Le prime aste sul capacity market, vi raccontiamo com’è andata

Si chiama “mercato della capacità” o capacity market nella declinazione inglese usata dagli esperti.

La sua missione è già iniziata, quella di polmone di compensazione del sistema elettrico italiano, capace di dargli ossigeno e muscoli per vincere la sua grande sfida verso la transizione. Un sistema elettrico più pulito grazie al crescente ricorso alla generazione rinnovabile. Più sicuro grazie alla modernizzazione delle reti all’insegna delle nuove tecnologie intelligenti. Più economico, proprio grazie i progressi in termini di efficienza operativa. Problemi da affrontare? Non pochi.

La crescita delle rinnovabili, che si fanno largo grazie a costi sempre più competitivi, deve fare i conti con una programmabilità non sempre garantita. Gli impianti di generazione convenzionali e programmabili rimangono tuttora indispensabili per fornire in ogni momento la giusta quantità di energia al nostro paese. In uno scenario dove dall’abbondanza di generazione degli anni a cavallo del nuovo millennio si è passati, sotto i colpi delle dismissioni dell’ultimo decennio, a un margine di riserva molto ridotto.

Il sistema chiede sostenibilità, transizione verso tecnologie low-carbon, sicurezza, economicità. Operazione non facile. Al capacity market spetta il ruolo di fattore chiave dell’equazione. Un domani, non lontano, avremo una marcata prevalenza delle rinnovabili, con sistemi di accumulo idroelettrico o elettrochimico (batterie) che risolveranno i problemi dovuti all’intermittenza nella produzione e alla variabilità della domanda.

Oggi serve quindi uno strumento di transizione, in grado di garantire un “polmone” al sistema. In grado di rendere praticabile innanzitutto l’uscita definitiva dal carbone, ma anche di stabilizzare le dinamiche dei costi e dei prezzi dell’energia, dando agli operatori un quadro affidabile per attivare le loro strategie di investimento e al paese un buon equilibrio, appunto, tra la sicurezza delle forniture e i costi da sostenere per approvvigionare l’energia, con l’obiettivo chiaro di perseguire il processo di decarbonizzazione il più velocemente possibile.

L’obiettivo del meccanismo è quello di accompagnare la fase di transizione verso le rinnovabili permettendo la dismissione degli impianti più inefficienti e inquinanti, altrimenti necessari a garantire la copertura della domanda di energia, attraverso l’ingresso programmato o il mantenimento in funzione di capacità più efficiente e flessibile e meno inquinante.

Anche gli impianti termoelettrici a gas, la tipologia più efficiente e ad oggi prevalente nel mix energetico italiano, saranno chiamati a svolgere un lavoro completamente diverso, venendo utilizzati molte meno ore e agendo da backup delle fonti rinnovabili nei momenti di maggior richiesta di energia sulla rete.

Un gioco di equilibrio. Ed ecco il capacity market, che poggia su due criteri fondamentali: un premio alla capacità degli impianti di generazione o di accumulo determinato in modo competitivo, fornendo una redditività minima - che altrimenti non sarebbe sempre garantita – per permettere la realizzazione degli investimenti necessari a raggiungere il phase out degli impianti a carbone in un contesto di sicurezza energetica complessiva; e l’obbligo per gli operatori di rendere disponibile la capacità assegnata per soddisfare la richiesta di energia elettrica in ogni momento ad un prezzo contenuto per i consumatori, il cosiddetto prezzo strike, settato per coprire il costo di produzione più elevato nel parco di generazione italiano, limitando al contempo eventuali extra-profitti.

Si è scelto dunque il meccanismo delle aste, aperte a tutti quegli impianti, già esistenti o da realizzare appositamente, in grado di garantire risultati che rispettino comunque i requisiti minimi di efficienza e di controllo delle emissioni.

Il via alle aste del nuovo capacity market, che supera e sostituisce il sistema provvisorio del capacity payment attuato negli scorsi anni distribuendo incentivi in modo regolato a una serie di impianti in base alla loro disponibilità nei momenti di bisogno, è stato dato da Terna con due sessioni nel novembre scorso, assicurando al nostro sistema elettrico le prime ricadute operative tra il 2022 e il 2023. Lo schema di base rimane quello che prevede una garanzia di remuneratività minima per gli impianti chiamati ad assicurare la sicurezza e la continuità delle forniture elettriche, sulla base di un premio frutto degli esiti di queste aste con l’obbligo per i produttori di restituire l’eventuale differenziale di prezzo sui mercati dell’energia e del dispacciamento rispetto allo strike price, il cui valore è legato al costo variabile di produzione degli impianti di punta.

Linkati in fondo all’articolo trovate le relazioni con il dettaglio su quantità in gioco, esiti e assegnatari. Ma proviamo di seguito a capire un po’ meglio come è andata e quali sono i benefici attesi di tutto ciò.

