Rapporto esplicativo

Legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili:

modifica dell’ordinanza sulla promozione dell’energia

Figura 2: Matrice dei ricavi con classificazione per opportunità di mercato (righe) e tipo di centrale (colonne)

Per il calcolo preciso dei singoli contributi di ricavo si rimanda al citato studio di Swiss-Economics/PFZ (v. nota 15).

Le singole posizioni di cui al numero 4.2.2 si calcolano come indicato qui di seguito.

N. 4.2.3: la negoziazione sul mercato day-ahead è la principale fonte di reddito delle centrali idroelettriche. I ricavi delle attività di accumulazione sono determinati sulla base dei livelli medi di riempimento dei bacini di accumulazione, differenziati a livello regionale, e della quantità di afflusso della centrale idroelettrica nel periodo di valutazione precedente. Si procede per fasi temporali di durata mensile. Considerando i livelli di riempimento all’inizio e alla fine del mese e gli afflussi avvenuti nel corso del mese, sulla base della portata massima delle turbine si calcola il numero di ore di produzione a pieno carico. Questa produzione viene valutata con i corrispondenti prezzi massimi del mese¹⁰. In realtà, i gestori non possono inserire tutte le offerte sul mercato day-ahead come previsto. Per tenere conto di questo effetto, servirebbe un fattore di correzione per le incertezze legate alle previsioni. Poiché questo fattore di correzione si colloca nello stesso ordine di grandezza (2–6 % a seconda del tipo di centrale) dei ricavi sul mercato intraday, vengono omessi sia il fattore di correzione che i ricavi intraday. Solo per le centrali ad acqua fluente, per le quali non esistono possibilità di ottimizzazione sul mercato intraday, si applica un fattore di correzione del 2 per cento.

N. 4.2.4: il calcolo dei ricavi o dei costi di copertura dei mercati a termine non richiede alcuna euristica. Si parte dal presupposto che, a causa dell’imprecisione delle previsioni, solo l’80 per cento della produzione sia coperto a termine. La copertura avviene con un anticipo fino a tre anni: vendita del 33,3 per cento nel periodo di negoziazione da ottobre YY-3 a settembre YY-2, vendita del 33,3 per cento nel periodo di negoziazione da ottobre YY-2 a settembre YY-1, vendita del 33,3 per cento nel periodo di negoziazione da ottobre YY-1 a settembre YY. La conseguenza di questa strategia di copertura è che alla fine del trimestre 3 dell’anno in corso la produzione prevista del front year idrologico 1 sarà venduta all’80 per cento, quella del front year idrologico 2 al 53,3 per cento e quella del front year idrologico 3 al 26,6 per cento. Le vendite a termine sono valutate con prodotti trimestrali e annuali. I ricavi e i costi effettivi della copertura diventano visibili quando, per il periodo di valutazione, dai ricavi a termine vengono sottratti i costi di riacquisto di tale energia di copertura sul mercato day-ahead. Poiché il mercato svizzero a termine è poco liquido, in particolare per quanto riguarda l’orizzonte temporale più lungo, per la determinazione dei prezzi vengono utilizzati anche i mercati a termine esteri. Al momento, i gestori utilizzano principalmente i mercati a termine francese e tedesco per le operazioni di copertura a lungo termine.

N. 4.2.5: partecipando al mercato delle prestazioni di servizio relative al sistema (mercato PSRS), una centrale elettrica non può partecipare pienamente al mercato day-ahead. Il calcolo dei ricavi specifici