • Aumentare la trasparenza:  accesso per i consumatori finali alle informazioni essenziali (normalmente definite per la generazione e non per il prelievo)

 

Per IFIEC è inaccettabile qualunque sistema di mercato che obblighi il consumatore a adattare il suo prelievo alla disponibilità di fonti energetiche (intermittenti).  Spingere l’aumento di capacità di rinnovabili intermittenti attraverso sussidi comporta maggiore bisogno di flessibilità. Ciò non conduce solo all’aumento della volatilità dei prezzi dell’energia, ma anche ad un progressivo aumento del costo totale di sistema. In conclusione si tratterebbe di una spostamento da investimenti nell’industria di generazione elettrica a altri diretti ad aumentare la flessibilità del sistema, fino al punto in cui i maggiori costi di investimento peri consumatori industriali (unità di produzione più flessibili e/o unità di produzione addizionali da attivare nei momenti di bassi prezzi energetici) non saranno più compensati dal beneficio di concentrare il consumo nei periodi di basso prezzo. Ciò condurrebbe a un costo complessivo di sistema insostenibile per i consumatori industriali e alla delocalizzazione fuori dall’EU di attività industriali.

 

11) Mentre i mercati dell'energia elettrica sono accoppiati all'interno dell'UE e connessi ai paesi vicini, il funzionamento del sistema è ancora operato dai gestori dei sistemi di trasmissione nazionali. Le iniziative di coordinamento in materia di sicurezza regionale, come ad esempio il CORESO o il TSC, svolgono oggi un ruolo puramente consultivo. Tali iniziative dovrebbero essere gradualmente rafforzate includendo anche responsabilità decisionali quando necessario? L'attuale responsabilità nazionale per la sicurezza del sistema rappresenta un ostacolo alla cooperazione transfrontaliera? Una responsabilità regionale per la sicurezza del sistema sarebbe più adeguata alle realtà del mercato integrato?

IFIEC sostiene ogni iniziativa che promuova la cooperazione tra TSOs sulla base di regole comuni.

 

12) La frammentazione del controllo normativo nazionale sembra essere inefficiente per le parti armonizzate del sistema di energia elettrica (ad esempio, in presenza di mercati accoppiati). Il rafforzamento del ruolo dell'ACER apporterebbe vantaggi?

IFIEC sostiene ogni iniziativa che promuova la cooperazione tra Autorità Nazionali con un crescente ruolo di  ACER quale mediatore, in particolare per i temi degli scambi inter-frontalieri, sotto la condizione della completa protezione legale degli utilizzatori della rete.

 

13) Il rafforzamento del ruolo delle ENTSO apporterebbe vantaggi? Quale sarebbe il miglior modo di realizzare tale rafforzamento? Il controllo normativo è necessario?

ENTSO-E ha un ruolo cruciale per l’armonizzazione della gestione della rete europea. I consumatori devono essere consultati e inclusi nei diversi gruppi di parti interessate.

 

14) Quali dovrebbero essere il ruolo futuro e le norme di governance per i gestori dei sistemi di distribuzione? Come dovrebbe essere adeguato l'accesso ai dati di misurazione (trattamento dei dati e garanzia della riservatezza dei dati, ecc.) alla luce dell'evoluzione del mercato e degli sviluppi tecnologici? È necessario stabilire disposizioni aggiuntive in materia di gestione e di accesso ai dati di misurazione necessari da parte dei soggetti pertinenti (clienti finali, gestori dei sistemi di distribuzione, gestori dei sistemi di trasmissione, fornitori, prestatori di servizi esterni e autorità di regolamentazione)?

Per questo tema IFIEC conferma il contenuto del documento di risposta alla recente consultazione pubblica CEER sul ruolo futuro dei DSO.

 

15) Deve esserci un approccio europeo alle tariffe della distribuzione? In caso affermativo, quali aspetti dovrebbero essere considerati, ad esempio, la struttura e le componenti tariffarie (fisse, capacità vs. energia, differenziazione temporale o geografica) e il trattamento dell'autoproduzione?

IFIEC di principio  sostiene le iniziative dirette ad armonizzare le metodologie e strutture tariffarie, sia per le tariffe di distribuzione che di trasmissione.

