1.      L’iter per il mercato della capacità è ormai gli ultimi passi, quando crede che partirà?

L’Europa ha approvato il mercato della capacità lo scorso 7 febbraio, dopo 4 anni di trattative con le autorità italiane e dopo ben 7 anni dall’avvio del meccanismo proposto dall’ARERA, che si colloca certamente tra le migliori practice internazionali, ispirando anche il modello di altri Paesi. Ora è necessario darvi attuazione, auspicando che Terna, ARERA e il Ministero dello Sviluppo Economico definiscano in tempi brevi la regolamentazione di dettaglio. E’ fondamentale avviare le primea aste già in autunno, prevedendo un momento di check-up del meccanismo, così da risolvere eventuali criticità e rendere il funzionamento complessivamente efficiente.

D’altra parte, anche la recente votazione della Commissione Industria del Parlamento europeo sul futuro disegno del mercato elettrico conferma l’importanza dei regimi di capacity market. L’ottimo lavoro degli europarlamentari italiani ha permesso di allineare la proposta originaria a quella individuata nel nostro Paese, difendendo la possibilità di sottoscrivere contratti di lungo termine, fondamentali per costruire nuova capacità e indirizzare al meglio gli investimenti.

2.      Nel 2011, quando è uscita la prima delibera sul capacity market, il sistema elettrico era in forte overcapacity, oggi questa non è più così evidente. L’eccesso di capacità è finito?

Assolutamente sì.

In virtù del forte aumento della potenza installata di impianti a fonti rinnovabili nel periodo 2003-2013, era stata raggiunta un’eccedenza di 25 GW della capacità nel momento di picco della domanda. Negli anni successivi, a fronte di una domanda che ha continuato a rimanere stagnante, si è quindi verificata una fase di decommissioning che ha ridotto la capacità termica convenzionale (e programmabile) di circa 20 GW, riducendo il margine a soli 5 GW nel 2016. A conferma di ciò, Terna è stata costretta a rimettere temporaneamente in funzione impianti in fase di dismissione per far fronte a una situazione ormai critica.

In un contesto evolutivo così dinamico, il mercato della capacità contribuirà certamente a mantenere sotto controllo il margine di adeguatezza.

3.      Il gestore di rete Terna segnala una forte riduzione della capacità programmabile. Il nuovo mercato aiuterà a preservare una quota di quella che resta, necessaria all’adeguatezza del sistema? Non bastano i prezzi dell’energia, in ripresa rispetto agli ultimi anni?

Nei mercati energy-only, come quello italiano, l’incremento della produzione elettrica da fonti rinnovabili e la riduzione della domanda hanno generato effetti negativi come la volatilità dei prezzi, la riduzione dei load factor e della sostenibilità economica degli impianti di generazione convenzionale.

A causa della curva di carico non lineare del nostro Paese, fortemente sensibile a variazioni in base alle esigenze stagionali e alle festività, il sistema elettrico continuerà sempre ad essere sottoposto a notevoli sforzi per soddisfare i momenti di picco. Il capacity market risulta essere l’unico strumento in grado di integrare il mercato elettrico garantendo, in maniera efficiente e competitiva, la quota e la tipologia di impianti necessaria all’intero sistema.

4.      Crede che il capacity market potrà dare da subito un segnale anche per la realizzazione di nuova capacità, e se sì di che tipo?

Il capacity market fornirà i corretti segnali agli operatori per il mantenimento in piena efficienza degli impianti esistenti e per la realizzazione di nuova capacità di generazione, laddove richiesta per esigenze di adeguatezza, anche prevedendo nuovi impianti termoelettrici moderni ed efficienti, così come indicato dalla SEN.

Inoltre, il capacity market è un corollario naturale di ogni sforzo di decarbonizzazione, che deve basarsi sia sulle rinnovabili sia sul ruolo flessibile e di backup della produzione termoelettrica. Solo mantenendo questo equilibrio sarà possibile raggiungere i due obiettivi definiti dalla SEN del 55% di rinnovabili sui consumi elettrici finali al 2030 e del phase out degli impianti a carbone al 2025.

5.      Anche alla luce delle analoghe esperienze europee (es. UK, Irlanda, Francia), quale spazio crede ci sia nell’immediato e nel prossimo futuro per tipologie “emergenti” come rinnovabili, demand response e accumuli?

Come hanno dimostrato le recenti aste di capacità nei paesi citati, lo spazio esiste già oggi e potrà diventare sempre più rilevante, a mano a mano che la digitalizzazione del sistema elettrico progredirà e la learning curve degli accumuli li condurrà a costi competitivi.

6.      Tra gli operatori c’è chi chiede una revisione al rialzo dei limiti alla remunerazione consentita dal meccanismo (prezzo strike, cap all’offerta), è d’accordo? Tra i valori irlandesi e quelli UK quali le sembrano i più adeguati?

Pur ritenendo che una parte della capacità esistente (comunque efficiente e in grado di dare un importante contributo all’adeguatezza) non riuscirebbe a coprire completamente i propri costi, pensiamo che al momento sia necessario avviare quanto prima il capacity market e valutare poi, con l’esperienza, possibili interventi di miglioramento del sistema nonché potenzialità in un primo momento non considerate.

7.      Nell’iter per il Clean Energy Package si è finora confermata l’introduzione del cosiddetto Emission Performance Standard che dal 2025 escluderebbe dal capacity market gli impianti a carbone. Ciò metterà automaticamente fuori mercato queste centrali? Basterà l'EPS quindi per attuare il phase out previsto dalla SEN? 

L’EPS, oggi in discussione nell’ambito del Clean Energy Package, potrà avere effetti in ambito europeo, ma non necessariamente in ambito nazionale. Molto dipenderà dall’accordo del trilogo. In ogni caso l’Italia ha già scelto di indirizzare la transizione energetica verso un adeguato equilibrio gas-rinnovabili, con la valorizzazione degli impianti CCGT, e la programmazione di una graduale e ragionata chiusura degli impianti esistenti a carbone. La disciplina del percorso di phase-out del carbone dipende essenzialmente dalle tempistiche e dalle condizioni di riferimento quali il periodo di vigenza delle autorizzazioni in corso o la loro vita tecnico-economica residua, che sono differenti da impianto ad impianto.