Abbiamo già parlato del Capacity Market italiano, analizzando il meccanismo e le sue regole nel nostro particolare contesto, ma c’è un altro Paese che si sta affacciando a questo disegno di mercato: la Germania.

Ma perché si è reso necessario integrare il sistema di mercato elettrico tedesco?

 

LA RIFORMA TEDESCA TRA PHASE-OUT DEL CARBONE E FONTI RINNOVABILI
In passato, il sistema elettrico della Germania è stato caratterizzato da un eccesso di capacità produttiva che superava significativamente la domanda di picco.
A causa dell’uscita dal carbone però, prevista per il 2030, circa il 40% della capacità attualmente installata in Germania dovrà essere dismessa. Tale phase-out è stato recentemente anticipato di 8 anni dal nuovo Governo e segue quello già attuato il 15 aprile del 2023 quando la Germania ha definitivamente spento tutte le centrali nucleari allora attive (e che coprivano circa il 6% del fabbisogno elettrico tedesco).  A fronte di ciò, la crescente elettrificazione dell’industria, dei trasporti e degli usi domestici, nonché la produzione di idrogeno verde, aumenteranno notevolmente la domanda da qui al 2035, generando il rischio di carenza di capacità produttiva disponibile.
Le fonti rinnovabili (fondamentali, tra le altre cose, per la produzione di idrogeno verde e protagoniste della transizione energetica) coprono oggi circa la metà del mix energetico del Paese e, anche se in crescita, non risultano sufficienti a soddisfare la domanda prospettica. Inoltre, come noto, sono dipendenti dalla disponibilità della fonte naturale (vento, sole, acqua, ecc) e sono, pertanto, intermittenti.
Proprio per questo si è reso necessario un significativo sviluppo di nuova capacità programmabile per ridurre il gap e garantire la sicurezza dell’approvvigionamento.

 

POWER PLANT STRATEGY: NUOVE CENTRALI A GAS PER LA GERMANIA
In questo scenario, non stupisce il recente annuncio del governo tedesco: indire al più presto gare d’appalto per la costruzione di nuove centrali a gas, con una capacità totale di 12 GW, con l’intenzione poi di convertirle per funzionare a idrogeno tra il 2035 e il 2040. Nel contesto descritto, infatti, le centrali a gas sono la soluzione migliore per coprire rapidamente la domanda nei periodi di bassa produzione rinnovabile in modo ambientalmente sostenibile, grazie alle ridotte emissioni.

Questo piano fa parte della “Power Plant Strategy“, che mira a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento energetico del Paese. Entro il 2028, il governo prevede di avviare un meccanismo di remunerazione della capacità per sostenere economicamente gli investimenti necessari per costruire le nuove centrali a ciclo combinato a gas “hydrogen ready”.

La Germania non è certo il primo paese ad arrivare a questa soluzione, infatti, i mercati della capacità hanno acquisito importanza negli ultimi decenni, proprio per far fronte alle preoccupazioni sulla sicurezza dell’approvvigionamento elettrico, dovuti alla forte penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili: infatti, lo sviluppo di tali fonti riduce gli spazi di mercato per gli impianti a gas che, pur necessari per l’equilibrio dinamico del sistema, non ottengono una remunerazione adeguata dalla sola partecipazione al mercato dell’energia. Di conseguenza, il mercato della capacità rappresenta una soluzione a questo problema fornendo una remunerazione aggiuntiva (generalmente dimensionata per coprire alcuni costi fissi) che permette di sostenere gli investimenti già effettuati e di generarne di nuovi laddove necessario.

Il Ministero dell’Economia e dell’Energia tedesco (BMKW) ha presentato diverse opzioni di riforma, con l’obiettivo di garantire l’efficienza del mercato in termini di costi, incentivare investimenti sufficienti in nuova capacità e coordinare la domanda e l’offerta con lo sviluppo della rete.

 

MECCANISMI DI CAPACITY MARKET: LE POSSIBILI SOLUZIONI
Il BMKW ha esplorato diversi modelli di Capacity Market, avviando una consultazione in merito. Le proposte si concentrano su quattro diversi meccanismi di mercato, ognuno dei quali offre approcci distinti per raggiungere la sicurezza energetica, di cui la consultazione mette in luce pro e contro.