IFIEC richiede specifica attenzione per i seguenti aspetti:

-          L’incremento dei costi di rete sono principalmente dovuti all’evoluzione sul lato della generazione e non del prelievo (connessione delle capacità da fonti rinnovabili spesso lontane dalla rete esistente e/o da punti di prelievo, aumento dei bisogni di bilanciamento e back-up per le capacità intermittenti, aumento delle capacità transfrontaliere per compensare la maggior concentrazione di produzione da fonti rinnovabili, ….).

IFIEC quindi evidenzia una crescente necessità per una corretta distribuzione dei costi tra gli utilizzatori della rete.  Ciò richiede una chiara indicazione nel senso della responsabilità di costo (i costi di rete devono essere assunti da chi li determina) e la revisione del Regolamento 838/2010.

-          In alcuni Paesi sono stati introdotti degli incentivi per gli operatori di rete per remunerare specifiche performances. A questo proposito:

  • IFIEC di principio non può accettare l’introduzione di incentivi per TSOs/DSOs per performances connesse alle loro normali (e già correttamente remunerate) attività
  • Solo performances straordinarie che apportino una evidente riduzione dei costi di sistema per gli utenti della rete rispetto alla normale attività di TSOs/DSOs possono essere oggetto di incentivi che dovranno essere proporzionali ai benefici effettivamente apportati agli utenti
  • L’introduzione di incentivi non deve condurre ad una mancanza di efficienza o a indurre i TSOs/DSOs a ritardare progetti fino a quando questi non siano incentivati
  • Gli utenti di rete devono essere consultati nella scelta delle performances richieste a TSOs/DSOs e sulla dimensione degli incentivi

-          Gli obblighi di pubblico interesse imposti ai TSOs/DSOs devono essere finanziati con risorse pubbliche generali

-          Le tariffe elettriche non devono essere destinate al finanziamento di obiettivi di interesse generale. Esse devono riflettere il costo reale di una rete gestita con criteri di efficienza e essere allocate in base ad un criterio di costo/responsabilità.

 

16) Poiché le borse dell'energia formano parte integrante dell'accoppiamento dei mercati, dovrebbe essere presa in considerazione l'applicazione di norme di governance alle borse dell'energia elettrica?

Le Borse dell’energia giocano un ruolo fondamentale per il funzionamento del mercato: alcune regole di controllo sono necessarie e la trasparenza sui meccanismi e risultati di mercato è indispensabile.

 

17) È necessaria una metodologia armonizzata per valutare l'adeguatezza del sistema energetico?

La metodologia per valutare l’adeguatezza del sistema elettrico deve essere armonizzata e resa pubblica.

 

18) Quale sarebbe l'ambito di applicazione geografico appropriato per una metodologia e una valutazione armonizzate dell'adeguatezza (ad esempio a livello UE, regionale o nazionale, a livello dei paesi vicini)?

La metodologia deve essere armonizzata a livello europeo, ma la valutazione dell’adeguatezza è necessaria a livello di zone regionali rilevanti

 

19) Un'armonizzazione delle diverse norme di adeguatezza del sistema nell'Unione europea sarebbe utile per costruire un mercato unico efficiente?

Ciò è sicuramente utile.

Sia le interconnessioni che la generazione dovranno essere prese in considerazione per valutare l’adeguatezza del sistema. Gli investimenti in trasmissione e generazione dovranno essere trattati sulle stesse basi in termini di adeguatezza del sistema.

 

20) Quali sarebbero i vantaggi di un quadro comune europeo per la partecipazione transfrontaliera a meccanismi di regolazione della capacità? In caso affermativo, quali dovrebbero essere gli elementi di tale quadro? Vi sarebbero benefici nel fornire modelli di riferimento per i meccanismi di capacità? In caso affermativo, quali dovrebbero essere?

Per IFIEC i CRM devono essere introdotti solo come ultima opzione; in questo caso devono comunque essere temporanei e destinati alla soluzione di uno specifico problema. Se, comunque, meccanismi CRM dovessero essere introdotti, IFIEC supporta la partecipazione transfrontaliera a condizione che sia diretta a apportare soluzioni efficaci e competitive.

                                     

21) La decisione di introdurre meccanismi di regolazione della capacità dovrebbe essere basata su una metodologia armonizzata per valutare l'adeguatezza del sistema energetico?

Per IFIEC i CRM devono essere introdotti solo come ultima opzione; in questo caso devono comunque essere temporanei e destinati alla soluzione di uno specifico problema. Se, comunque, meccanismi CRM dovessero essere introdotti, una metodologia armonizzata per valutare l’adeguatezza del sistema sarebbe sicuramente preferibile.

 

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