Un’ottima partenza. Due gli elementi positivi messi in luce dall’avvio dell’operazione: la vasta partecipazione, sia nel numero e nella tipologia degli operatori (ci sono i grandi come Enel, Eni, Edison e Sorgenia, ma anche le principali aziende municipalizzate - in primo luogo A2A e Iren - e soggetti industriali come Duferco e Arvedi) sia nella loro distribuzione territoriale, che ha comunque premiato il Nord in conseguenza delle sue maggiori esigenze; e una partecipazione delle rinnovabili che hanno rinunciato ad altre forme di incentivo e degli accumuli elettrochimici (questi ultimi hanno avuto una potenza di oltre 200 MW).

Evidentemente la partecipazione della nuova capacità ha premiato le consegne al 2023 rispetto al 2022 che presuppone una tempistica più ridotta per realizzare le infrastrutture e ottenere le relative autorizzazioni. Per il 2022 saranno aggiunti 1,8 GW di disponibilità alla punta a fronte di una nuova generazione per 2,8 GW, mentre al 2023 la capacità disponibile alla punta (in probabilità) sarà di 4 GW. In totale tra il 2022 al 2023 si avrà dunque una nuova capacità disponibile alla punta per 5,8 GW che corrisponderà a nuova capacità installata per 7,5 GW, parte della quale in sostituzione di impianti esistenti.

I risultati sono stati in linea con le aspettative. La stragrande maggioranza degli operatori ha conferito gran parte delle proprie risorse esistenti e promosso nuove iniziative che saranno fondamentali per permettere il phase out degli impianti a carbone e rispondere alle esigenze di adeguatezza del sistema, anche nei periodi caratterizzati da forti tensioni sui mercati dell’energia come quelle registrate in diverse occasioni negli ultimi anni (come nel caso delle indisponibilità degli impianti nucleari francesi o dei picchi di domanda legati a temperature estreme o di idraulicità ridotta, che può ridurre la disponibilità delle risorse idroelettriche).

I benefici attesi. Gli effetti positivi cominceranno a vedersi dal 2022, anno di prima efficacia contrattuale del meccanismo, in particolare per quanto riguarda i segnali di prezzo, per effetto della calmierazione che sarà indotta dal meccanismo delle opzioni. La conclusione dei contratti nel mercato della capacità vincolerà infatti i produttori a non offrire sul mercato dell’energia e dei servizi per il dispacciamento risorse a prezzi superiori ad un determinato livello (strike price). Effetti positivi saranno determinati anche dalla maggiore competizione che potrà rilevarsi nei mercati dell’energia e dei servizi per effetto della disponibilità di maggiori risorse, con la presenza di nuovi impianti più efficienti, meno inquinanti e anche con minore costo di produzione.

E nella partita dare-avere chi ci guadagna davvero? Ci guadagnano tutti. Ci guadagnano i consumatori in quanto ci sarà un beneficio consistente sulle bollette elettriche derivante da un “raffreddamento” dei prezzi di mercato dell’energia come conseguenza della maggiore efficienza anche economico-finanziaria del sistema di generazione rispetto ad uno scenario in cui non fosse stato implementato il Capacity Market. E ci guadagna il paese in termini di sostenibilità ambientale perché potrà finalmente dire addio alla generazione a carbone, molto prima di tanti nostri vicini Europei, e aumentare significativamente la quota di rinnovabili nel mix produttivo. E ci guadagna anche il sistema produttivo per effetto del minor premio di rischio che avranno sul mercato.

I prossimi appuntamenti. Il varo delle nuove aste non potrà essere istantaneo. Se ne parlerà nei primi mesi del 2021. Il meccanismo istituzionale deve infatti rispettare procedure complesse: i piani devono essere elaborati sulla base di un rapporto aggiornato sull’adeguatezza del sistema (che Terna aggiorna comunque annualmente) e trasmessi all’Unione europea, che deve analizzare ed approvare. Procedure che hanno già imposto ritmi operativi davvero serrati per le aste appena effettuate, se consideriamo che le autorizzazioni definitive sono arrivate tardi, all’inizio della scorsa estate, e le aste dovevano comunque essere effettuate entro dicembre per non far scadere i termini dalle regole comunitarie previste dal Clean Energy Package (CEP).

I vecchi meccanismi. Il capacity payment, come abbiamo accennato, scomparirà dal 2022, come del resto ha deliberato l’autorità di settore. Tra gli altri strumenti di affiancamento e sussidio al sistema elettrico rimane invece immutato, ad esempio, il meccanismo dell’interrompibilità, che remunera la disponibilità di alcuni consumatori industriali a vedersi interrotta istantaneamente l’energia in caso di improvvise e impreviste esigenze del sistema. L’interrompibilità – sottolineano i tecnici – è uno strumento diverso rispetto a quelli per l’adeguatezza per un servizio diverso, che prevede l’attivazione delle procedure in 200 millisecondi in caso di bisogno dovuto a perdite istantanee di interconnessioni o di rilevanti elementi di rete o di generazione.