Tutti i tasselli ci sono ed il puzzle ormai si sta componendo in un nuovo disegno del sistema elettrico in cui i mercati spot vengono confermati ma con un ruolo focalizzato al solo dispacciamento efficiente delle risorse, ossia l’individuazione degli impianti più efficienti da far produrre in ciascun momento. Il compito, invece, di fornire segnali per indirizzare le scelte di investimento viene “strutturalmente” demandato ad una serie mercati di lungo termine che si trovano oggi in una fase più o meno avanzata di implementazione.
Nell’articolo Ridisegnare il mercato elettrico per una decarbonizzazione efficiente: una propostae, successivamente, nel paper Innovating electricity market design to achieve an efficient decarbonisation process, sostenevamo che per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione del sistema elettrico, garantendone contestualmente l’adeguatezza e la sicurezza, fosse necessario prevedere che per ciascun dei tre obiettivi appena citati (ossia sicurezza, decarbonizzazione e adeguatezza) fosse assicurata la disponibilità delle risorse necessarie, grazie ad appositi mercati di lungo termine. Accanto ai mercati spot andavano in altri termini costruiti tre mercati a termine, tra loro posti in rigorosa sequenza temporale (cascading) anche al fine di integrare, nella determinazione delle quantità di risorse da approvvigionare in ciascun meccanismo, il contributo delle risorse già approvvigionate negli altri mercati (ad esempio, delle rinnovabili approvvigionate nel mercato pro-decarbonizzazione veniva tenuto conto per il loro contributo ai fini del Capacity Market).
Nel cascading, a monte di tutto, era previsto il “Mercato pro-sicurezza” per la contrattualizzazione degli stoccaggi elettrici. Lo schema si proponeva di replicare – con le dovute differenze – il modello regolatorio dello stoccaggio gas anche nel settore elettrico. In particolare, si prevedeva che: i) i progetti per nuova capacità di stoccaggio elettrico fossero contrattualizzati dal TSO (in Italia: Terna) per un periodo coerente con la vita utile dell’asset, assicurando così la disponibilità di adeguate risorse di flessibilità; ii) la capacità di stoccaggio così contrattualizzata venisse aggregata (pooling di risorse) e resa a sua volta disponibile dal TSO agli operatori di mercato tramite contratti di “time shifting” per consentire loro di “spostare” energia dalle ore a prezzi più bassi (tipicamente con tendenza all’overgeneration) a quelle con prezzi più elevati (caratterizzate da scarsità); iii) le risorse di stoccaggio contrattualizzate dal TSO fossero comunque disponibili per essere dispacciate dal TSO stesso per le esigenze di sicurezza.
Immediatamente a valle del “Mercato pro-sicurezza” era previsto il “Mercato pro – decarbonizzazione” per la contrattualizzazione delle rinnovabili. Qui la proposta mirava a innovare l’attuale schema di contrattualizzazione diretta dei singoli impianti, superandone i due principali limiti, ossia la limitata possibilità per il mercato di introdurre innovazione tecnologica (decarbonizzata) nel mix produttivo e l’esclusivo incentivo per gli operatori a massimizzare la produzione, minimizzandone il costo medio. La proposta infatti prevedeva che il sistema acquistasse dagli operatori dei prodotti standardizzati con profilo predefinito (es baseload) con obbligo di immettere una predefinita quantità di energia rinnovabile su base annua. Gli operatori erano quindi lasciati liberi di scegliere il mix più opportuno di risorse da realizzare/contrattualizzare per far fronte al loro impegno, spingendoli anche a tenere conto del valore di mercato della produzione.
A chiusura di tutto era mantenuto il “Mercato Pro – adeguatezza”, coincidente con il c.d. Capacity Market e di cui si riteneva di poter confermare il disegno originario.
Dei suddetti mercati in cascading, ad oggi, il mercato pro-sicurezza può essere considerato in dirittura di arrivo e auspicabilmente le aste per la contrattualizzazione di nuova capacità di stoccaggio potranno svolgersi entro l’anno in corso. Per quanto riguarda il mercato pro-decarbonizzazione, di recente, il DL Sicurezza Energetica (art. 4 septies del DL 181/23 Sicurezza Energetica, come convertito nella legge 11/2024) è intervenuto modificando il tradizionale schema di supporto alle rinnovabili e introducendo - addirittura in maniera pionieristica rispetto alle previsioni della riforma europea c.d. Electricity Market Design - i prodotti con profilo, con l’obiettivo di incentivare gli operatori alla massimizzazione del valore dell’energia prodotta. Proprio quando la serie dei mercati a termine in cascading poteva considerarsi completata, ecco che il Capacity Market, pur mantenendo il determinante ruolo conclusivo della suddetta serie di mercati a termine in cascading mostra la necessità di una innovazione importante per tener conto di almeno due aspetti.
