Italia: il capacity market che non c’è

AgiEnergia – Marzo 19 2014

La significativa penetrazione delle fonti rinnovabili intermittenti – in Italia, dal 2009 al 2013, la capacità eolica e fotovoltaica è cresciuta, rispettivamente, da 4.8 a 8.5 GW e da 1.1 GW a 17.9 GW – determina l’esigenza di assicurarsi la disponibilità di un adeguato livello di capacità di generazione convenzionale, in particolare flessibile, per far fronte alla scarsa programmabilità della generazione da vento e sole.
La ridotta profittabilità degli impianti convenzionali, spiazzati dai minori costi variabili di produzione delle fonti rinnovabili, ha posto però il problema di come assicurare, nel lungo periodo, la disponibilità di capacità di back up  necessaria a garantire la sicurezza del sistema elettrico a fronte della crescente quota di generazione rinnovabile.
Il regolatore italiano ha cercato di rispondere alla questione attraverso l’introduzione – con la Delibera ARG/elt 98/2011 che ne disciplinava le caratteristiche salienti – di un mercato della capacità a lungo termine.

Il capacity market italiano – che mutua le proprie caratteristiche dai meccanismi adottati negli Stati Uniti nelle regioni servite da PJM e ISO-New England, e che avrebbe dovuto portare già nel 2013 all’organizzazione delle prime aste per il procurement a lungo termine di capacità di generazione – si caratterizza per tre diversi tipi di procedure di approvvigionamento:

1. un’asta madre, che configura la procedura di approvvigionamento principale, avente cadenza annuale e finalizzata a procurarsi nell’anno t la capacità da rendere disponibile per un periodo di tre anni (periodo di consegna), a decorrere dall’anno t+4. Il periodo che intercorre tra l’asta e il periodo di consegna è noto come orizzonte di pianificazione;

2. un’asta di aggiustamento, avente cadenza annuale, per consentire la rinegoziazione delle posizioni assunte degli operatori durante una precedente asta madre. Le posizioni qui negoziate si riferiscono a periodi di consegna pari all’anno non ancora iniziati e non più negoziabili in aste madri. L’orizzonte di pianificazione per tali posizioni non può essere superiore ai tre anni;

3. un mercato secondario, avente cadenza settimanale e caratterizzato da negoziazioni continue per permettere la rinegoziazione di posizioni con periodi di consegna pari a un mese da onorare con un orizzonte di pianificazione inferiore all’anno.

Il livello target di capacità da procurare per un determinato periodo di consegna è definito da Terna, sulla base di simulazioni di tipo probabilistico, per ciascuna area rilevante in cui la rete nazionale è stata suddivisa ai fini delle procedure di approvvigionamento. La domanda di capacità è espressa da una curva di domanda inclinata negativamente che associa a diversi livelli di capacità possibilmente disponibili in esito all’asta, tra cui quello target, una corrispondente remunerazione (premio, €/MW anno). L’inclinazione negativa della curva di domanda consente di minimizzare il rischio dell’esercizio di potere di mercato da parte di operatori che si rivelino essere pivotali nel corso della procedura di approvvigionamento.

Sia l’asta madre che le aste di aggiustamento sono aste in busta chiusa e multi-sessione, per le quali sono previste tante sessioni parallele quante sono le aree rilevanti. Ammessa a partecipare alle aste è la capacità convenzionale nuova ed esistente corretta per fattori che tengano conto del tasso di indisponibilità e accidentalità storica degli impianti partecipanti.

Ogni offerta presentata indica il premio minimo (€/MW anno) per cui un operatore è disposto a impegnare un determinato livello di capacità in una specifica area rilevante della rete per il periodo di consegna cui l’asta si riferisce. Il premio offerto deve essere compreso tra un valore massimo (Cap) e un valore minimo (Floor) definiti dall’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico prima dell’avvio delle procedure d’asta.

In ogni sessione, e con riferimento a ciascuna area rilevante, le offerte ricevute sono ordinate in ordine di merito economico. Qualora in una determinata sessione, per una almeno delle aree rilevanti, il livello di capacità accettato in acquisto o vendita o il premio marginale sia differente rispetto a quello della sessione precedente si indice una nuova sessione. Il processo iterativo va avanti sino a che le differenze tra due sessioni successive, per la capacità in acquisto o vendita o il premio marginale, si annullano. In ciascuna nuova sessione ogni partecipante potrà quindi ridurre il premio offerto, secondo determinate regole di offerta, in modo da essere selezionato dal banditore e aggiudicarsi l’asta. Le aste del meccanismo italiano si configurano infatti come aste discendenti.

Le offerte selezionate in equilibrio ricevono un corrispettivo fisso (€/MW anno) differenziato per tipo di capacità: nel caso di nuova capacità, pari al premio marginale; nel caso di capacità esistente pari al maggior valore tra il Floor e il minimo tra Cap e premio marginale.

In cambio di tale corrispettivo fisso, gli impianti aggiudicatisi l’asta madre assumono l’obbligo di rendere disponibile la capacità impegnata su MGP (Mercato del Giorno Prima), e su MSD (Mercato per il Servizio di Dispacciamento) la parte impegnata ma non accettata su MGP. L’incentivo a rendere disponibile la capacità impegnata viene data dal peculiare tipo di prodotto scambiato nel mercato della capacità, ossia una opzione call  (reliability option) per cui gli impianti selezionati in esito all’asta madre si obbligano a restituire a Terna la differenza, se positiva, tra il prezzo cui l’elettricità è valorizzata su MGP (o MSD) e un prezzo, detto di esercizio, commisurato al costo variabile della tecnologia di punta del sistema. Se infatti un generatore non onorasse gli impegni presi, dovrebbe comunque restituire a Terna il corrispettivo variabile che andrebbe ad aggiungersi alla perdita del mancato profitto per non aver reso disponibile sul mercato la capacità impegnata. Allo stesso tempo, la restituzione del corrispettivo variabile fa sì che gli operatori che hanno impegnato la propria capacità in esito a un’asta madre non possano appropriarsi di eventuali spike di prezzo che vengano a verificarsi in condizioni di scarsità.

Nonostante, come visto, il meccanismo italiano sia definito nei suoi dettagli e pronto per la sua attuazione, a quasi tre anni dalla delibera dell’Autorità e a positiva conclusione del processo di consultazione di Terna, il capacity market italiano è ancora però lungi da trovare attuazione. Tale ritardo introduce una forte incertezza sulla profittabilità attesa degli impianti esistenti e nuovi che beneficerebbero del meccanismo, con potenziali effetti negativi sulle scelte di investimento (e disinvestimento) di questi ultimi. Senza un’appropriata e pronta risposta regolatoria, e in assenza di innovazioni che consentano nel medio-lungo termine di immagazzinare elettricità a condizioni economiche, il perdurare della ridotta redditività delle centrali convenzionali potrebbe rendere l’eccesso di capacità di cui gode attualmente il mercato italiano non più sufficiente a garantire la sicurezza del sistema elettrico.

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