Vediamoli nel dettaglio:

  • Meccanismo di copertura della capacità (KMS): in questo modello l’acquirente di energia elettrica stipula un accordo con il fornitore per proteggersi dai prezzi di picco, in cambio di un flusso di entrate stabile per il gestore dell’impianto. Gli operatori coinvolti in questo genere di mercato possono essere operatori di capacità programmabile, come centrali elettriche a gas o stoccaggi.
  • Mercato decentralizzato (DKM): i venditori di elettricità sono responsabili di fornire ai propri clienti elettricità con un adeguato livello di sicurezza attraverso la disponibilità di capacità di produzione sottostante. In questo modello, gli operatori possono acquistare certificati di capacità per dimostrare che hanno a disposizione risorse energetiche sufficienti per far fronte alla domanda. Il DKM premia l’efficienza e la conoscenza del mercato locale, sfruttando al meglio le risorse decentralizzate come la produzione da rinnovabili, lo stoccaggio e la flessibilità della domanda.
  • Mercato centralizzato (ZKM): questo modello, gestito da un’autorità centrale tramite procedure pubbliche, remunera gli operatori per la disponibilità a garantire la disponibilità della capacità produttiva e non per la reale produzione. In questo caso, il dimensionamento della domanda risulta cruciale al fine di evitare la generazione di costi eccessivi o, nel caso contrario, di non riuscire a soddisfare la domanda in condizioni particolarmente critiche per il sistema.
  • Mercato ibrido (KKM): è un meccanismo che combina gli ultimi due modelli analizzati. Una parte della capacità viene gestita dal TSO mentre la restante rimane decentralizzata. Secondo i fautori di questa soluzione, questo sistema permetterebbe una maggiore flessibilità tecnologica e allo stesso tempo una maggiore stabilità economica per investitori e operatori.

capacity market tedesco

Ciò che accomuna i meccanismi proposti è il principio della neutralità tecnologica, con l’obiettivo di consentire alle diverse tecnologie di generazione e stoccaggio di partecipare al mercato della capacità attraverso opportuni incentivi, valorizzandone opportunamente il livello di programmabilità.
Quanto alle differenze, mentre il decentralizzato DKM offre flessibilità e adattabilità, il centralizzato ZKM assicura una maggiore stabilità. Infine, il sistema ibrido KKM, combinando i punti di forza di entrambi i modelli, potrebbe rappresentare un’opzione efficace per bilanciare sicurezza e flessibilità nel futuro del mercato elettrico tedesco.
La scelta del modello più appropriato dipenderà proprio dagli obiettivi strategici della Germania in termini di sicurezza energetica, efficienza economica e integrazione delle energie rinnovabili, in modo da sostenere la realizzazione della transizione energetica.

 

CRITICHE E SFIDE
Nonostante ancora non si sia arrivati alla decisione finale, alcune critiche sono state sollevate da ONG e associazioni industriali.

Da un lato, c’è preoccupazione che la conversione delle centrali a idrogeno avvenga troppo tardi, ritardando la completa decarbonizzazione del settore elettrico. Dall’altro le ONG ambientaliste sono state critiche verso la decisione, definendola un “vicolo cieco per i combustibili fossili”, poiché ritardare la transizione potrebbe compromettere gli obiettivi climatici del Paese.
Diverse contestazioni sono state mosse anche nei confronti del modello ibrido, ritenuto il più plausibile, mostrando preferenza per un mercato della capacità più semplice rispetto al modello proposto.

Il successo della scelta, probabilmente attesa per il 26 settembre, dipenderà dalla capacità del governo di affrontare le criticità sollevate e trovare un equilibrio. Fondamentale sarà la capacità di far comprendere e condividere l’assunto che, per garantire il successo della transizione energetica, sono necessarie anche risorse programmabili senza le quali le stesse rinnovabili non sono in grado di svilupparsi e la sicurezza energetica non è garantita.

 

CONCLUSIONI
In conclusione, la transizione energetica si è dimostrata più volte essere un percorso complesso e integrato, non una corsa verso soluzioni univoche. Il futuro e la sicurezza di tutti i diversi sistemi energetici risiede in un mix equilibrato di rinnovabili e fonti modulabili, con spazio per tutte le migliori tecnologie disponibili e in sviluppo. La chiave non è un taglio netto, ma trovare un modo per garantire un sistema che sia allo stesso tempo sicuro, efficiente e sostenibile.