tema 6 luglio 2020
Studi - Attività produttive Remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica - Capacity market

Il Piano nazionale per l'energia ed il clima (PNIEC) considera l'adeguatezza del sistema elettrico come obiettivo centrale della politica energetica. L'Italia, che ha conosciuto una fase di overcapacity ora sta invece vivendo una situazione di progressiva riduzione della capacità convenzionale. E' quindi ritenuto necessario dotare il Paese di strumenti atti  a garantire nel medio-lungo termine la disponibilità di capacità necessaria a soddisfare i requisiti di adeguatezza del sistema elettrico italiano. Con il cd. capacity market il legislatore ha inteso garantire la sicurezza del sistema e l'approvvigionamento di energia elettrica, attraverso la previsione di una remunerazione accessoria per quei fornitori di capacità elettrica che si impegnano a mantenerla e a metterla, in caso di necessità, a disposizione del sistema.

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L'adeguatezza di un sistema elettrico può essere definita come la capacità strutturale del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto di prefissati livelli di sicurezza e di qualità.

Affinché un sistema elettrico sia ritenuto adeguato è necessario che sia dotato di risorse di produzione e di trasmissione sufficienti a soddisfare la domanda attesa più un prefissato margine di riserva di potenza.

Ciò implica la pianificazione degli investimenti in capacità di produzione e/o di trasmissione in funzione delle previsioni di crescita della domanda e di sua ripartizione fra le zone di rete.

La sicurezza, invece, è la capacità del sistema elettrico di fronteggiare mutamenti dello stato di funzionamento del sistema senza che si verifichino violazioni dei limiti di operatività del sistema stesso (limite di stabilità dinamica, limiti di esercizio degli impianti di produzione e limiti di transito sulle linee).  

Affinché un sistema elettrico sia ritenuto sicuro è necessario che sia in grado di rimanere in esercizio al realizzarsi di eventi contingenti prefigurabili. Ciò implica, tra l'altro:

  • la programmazione dell'esercizio del sistema mediante la predisposizione di opportuni margini di regolazione di frequenza/potenza e di tensione che tengano conto delle incertezze insite nel funzionamento del sistema stesso;
  • la fissazione di standard internazionali per il controllo dei sistemi elettrici interconnessi;
  • il coordinamento fra i rispettivi gestori di reti di trasmissione.

Entrambi gli aspetti dell'affidabilità del sistema elettrico incorporano elementi di pianificazione e di gestione.

Nondimeno, l'adeguatezza verte essenzialmente sulla pianificazione del sistema in un orizzonte di medio/lungo termine, mentre la sicurezza fa perno prettamente sulla gestione del sistema nel breve termine.

Questi due aspetti dell'affidabilità sono comunque interdipendenti (cfr. sul punto, ARERA Documento per la consultazione del 18 marzo 2005, su Sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica di cui all'articolo 1 del decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379: criteri e condizioni).

La nuova governance dell'energia europea affronta con un diverso approccio i temi dell'adeguatezza e della sicurezza, non più esclusivamente demandandolo ai singoli Stati, ma valutandolo nel suo complesso, ferma restando la responsabilità dei singoli Paesi membri.

A tal riguardo, il Regolamento europeo sul mercato interno del'energia elettrica, Regolamento 2019/943/UE, del 5 giugno 2019, stabilisce (articolo 23) che sia l'ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) a delineare gli scenari di adeguatezza e sicurezza a livello generale, lasciando poi ai singoli gestori di ogni Paese il compito di definire i dettagli e le specificità di ciascun sistema, sia pure in quadro regolatorio comune (cfr. infra).


La situazione italiana

Nell'Outlook "Mid-term adequacy forecast" (maggio 2018), l'ENTSO-E aveva già evidenziato criticità per l'Italia già nel breve termine (2020) in alcune zone (Sicilia) e in misura ancora più gravosa nel medio termine (2025) in tutto il Centro-Nord e nelle Isole Maggiori.

Da alcuni anni, a causa della riduzione della capacità termoelettrica, in condizioni di particolare stress (tipicamente le punte di consumo estive e le stagioni invernali, con contestuali problemi di indisponibilità di parte degli impianti dai Paesi di interscambio e conseguenti riduzioni del saldo con l'estero) l'Italia ha infatti conosciuto una riduzione del margine di riserva operativa, in particolare nelle aree del Centro-Nord del Paese.

Più nel dettaglio, come segnala Terna, il sistema elettrico italiano ha vissuto negli ultimi dieci anni una sensibile riduzione di capacità installata di generazione termica e un rilevante sviluppo della generazione da fonte rinnovabile non programmabile.

Contemporanemante, la variabilità della domanda di energia elettrica è aumentata: la correlazione fra temperatura e domanda si è rafforzata, specie durante il periodo estivo (per effetto della forte diffusione dei sistemi di condizionamento). Ciò ha comportato, parallelamente, un sensibile aumento dei valori di picco estivo e della loro frequenza, mettendo a dura prova l'adeguatezza di un sistema che risulta già limitato da una ridotta capacità di generazione termica.

