di Lorenzo Tuzzolo
Con la pubblicazione del decreto ministeriale del 28 giugno 2019, il MiSE ha dato il via ufficiale al meccanismo del Capacity Market, disposto con lo scopo di garantire l’adeguatezza del sistema elettrico nonostante una sua progressiva declinazione senza fonti fossili dovuta anche all’obiettivo di dismissione, entro il 2025, di 7 GW di capacità a carbone.
Alcuni chiarimenti sono delineati nell’articolo di apertura della newsletter FIRE del 31 luglio.
Il Capacity Market rappresenta un nuovo strumento di mercato e si va ad aggiungere a tutta una serie di altre misure già messe in campo, tra cui, ad esempio, il Demand Response (delibera 300/17/R/eel dell’ARERA), ovvero la possibilità, per gli utenti finali, di accedere al mercato dei servizi di dispacciamento (MSD). Il Demand Response, però, è pensato per garantire la stabilità della rete nel breve periodo, con il distacco di un carico o l’immissione di una certa quantità di energia nel sistema da parte di un cliente, che riceve per questo una remunerazione. Il Capacity Market, invece, è concepito per un arco temporale maggiore e per rendere più competitive sul mercato le fonti energetiche programmabili (ad esempio gli impianti termoelettrici tradizionali), che altrimenti avrebbero molte difficoltà a sostenersi, rischiando di essere dismesse e di aumentare l’inadeguatezza oltre i livelli di guardia.
Questo nuovo mercato sarà gestito da Terna attraverso un sistema ad aste, con una remunerazione annuale in base alla potenza impegnata (€/MW-anno), e si svolgerà in tre step: l’Asta Madre, l’Asta di Aggiustamento, e il Mercato Secondario. Ci saranno poi delle differenze organizzative tra le fasi di prima e piena attuazione, come, ad esempio, la cadenza delle negoziazioni del mercato secondario, che sarà dapprima mensile e poi settimanale. La capacità selezionata nelle aste dovrà essere obbligatoriamente resa disponibile sul mercato del giorno prima (MGP) e, per la parte non accettata sul MGP, anche sul MSD. Per ridurre il costo del meccanismo e l’onere sui consumatori finali, è previsto che, nelle ore in cui il prezzo zonale di consegna sul MGP sia superiore a un valore predeterminato (il prezzo di esercizio), gli operatori siano obbligati a restituire la differenza positiva con riferimento alla capacità resa disponibile.
A tale meccanismo potranno partecipare tutti gli impianti di produzione, sia esistenti che nuovi, anche non autorizzati, sia termoelettrici che rinnovabili, nonché le interconnessioni con l’estero. Tuttavia, ci sono alcuni requisiti da rispettare: in primis l’unità di produzione non deve essere assoggettata a provvedimenti di dismissione e deve impegnarsi a rinunciare agli incentivi erogati dal GSE, qualora ne goda. Un altro requisito molto importante riguarda l’Indice di Emissione, che non deve superare il valore di 550 g CO2/kWh. Alternativamente, qualora tale indice risulti superiore al limite fissato, si può comunque accedere al meccanismo impegnandosi a rispettare la soglia delle Emissioni Totali Unitarie, che non deve superare i 350 kg CO2/kW.
Gli ultimi aggiornamenti sugli aspetti economici del capacity market sono di giovedì 25 luglio: ARERA ha pubblicato il dco 321/2019 con il quale ha avviato una consultazione sul corrispettivo che andrà a pesare in bolletta relativo all’applicazione dello strumento.
D’altronde, affinché si completi il processo di apertura del meccanismo, servirebbe, adesso, la definizione dei parametri economici da parte dell’ARERA, soprattutto in termini di cap e di prezzo di esercizio. Non si prevedono grandi cambiamenti rispetto a quanto presentato attraverso il dco 592/2017, in cui si proponeva un cap al premio di 20.000 €/MW e un prezzo di esercizio di 125 €/MWh, anche se con la successiva delibera 261/2018 si era proposto di indicarli asta per asta.
A seguito della definizione di questi parametri, Terna potrà stabilire le date delle aste, che partiranno probabilmente ad ottobre 2019.
