Intervista a Marco Ballicu, Responsabile Affari Regolatori di Duferco Energia SpA.
La filiera energetica sta affrontando importanti sfide: da un lato la necessità di garantire la continuità del servizio alla comunità e ai settori produttivi, dall’altro di adeguarsi agli impegni di riduzione di emissioni e di mitigazione dell’impatto ambientale. Trovandosi spesso in situazioni contraddittorie e complesse: ad esempio l’incremento delle nuove fonti rinnovabili intermittenti sta determinando forti criticità sul sistema di dispacciamento dell’energia. Per questo negli ultimi anni sono stati messi in campo nuovi meccanismi per garantire l’adeguatezza del sistema sfruttando la flessibilità della capacità di generazione. In particolare è stato sviluppato il mercato della Capacità disponibile, il cosiddetto Capacity Market. Di cosa si tratta?
Il CM è proprio un meccanismo il cui fine è la selezione delle risorse necessarie a garantire l’adeguatezza del sistema elettrico, definita da Terna come la capacità del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto dei requisiti di sicurezza e qualità del servizio. Il meccanismo consente la partecipazione a tutte le tipologie di risorse di sistema: unità di produzione, incluse le fonti intermittenti, sistemi di accumulo, unità di consumo (domanda). Per partecipare non è indispensabile che una risorsa risulti abilitata al Mercato del Dispacciamento MSD. Pertanto anche aziende industriali, con una capacità di autoproduzione di energia flessibile e non pienamente sfruttata, possono aderire a questo mercato che prevede interessanti remunerazioni.
Come funziona e quali sono i principali diritti e doveri degli operatori selezionati tramite il meccanismo del Capacity Market?
Il meccanismo del CM si basa su una procedura concorsuale, ovvero un’asta, cui prendono parte gli impianti ammessi a partecipare. All’asta si partecipa presentando un’offerta, che riporta la quantità e il prezzo richiesto. I vincitori ottengono il diritto a ricevere sul periodo di riferimento (consegna) – pari a un anno per la capacità esistente – un corrispettivo fisso, espresso in €/MW/anno, corrisposto su base mensile. Le offerte in asta non possono superare un limite superiore, che è più elevato per gli impianti di nuova realizzazione per i quali è inoltre previsto la possibilità di ricevere l’importo definito in esito all’asta per 15 anni e non uno solo. Le offerte in asta sono selezionate secondo il criterio di ordine di merito economico e valorizzate al Premio marginale, nel rispetto di limiti di prezzo definiti e noti in anticipo. A fronte di questo beneficio, i partecipanti contraggono l’obbligo di rendere disponibile il proprio impianto a contribuire all’adeguatezza del sistema, che si sostanzia nella presentazione di offerte sui mercati dell’energia e dei servizi. L’inosservanza di questo obbligo espone gli operatori al pagamento di penali che possono, da ultimo, portare alla rescissione del contratto siglato con Terna a valle dell’aggiudicazione dell’asta. Esiste inoltre un meccanismo di attribuzione di un corrispettivo variabile per garantire l’adeguata economicità del Mercato dei Servizi di Dispacciamento a cui possono accedere le unità di produzione.
A tutta la filiera energetica è richiesto di adeguarsi agli obiettivi di sostenibilità ambientale per il 2050. Qual è il ruolo del Capacity Market in questo processo di transizione ecologica?
Di per sé la necessità di garantire l’adeguatezza del sistema elettrico prescinde da considerazioni, come quelle di natura ambientale, che riguardano in ultima analisi il mix energetico del Paese. D’altro canto, se traguardiamo un futuro di neutralità energetica, coerentemente con gli obiettivi in fase di definizione per il 2050, è ragionevole chiedersi se, a parità di livello di adeguatezza, sia opportuno perseguire un mix di generazione sbilanciato su quelle risorse (rinnovabili e accumuli su tutte) che saranno chiamate, in virtù delle loro caratteristiche, a lavorare per un maggior numero di ore l’anno.
La sempre maggior disponibilità di capacità da parte dei sistemi di accumulo e delle fonti rinnovabili è adeguatamente valutata nell’attuale meccanismo?
Formalmente sì, non ci sono divieti alla partecipazione delle risorse menzionate. Sta di fatto però che le condizioni poste dalla disciplina sono tali da scoraggiarne l’effettiva partecipazione. Le peculiari caratteristiche di queste risorse non sono in realtà adeguatamente considerate, esponendo gli operatori al rischio di inadempimenti e pagamento di ingenti penali. In ultima analisi per poter consentire una proficua partecipazione di queste risorse è necessario modellare la disciplina in modo da ridurre il rischio di una loro penalizzazione, senza ovviamente pregiudicare in alcun modo il livello di adeguatezza del sistema. Ciò significa, ma questa è solo una delle ipotesi possibili, che si potrebbero focalizzare gli obblighi in capo a queste risorse nelle “sole” ore in cui c’è ragionevolmente più bisogno del loro sostegno, vale a dire nelle ore critiche.
Ben sappiamo come a determinare la criticità del dispacciamento contribuiscano sia l’intermittenza delle fonti rinnovabili che i picchi dei prelievi. Il ruolo Domanda è quindi considerato nel Capacity Market?
Il disegno dell’attuale CM rende complessa e costosa la partecipazione da parte della Domanda. Il limitato anticipo con cui si conoscerà l’esatta identificazione delle ore critiche, quelle in cui è maggiore il rischio di inadeguatezza del sistema, e la mancanza di una remunerazione esplicita, rendono infatti poco appetibile questo mercato. Sarà necessario rivedere il meccanismo per permettere anche alla Domanda una sua partecipazione attiva.
I costi del Capacity Market sono però per il 70% a carico dei consumatori in funzione dei loro prelievi nelle ore critiche. Potrebbe già essere questo uno stimolo per la Domanda a rivedere le proprie strategie di consumo e approvvigionamento?
Alcune stime indicano in circa 40 €/MWh il costo che, nei prossimi anni, andrebbe a incrementare la componente tariffaria legata al dispacciamento nelle ore critiche. Se consideriamo il costo medio dell’energia, che nei mesi scorsi è stato intorno ai 70 €/MWh, ne comprendiamo l’entità a carico del consumatore finale. È quindi probabile che questi ingenti oneri potrebbero già indurre diversi consumatori ad attuare vere e proprie strategie di demand side management, rimodulando i propri prelievi in modo da minimizzare quelle altrimenti ricompresi in questi riferimenti temporali.