Le proiezioni confermano questo trend  nei prossimi anni anche sulla spinta della legislazione energetica europea e nazionale, orientata ad una profonda decarbonizzazione del sistema energetico e ad una valorizzazione delle fonti rinnovabili.

Il Piano nazionale integrato per l'energia e il clima - PNIEC per gli anni 2021-2030, presentato dal Governo italiano alle Istituzioni europee a gennaio 2020, prevede oltre 90 GW di capacità al 2030 coperti da tali fonti, di cui circa 70 GW di eolico e fotovoltaico. Con questa capacità installata le rinnovabili potranno coprire circa il 55% del consumo interno lordo, stabilendosi come principale fonte elettrica.

Le analisi svolte da Terna segnalano dunque che, in uno scenario inerziale, al 2025, le soglie dei due indici LOLE (Loss of Load Expectations- Probabilità di perdita del carico, che rappresenta il numero di ore all'anno in cui la domanda è superiore alle risorse disponibili, incluso l'import) e ENS (Expected Energy Not Served - Energia prevista non servita, che rappresenta l'eccedenza della domanda rispetto alle risorse disponibili, misurata in energia) non sarebbero rispettate.

In particolare, si fa rifeirmento al LOLE, che è stato adottato come indice di misura dell'adeguatezza sia a livello europeo sia a livello italiano. 

Generalmente, un sistema elettrico si considera adeguato quando non ci sono più di 3 ore LOLE. Equivale a dire che esiste una probabilità dello 0,03% che almeno un consumatore (ma non necessariamente l'insieme dei consumatori) venga "staccato" dalla rete per motivi di adeguatezza. La valutazione di adeguatezza è effettuata tramite un'analisi di tipo probabilistico per tenere in considerazione le variazioni (casuali e non) dei principali fattori, tra cui i fenomeni climatici (la temperatura, la ventosità, l'irraggiamento ecc.)

 
In un orizzonte di medio-lungo termine (2025-2030), le analisi di Terna mettono  in evidenza che  il sistema elettrico italiano necessita di una capacità installata di generazione termoelettrica non inferiore ai 54-55 GW  per rispettare il criterio di adeguatezza di un massimo di 3 ore LOLE.
Per garantire un livello di capacità installata termoelettrica intorno a 54 GW al 2025, il sistema elettrico ha quindi bisogno di nuova capacità in sostituzione di quella di cui si prevede la dismissione (in primis quella alimentata a carbone). E', in particolare, necessario realizzare  3 GW di impianti di accumulo  e  5,4 GW di generazione addizionale alimentata a gas  entro il 2025.
Per promuovere la realizzazione di nuova capacità e per mantenere in piena efficienza la capacità esistente sono necessari interventi strategici in grado di fornire ai produttori i corretti segnali di prezzo di lungo termine. Lo strumento principale per raggiungere tale obiettivo è il cd. Capacity Market.

Sul punto, si rinvia al sito istituzionale di Terna, all'apposita pagina web dedicata: "l'Adeguatezza, spiegata bene" e all'ultimo "Rapporto Adeguatezza Italia" (2019) redatto da Terna stessa.

Al pari di molti altri Stati europei, l'Italia si è dunque dotata di strumenti e misure atti a garantire nel medio-lungo termine la disponibilità di capacità necessaria a soddisfare i requisiti di adeguatezza del sistema elettrico italiano.

La disciplina nazionale del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica (cd. Capacity Market) - già contenuta nell'art. 1 del D.Lgs. n. 379/2003 e relativa normativa secondaria, che non aveva peraltro ricevuto ancora attuazione - è stata così integrata con previsioni maggiormente coerenti con il nuovo Regolamento (UE) 2019/943.

Il citato Regolamento 2019/943/UE sul mercato interno dell'energia elettrica, stabilisce le condizioni per la compatibilità dei meccanismi di remunerazione della capacità ed, in particolare, all'articolo 22, paragrafo 4, individua i limiti all'emissione di CO2 che i beneficiari dei meccanismi di remunerazione della capacità sono tenuti a rispettare (le centrali elettriche esistenti che emettono più di 550 g di CO2 fossile per kWh e una media di 350 kg di CO2 all'anno per kW installato non saranno in grado di partecipare ai meccanismi di capacità dopo il 1° luglio 2025. I contratti di capacità conclusi entro il 31 dicembre 2019 non saranno interessati dalle nuove regole).

In ossequio alle previsioni del Regolamento, sono stati pertanto previsti limiti emissivi della CO2 per unità di energia erogata, al fine di promuovere gli impianti a basso impatto ambientale, escludendo gli impianti a carbone. Inoltre, gli Stati membri che introducono meccanismi di capacità devono sottoporre i loro piani di attuazione alla Commissione al fine di migliorare il funzionamento del mercato. 



Nel dettaglio, in esecuzione della normativa europea sopra descritta, il D.M. 28 giugno 2019 (c.d. D.M. " Capacity market"), contiene la disciplina del nuovo sistema di remunerazione, disponendo che esso entri in funzione con procedure concorsuali, da tenersi entro il 2019 e riferite agli anni di consegna 2022 e 2023.