La prima esigenza di innovazione del Capacity Market attuale punta a rivederne la logica con cui è costruito che si basa sull’assunzione implicita secondo cui il fabbisogno di adeguatezza da soddisfare con risorse approvvigionate in detto meccanismo (quindi al netto delle risorse diversamente contrattualizzate il cui contributo è posto “in base”) sia crescente o comunque stabile nel tempo. Questa condizione vera nel 2011, quando le risorse da approvvigionare negli anni successivi seguivano una curva monotona crescente, ha consentito di semplificare molto l’attuale disegno del Capacity Market. Infatti questo, da una parte, assicura che l’eventuale approvvigionamento di capacità nuova si riveli sempre necessario nei periodi futuri; dall’altra, esclude il rischio – dato l’andamento monotono del fabbisogno – che oggi non si ritenga più necessaria parte della capacità produttiva esistente che invece domani risulti utile al sistema. Il Capacity Market innovato, per intenderci quello post 2028, non potrà più fare affidamento su questa assunzione dovendo quindi far fronte ad una esigenza potenzialmente diversa, in cui la domanda di adeguatezza da soddisfare con il nuovo Capacity Market (quindi tendenzialmente con gli impianti termoelettrici) avrà verosimilmente un andamento decrescente nel tempo, grazie all’aumento delle risorse rilevanti (es. rinnovabili e stoccaggi) già approvvigionate nel cascading a monte. Il modificato contesto richiede, quindi, che il nuovo meccanismo del Capacity Market venga rivisto per tener conto dell’andamento prospettico su base pluriennale del fabbisogno di adeguatezza e consentire da subito di identificare il mix ottimo di impianti esistenti e di impianti nuovi da contrattualizzare. In altri termini, si dovrà valutare su orizzonti pluriennali, se non convenga “anticipare” l’entrata di nuova capacità produttiva più efficiente e eventualmente – si veda dopo – decarbonizzata o, all’opposto contrattualizzare gli impianti esistenti, la maggior parte dei quali, tra l’altro, sono a fine vita utile con costi di manutenzione crescenti. Chiaramente, questa diversa prospettiva, a livello di disegno del meccanismo, richiede anche di riconsiderare la scelta di contrattualizzare la capacità esistente solo su base annuale.
In seconda istanza, i sempre più ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione del sistema elettrico impongono non solo di incrementare lo sviluppo delle rinnovabili elettriche (senza emissioni di CO2 ab origine almeno durante il running period) ma anche di promuovere investimenti di riduzione delle emissioni in atmosfera degli stessi impianti termoelettrici. Anche qui, il sistema dovrà prontamente attrezzarsi per valutare il mix di soluzioni da supportare per una decarbonizzazione della produzione anche termoelettrica al minimo costo. Senza voler anticipare gli esiti di un’analisi ancora tutta da svolgere, possiamo però ritenere verosimile che accanto a soluzioni di decarbonizzazione maggiormente capex intensive, quali ad esempio la cattura e lo stoccaggio della CO2 prodotta da CCGT, andranno integrati impianti termoelettrici alimentati da combustibili puliti (es. biometano e idrogeno), ossia impianti con minori capex ma con costi variabili più elevati. I primi, infatti, si prestano ad essere utilizzati per un numero di ore elevato, mentre i secondi sono maggiormente adatti a soddisfare, quando necessario, le esigenze di picco di domanda. Solo combinando opportunamente queste due diverse tipologie di risorse si riesce a garantire l’adeguatezza e una copertura efficiente della curva di durata del carico residuo*. Questo però significa che il sistema dovrà contrattualizzare diverse risorse dispacciabili low-carbon e dovrà anche gestire nel tempo la inevitabile convivenza tra impianti termo decarbonizzati e non. Da qui conseguono ripercussioni sullo stesso disegno del Capacity Market post 2028.
Anche, infatti, ove si dovesse andare verso una soluzione di costruzione di un meccanismo di supporto dedicato per le risorse dispacciabili low-carbon (soluzione questa che ritengo preferibile), in ogni caso detto meccanismo dovrà essere opportunamente coordinato con il Capacity Market innovativo. Come detto, de minimis, il capacity, come mercato di “chiusura” degli altri mercati di contrattualizzazione di lungo termine, dovrà tener conto delle risorse già approvvigionate dal sistema e la cui disponibilità è quindi già garantita. In più, dovranno essere gestite le inevitabili interazioni tra il capacity e il meccanismo dedicato alla decarbonizzazione del termoelettrico: ad esempio, è verosimile che nuovi impianti di recente contrattualizzazione nell’ambito del Capacity Market vogliano decarbonizzare la propria produzione. accedendo ai meccanismi di supporto di lungo termine che il sistema andrà eventualmente ad introdurre; in tal caso, dovrà essere riconosciuta a detti impianti la possibilità di fare “voltura” dal contratto del Capacity Market per sottoscrivere il contratto associato al meccanismo dedicato alla soluzione low carbon.
*Sulla maggiore efficienza di un sistema che investe in un mix di diverse soluzioni di generazione low carbon vedasi tra gli altri: Long J.C.S., Baik E., Jenkins J.D., Kolster C., Chawla K., Olson A., Cohen A., Colvin M., Benson S.M., Jackson R.B., Victor D.G. e Hambur S.P. (2021), California needs clean firm power, and so does the rest of the world, EdF, pp. 1-57; Sepulveda N.A., Jenkins J.D., de Sisternes F.J. e Lester R.K. (2018), The Role of Firm Low-Carbon Electricity Resources in Deep Decarbonization of Power Generation, in «Joule», vol. 2, n. 11, pp. 2403-2420; Sepulveda N.A., Jenkins J.D., Edington A., Mallapragada D.S. e Lester R.K. (2021), The design space for long-duration energy storage in decarbonized power systems, in «Nature Energy», vol. 6, pp. 506-516.
