La Fondazione Utilitatis pro acqua energia ambiente è stata costituita con l’obiettivo di condurre studi sui servizi pubblici locali attraverso la divulgazione di ricerche e la creazione di spazi di approfondimento su specifici temi, economici e giuridici. È in via di pubblicazione il Blue Book - la monografia sull’industria del servizio idrico integrato- che giunge quest’anno all’11° edizione e di cui si illustra nel seguito un’anticipazione dei principali argomenti trattati.
Nonostante i progressi compiuti e il ruolo svolto dall’ARERA nel miglioramento di un settore critico sotto diversi aspetti, i dati più recenti evidenziano un divario significato nel livello di servizio idrico e nella capacità di realizzazione degli investimenti fra alcune aree - localizzate in gran parte nell’Italia Meridionale e Insulare - e il resto del paese. Questo, pur in presenza di significative risorse a fondo perduto concentrate nelle aree deboli. Per ridurre questo “Water Service Divide”, le ultime Leggi di Bilancio hanno introdotto alcuni interventi strutturali, che dovrebbero essere resi operativi nei prossimi mesi.
Nonostante i picchi record raggiunti dal termometro, l’estate 2019 è trascorsa senza particolari fenomeni di crisi idrica (almeno in Italia). Il che non vuol dire che non sia il caso di occuparsene: l’occasione è anzi propizia per poterne ragionare senza l’assillo dell’emergenza e il rumore mediatico che ha accompagnato l’annus horribilis 2017, nel quale perfino Roma ha corso seriamente il rischio di sospendere l’erogazione.
Finalmente, dopo quasi 16 anni, il disegno di mercato nel settore dell’elettricità ha trovato pieno compimento con l’introduzione di un sistema esplicito per la remunerazione della capacità elettrica tramite aste organizzate di “Reliability options”.
Ma cosa sono le Reliability Options (RO) e perché sono state introdotte?
La sicurezza energetica è di competenza degli stati membri (SM) ed è strettamente correlata a due obiettivi cruciali della politica di de-carbonizzazione come il phase out degli impianti a carbone e la crescita della produzione di energia da fonti rinnovabili. Una ridotta affidabilità del sistema ha spinto gran parte degli SM a introdurre diverse tipologie di meccanismi di capacità per remunerare la disponibilità di generazione elettrica.
Il 15 novembre 2018 una sentenza della Corte di Giustizia dell’Unione Europea ha annullato per motivi procedurali la decisione con la quale la Commissione Europea aveva autorizzato il capacity market proposto dal Governo inglese. La società Tempus, una Esco che offre una tecnologia di gestione del consumo di energia elettrica, si era rivolta alla Corte di Giustizia nel 2014. Le contestazioni della società riguardavano principalmente le modalità di partecipazione previste per gli operatori di gestione della domanda.
L’approccio emergenzialista alle politiche energetico-ambientali contro i cambiamenti climatici fa prevalere una percezione distorta degli interventi necessari. Di questo approccio fanno parte anche atteggiamenti ideologici che non tengono conto di criteri minimi di razionalità ed efficienza dell’intervento pubblico di chi si oppone pregiudizialmente all’entrata in vigore di meccanismi di capacity market necessari, e allo stesso tempo sostiene una drastica attuazione del phase-out di tutte le centrali a carbone ancora presenti nel parco termoelettrico italiano.
Il decreto sul capacity market è stato finalmente firmato, quando vi aspettate che partiranno le procedure?
Il decreto è stato firmato qualche giorno fa dopo un periodo di gestazione durato 8 anni e numerose consultazioni pubbliche sia da parte di Terna che dell’Autorità. È necessario partire con le prime aste già in autunno per poter usufruire della clausola di grandfathering e permettere alle imprese di pianificare i necessari investimenti di cui il sistema ha bisogno, in linea con quanto previsto dal Piano Energia e Clima.
La transizione del sistema elettrico italiano in direzione di una crescente presenza di fonti rinnovabili non programmabili (FRNP), anche per mezzo di impianti di taglia ridotta connessi alla reti di distribuzione, ha richiesto di adeguare i meccanismi tramite i quali viene assicurato il funzionamento in sicurezza dell’intero sistema. L’incremento dell’immissione in rete da parte della generazione da FRNP è avvenuta, infatti, a spese delle unità programmabili a fonti fossili (tra cui i cicli combinati), riducendo la potenza disponibile per i servizi di regolazione; d’altra parte, la minor prevedibilità della produzione da FRNP determina un incremento delle necessità di bilanciamento e quindi del fabbisogno di riserva.
“La discussione sulla neutralità climatica al 2050 non dovrebbe riguardare se possiamo o meno raggiungere questo obiettivo ma il modo in cui lo raggiungeremo” ha recentemente dichiarato la Cancelliera Merkel. Tra i vari “come” da affrontare per realizzare questo lungo percorso di transizione, è necessario porre attenzione sulle modalità da adottare per gestire le emergenti necessità del sistema elettrico in uno scenario che – presto o tardi – sarà dominato dalle rinnovabili. Rischi di over-generation, ripidità della rampa di carico, capacità regolante limitata, compressione dei margini di riserva, congestioni di rete, poche risorse per regolazione di tensione e frequenza: questi sono i problemi di un sistema elettrico decarbonizzato, problemi che tendono ad enfatizzarsi all’aumentare della potenza non programmabile installata, che dovrà quindi essere direttamente coinvolta nella loro gestione.
