Terna Consultazioni capacity market

ANIE Rinnovabili ha analizzato e fornito il proprio contributo alle tre consultazioni di Terna volte a aggiornare la normativa del capacity market.

La prima consultazione si è focalizzata sullo schema di proposta di disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità di energia elettrica per la Fase di Prima Attuazione con anni di consegna 2024 e 2025, la seconda sulle disposizioni tecniche di funzionamento (DTF) del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica e la terza sullo standard di adeguatezza del sistema elettrico italiano.

ANIE considera il mix energetico di centrali termolettriche a gas e di impianti a fonte rinnovabili e di sistemi di accumulo indispensabile ai fini della transizione energetica nel rispetto dei requisiti di adeguatezza, ma ritiene che per i periodi di consegna successivi al 2023 sia necessario tenere in considerazione le raccomandazioni di Bruxelles in risposta all’Implementation Plan presentato dal Governo italiano. Infatti per ANIE si possono coniugare l’obiettivo di decarbonizzazione della generazione elettrica e l’obiettivo di un uso efficiente delle risorse economiche attraverso un processo organico di riforma del mercato elettrico che stenta ad addivenire. La riforma prospettata nel documento di consultazione 322/2019 di ARERA tarda ad arrivare e con essa anche i progetti pilota della delibera 300/2017. Di fatto ci sono voluti ben 4 anni per concepire cinque progetti pilota, di cui solo tre sono effettivamente partiti (UVAM, UPI e UPR), due vedranno la luce nel 2021/2022 (Fast Reserve e Regolazione secondaria di frequenza), uno è ancora in fase di consultazione (Regolazione di tensione), mentre con la delibera 282/2020 di ARERA sono stati pubblicati gli esiti del monitoraggio del mercato per il servizio di dispacciamento con focus sulla regolazione di tensione. Dal monitoraggio è emerso secondo ARERA che “in base ai dati disaggregati resi disponibili da Terna, circa il 60% del controvalore complessivo dell’uplift, nel biennio 2018-2019, è imputabile all’approvvigionamento implicito di risorse per la regolazione di tensione, ossia prevalentemente al ridispacciamento di specifiche unità di produzione (UP) in MSD ex ante (o, più raramente, in tempo reale) a causa di vincoli di “presenza in servizio” di un numero minimo di UP equivalenti per la regolazione di tensione. Considerando anche i costi delle unità essenziali (incluse nel regime di reintegrazione dei costi), nel biennio considerato, l’onere medio annuo complessivo legato ai servizi oggetto del presente rapporto è quantificabile in circa 1.300 milioni di euro.” Ma il monitoraggio evidenzia anche che questa situazione si perpetua con intensità di costo differente da ben un decennio. E mentre in Italia le fonti rinnovabili attendono di essere abilitate ad offrire la regolazione di tensione, negli altri paesi europei lo sono già, il sistema elettrico nazionale deve sobbarcarsi oneri di rilevante entità. Proprio per questo ANIE Rinnovabili è fortemente orientata ad abilitare le tecnologie rinnovabili e lo storage nel mercato dei servizi di dispacciamento, affinché si crei in quest’ultimo maggior concorrenza, si riducano i costi di sistema e si integrino sempre più nel mercato elettrico tali tecnologie, che nei prossimi 10 anni saranno in grado di soddisfare il 70% del fabbisogno elettrico nazionale.

ANIE Rinnovabili auspica che il futuro schema del capacity market possa garantire al sistema un’acquisizione efficiente sotto il profilo dei costi nel prossimo bando. Nella precedente sessione di asta per i periodi di consegna 2022 e 2023 non ci pare sia emerso il vero valore del sistema a causa di un’assegnazione a prezzo di base d’asta su tutti i segmenti e in tutte le zone. Il tema della definizione del contingente d’asta sarà cruciale, perché la chiusura dell’asta al valore marginale indica una prospettiva di inadeguatezza strutturale che non rispecchia le condizioni attuali e prospettiche del sistema elettrico.

Nel recente passato alcune distorsioni alla concorrenza verificatesi in aree molto circoscritte del mercato elettrico (principalmente nelle zone di mercato centro-sud e sud) hanno fatto aumentare sensibilmente i costi dell’uplift. Gli esiti della prima asta del capacity market svoltasi nel 2019, che vedono al contrario la maggior parte dei MW assegnati nella zona di mercato nord, evidenzia una potenziale inefficacia del meccanismo in termini di costi addizionali per il sistema. Occorre garantire che il meccanismo zonale del capacity market sia in grado di risolvere i problemi nodali, andando quindi ad eliminare la necessità di strumenti di contrattualizzazione puntuale fuori mercato come quello dell’essenzialità.