JACOPO SCIALPI
25/05/2018
L’iter che dalle centrali di generazione di elettricità, siano esse alimentate da combustibili fossili o da energie rinnovabili, porta l’energia fin dentro le nostre case è piuttosto complesso ma per funzionare necessita di essere perfetto. Al fine di garantire che l’offerta e la domanda di energia si incontrino senza che una situazione di sbilanciamento provochi conseguenze negative, come avarie di sistema (black out), è essenziale che vi sia una costante situazione di equilibrio del flusso di immissione e prelievo di energia sulla rete. Tale attività è definita dispacciamento, ed è un servizio erogato dalla società che gestisce la rete. Per l’Italia tale servizio è affidato a Terna spa ( TSO), concessionaria della gestione unificata della rete di trasmissione nazionale, la quale nell’ambito della sua attività regola anche i rapporti con i distributori ( DSO) di energia. Al fine di garantire la sicurezza della rete e degli approvvigionamenti, l’art 3 par.2 della direttiva 2009/72/CE consente agli Stati membri e alle autorità di regolazione del sistema di individuare impianti di generazione, soggetti ad obblighi di servizio pubblico, necessari al soddisfacimento del fabbisogno energetico sulla rete. Per l’Italia tale qualifica di servizio pubblico è contenuta nell’art 3 del d.lgs. 79/99 che definisce come servizio pubblico il servizio di dispacciamento al fine di garantire la continuità e la sicurezza della fornitura di elettricità. La competenza ad individuare le imprese produttrici assoggettate a tali obblighi, cosiddetto regime di impianti essenziali, è affidata a Terna che con delibere individua gli impianti che devono assicurare la permanenza in esercizio. La produzione da parte degli impianti considerati essenziali non basta per assicurare che non ci siano anomalie di sistema, per questa ragione, data inoltre la difficoltà nel garantire che l’energia immagazzinata ( sistemi di storage ) sopperisca alle cosiddette crisi della rete, il gestore della trasmissione prevede, nelle operazioni di mercato sui flussi, una certa quota di capacità definita riserva di potenza al fine di ovviare agli imprevisti causati dai picchi di domanda. Il problema riguarda però la produzione e la sicurezza del mantenimento di una certa quantità di energia nella rete. Infatti, il settore elettrico presenta una situazione cronica di fallimento di mercato in quanto il prezzo dell’energia elettrica non è in grado di coprire i costi di produzione, spingendo così i market players del settore a scegliere sedi diverse per i loro investimenti. Questi ultimi, oltretutto, sono definiti nel settore della generazione elettrica sunk cost, ovvero costi non recuperabili poiché privi della possibilità di essere convertiti in altro tipo di produzione. La graduale europeizzazione dei sistemi di rete attraverso le interconnessioni e gli scambi di energia è una valida alternativa per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento in maniera costante ma necessità di investimenti ( 12 miliardi l’anno) e raggiungerà una situazione di efficienza soltanto nel 2040, senza dire che il ritardo nell’approntare gli interventi necessari rappresenta una situazione di perdita annuale maggiore , circa 43 miliardi per la gestione complessiva della rete (ENTSO-E, report “Europe Power System 2040: completing the map”). Per tale ragione è stato opportuno ricorrere ad una strategia che garantisse la capacità di potenza elettrica sulla rete in maniera costante e flessibile, rendendo conveniente e assicurando un utile ai titolari di impianti di produzione . Il d.lgs. 379/03 art.1 dispone l’istituzione di un sistema di remunerazione per gli operatori del settore avente ad oggetto la disponibilità ad assicurare una certa quota di capacità di generazione di energia elettrica, in grado di coprire la domanda nazionale e le riserve di sistema necessarie. Tale meccanismo di sostegno è in grado di offrire segnali di prezzo, consentendo previsioni sul lungo periodo, rassicurando gli investitori e restituendo contendibilità al mercato. Il d.lgs 379/03 prevede che ARERA ( ex AEEG) determini tramite delibera i criteri e le condizioni per l’applicazione di tale schema di sostegno alla produzione, investendo Terna spa del compito di disporre uno schema di disciplina da sottoporsi all’approvazione dal MISE sentito il parere di ARERA. Il primo schema di disciplina approvato dal MISE il 30 giugno 2014 non è mai entrato in vigore poiché il quadro di politica energetica ha richiesto una revisione strategica della disciplina da attuare per consentire l’integrazione nel sistema delle energie rinnovabili e in particolare di quelle non programmabili, visto il regime di promozione del consumo da tali fonti energetiche. In aggiunta, la Commissione europea, nel 2015, ha avviato una indagine settoriale circa la conformità dei meccanismi di regolazione della capacità alla disciplina sugli aiuti di stato la quale ha portato ad un rifacimento dello schema di disciplina all’esito di una collaborazione tra il MISE e la Commissione europea stessa. Il 7 febbraio 2018 la Commissione ha validato la conformità della proposta di disciplina italiana e si attende l’approvazione del decreto del MISE, affinché possa essere data attuazione da parte di Terna spa. Il Capacity Market, o Mercato delle Capacità, è un mercato ovvero una sede di negoziazioni dove si incontrano le offerte relative alla disponibilità da parte dei produttori a produrre energia elettrica in cambio di una remunerazione finanziaria oppure gli operatori che gestiscono la domanda per il