Le procedure concorsuali sono aste gestite da Terna, il gestore della rete di trasmissione italiana (Transmission System Operator "TSO") e sono finalizzate all'approvvigionamento del livello di capacità necessario a garantire l'adeguatezza della generazione. In pratica, si prevede una remunerazione accessoria per quei fornitori di capacità elettrica che si impegnano a mantenerla e a metterla, in caso di necessità, a disposizione del sistema.

Terna determina il volume della capacità necessaria per garantire il livello richiesto di sicurezza dell 'approvvigionamento e tutti i potenziali fornitori di capacità possono partecipare - a condizioni date - alla fornitura del volume di capacità fissato da Terna. 

Terna determina il quantitativo di capacità da mettere all'asta. I fornitori che si aggiudicano l'asta riceveranno una remunerazione regolare fissa (premio) corrispondente al prezzo di aggiudicazione dell'asta, al fine di garantire una fonte supplementare di introiti in grado di compensare le entrate insufficienti generate dal mercato dell 'energia elettrica.

Il riformato sistema di remunerazione -  preventivamente valutato come conforme alla disciplina europea sugli aiuti di Stato dalla Commissione UE, il 14 giugno 2019 - consente la partecipazione all'asta solo di quei fornitori di capacità che rispettano i rigorosi limiti di emissione di CO2 definiti nel citato Regolamento europeo. I limiti previsti per le emissioni di CO2 impediranno agli impianti di generazione di elettricità ad elevate emissioni, come le centrali a carbone, di partecipare al meccanismo di regolazione della capacità italiano.

Al tempo stesso, per assicurare che il meccanismo rimanga competitivo nonostante l'esclusione di tali fornitori di capacità, l'Italia applicherà una serie di misure che mirano a favorire nuovi accessi, consentendo a capacità di generazione e altre tecnologie più rispettose dell'ambiente, come la gestione della domanda e lo stoccaggio, di sostituire gradualmente le centrali elettriche più inquinanti esistenti.

 

L'Italia attuerà il meccanismo in due fasi: una fase di prima attuazione e una fase di piena attuazione.

In base al D.M. 5 giugno 2019, l'ARERA, nel mese di settembre 2019, ha pubblicato i parametri economici del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità, in relazione alle procedure concorsuali per gli anni di consegna 2022 e 2023  (Delibera 363/2019/R/eel) e si è espressa in merito alla conformità delle disposizioni tecniche di funzionamento del mercato della capacità di cui al combinato disposto del D.M. 28 giugno 2019 e della deliberazione della stessa Autorità ARG/elt 98/11 (Delibera 364/2019/R/eel). Quest'ultima delibera è stata integrata dalla Delibera 365/2019/R/eel. in materia di corrispettivo a copertura degli oneri netti di approvvigionamento della capacità.

 

Il 6 novembre 2019 si è svolta la prima asta del Capacity Market, relativa al periodo di consegna 2022. Sulla base degli esiti forniti da Terna relativi alla prima asta, risultano aggiudicati circa 36,5 GW di capacità sul territorio nazionale e circa 4,4 GW su territorio estero.

Della capacità aggiudicata, 1 GW è generato da fonti rinnovabili non programmabili (eolico, fotovoltaico e idroelettrico). (cfr. comunicato MISE del 12 novembre 2019).

Il  PNIEC 2021-2030 rileva come la nuova disciplina sul Capacity market sia potenzialmente in grado di promuovere nuovi investimenti anche in generazione, oltre che in sistemi di accumulo e di demand response, valorizzando soluzioni tecnologicamente avanzate e a basso impatto ambientale, in coerenza con gli obiettivi generali sul fronte della decarbonizzazione, e con le esigenze poste dalla penetrazione delle rinnovabili non programmabili.

Come anche afferma la Commissione europea, il mercato della capacità è di per se stesso condizione per la realizzazione della transizione energetica verso un sistema elettrico decarbonizzato in Italia, assicurando al contempo la sicurezza dell'approvvigionamento, la quale implica la disponibilità di un volume sufficiente di capacità "di riserva" flessibile, pur in un contesto di sviluppo delle energie rinnovabili, allorquando quelle intermittenti non producano le quantità necessarie.

Appare  opportuno rilevare in questa sede come il Disegno di legge di delegazione europea 2019 (A.S. 1721), preveda, all'articolo 19,  princìpi e criteri direttivi per il pieno adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del Regolamento 2019/943/UE

Infine, si segnala la recente presentazione alla Commissione europea da parte del Governo italiano del piano per l'adeguatezza del mercato elettrico relativo all'assegnazione di capacità dal 2024 in poi (cd. Implementation Plan). La Commissione ha avviato, il 1° luglio, una procedura di consultazione sul documento. Alle consultazioni partecipano anche soggetti pubblici e privati del settore che dovranno presentare le loro osservazioni entro il 12 agosto 2020.

ultimo aggiornamento: 6 luglio 2020
 
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