consumo a ridurre i loro ordini di acquisto. Lo schema di disciplina è reso necessario dalla situazione di inefficienza che il fallimento di mercato crea, producendo la conseguenza di dover ricorrere alle importazioni estere, deviando una parte consistente di mercato e disincentivando gli investimenti , questione definita dalla dottrina economica “ missing money problem”. Nemmeno i miglioramenti infrastrutturali possono adempiere al compito poiché non creano sicurezza circa le tempistiche di realizzazione. La disciplina è strutturata in modo da garantire la massima competitività tra i fornitori grazie alla previsione di gare d’asta che contribuiranno a non innalzare i prezzi finali dell’energia a discapito dei consumatori finali e delle loro bollette energetiche. Le gare saranno aperte a tutti i produttori di energia da impianti nuovi o esistenti nonché agli operatori della domanda e ai sistemi di stoccaggio dell’energia. L’applicazione di tale meccanismo di sostegno non falsa il mercato interno, oltre al fatto di essere previsto esso stesso dalla disciplina comunitaria nel nuovo regolamento del mercato interno dell’energia elettrica all’art 18 par.3 23 par.2 COM(2016) 861 rubricato principi di concezione per i meccanismi di regolazione della capacità, lo schema di disciplina predilige un approccio cooperativo tra gli Stati membri e in particolare tra stati membri confinanti con sistemi connessi permettendo a impianti ubicati fuori dal territorio nazionale di partecipare alle gare per aggiudicarsi una quantità determinata di disponibilità di capacità promuovendo in tal modo l’integrazione del mercato interno. Nello specifico, ex art 4 lett.c dello schema di disciplina, possono partecipare al Mercato delle Capacità per una quota di CDP ( capacità di produzione) estera i soggetti ammessi al Mercato del Giorno Prima (MPG) del mercato elettrico. Il sistema di sostegno non presenta il rischio di sovrapporsi delle agevolazioni, in quanto non è possibile il cumulo con altri incentivi erogati dal GSE.. Il Mercato sarà articolato in una serie di aste primarie e un mercato secondario il cui scopo è di rinegoziare i prodotti precedenti. Le prime prevedono 3 procedure concorsuali definite asta madre, ovvero la gara principale, asta di aggiustamento e asta complementare, congeniate per adeguare le negoziazioni effettuate agli obiettivi di adeguatezza. All’esito di ogni asta avviene l’aggiudicazione dei contratti, il cui formato è standardizzato da Terna. Per quanto riguarda il funzionamento , il meccanismo è strutturato in una fase di prima attuazione e una di piena attuazione con orizzonti di pianificazione (per l’approvvigionamento) fino a 3 anni la prima e 4 anni la seconda, i periodi di consegna sono fissati, per la fase di prima attuazione, in un anno per la capacità esistente e 15 anni per quella nuova; per la fase di piena attuazione in 3 e 15 anni. Questo meccanismo consente che tra l’attuazione e la consegna intercorrano 4 anni, in cui verranno indette aste con periodi di un anno definite ,appunto, di aggiustamento (98/11 AEEG, ARERA 261/2018 , C(2018) 617). La capacità adeguata è stabilità da Terna con l’analisi di una curva di domanda grazie alla quale è possibile compiere una previsione di stima sul fabbisogno di sostentamento della rete. Molto importante è il meccanismo di pagamento del corrispettivo, la cui formula prevede che qualora il prezzo dell’energia elettrica salga sopra una certa soglia, il beneficiario ( aggiudicatario del contratto) debba versare anziché ricevere una quota di corrispettivo, secondo il risultato del saldo ( differenza tra prezzo di riferimento e prezzo di esercizio), affinché si eviti una sovra-remunerazione dell’energia ( art 49 dello schema di disciplina). Il funzionamento di tale meccanismo di sostegno tarda ad attuarsi ed è tutt’ora in fase di consultazione presso Terna complice le riforme sopraggiunte a livello unionale che rendono opportuno un adeguamento della disciplina nazionale. Il regolamento sul mercato interno dell’energia elettrica ( COM (2016) 861 ), infatti, ha disposto, agli artt 18 e 23, che gli stati membri facciano fronte all’inadeguatezza dei loro sistemi di dispacciamento attraverso una gerarchia di interventi che prevedono in primis “la rimozione delle distorsioni normative, l’applicazione di prezzi che riflettono la scarsità, lo sviluppo dell’interconnessione, lo stoccaggio dell’energia, le misure sul versante della domanda e l’efficienza energetica” e solo in ultimo ai meccanismi di sostegno pubblico, in conformità alla valutazione di adeguatezza delle risorse emanata annualmente da ENTSO E. Inoltre sono stati posti limiti di inquinamento degli impianti che possono beneficiare della remunerazione dopo l’entrata in vigore del regolamento, ovvero il tetto di 550 gr di CO2/kWh per gli impianti nuovi, e dopo 5 anni anche per quelli esistenti e ammessi al MC. E’ da portare all’attenzione il mantenimento di un regime di dispacciamento prioritario per le energie rinnovabili ( fino a 500 kw) e le nuove tecnologie, salvo in ogni caso la non compromissione generale nella gestione in sicurezza del sistema. Nonostante questo, il Capacity Market è necessario, come ha constatato la Commissione europea nella relazione sulla indagine settoriale, sono perciò in attesa sia il decreto del MISE sia i provvedimenti attuativi di Terna per consentire la programmazione delle prime aste dopo l’estate, aste la cui stima oscilla dai 0,9-1,4 miliardi di euro ( dati Commissione europea), costi che saranno addebitati sulle bollette energetiche degli utenti finali.
