di Fabrizio Allegra
Mancano meno di due mesi all’avvio delle consegne del mercato italiano della capacità. Dal primo gennaio 2022, entrerà in vigore il nuovo meccanismo e vedremo i suoi effetti sui mercati elettrici all’ingrosso.
Già adottato da tempo in Nord America e in diversi Paesi europei, il capacity market è concepito per due obiettivi: garantire la disponibilità di risorse necessarie a rendere il sistema elettrico adeguato (impianti pronti a produrre energia a richiesta del gestore della rete) e assicurare un segnale di prezzo di lungo periodo agli operatori, altrimenti completamente esposti alla volatilità delle quotazioni del mercato elettrico. Ciò con l’obiettivo di una corretta pianificazione degli investimenti, a beneficio della sicurezza del sistema elettrico.
Proprio per generare un’aspettativa affidabile per chi investe in nuova capacità produttiva e per il mantenimento in esercizio efficiente di quella esistente, il mercato della capacità elettrica è stato concepito con procedure concorsuali anticipate rispetto alla consegna della disponibilità a produrre che avviene, per questa prima fase, negli anni 2022 e 2023 per le aste che si sono tenute alla fine del 2019.
IL MODELLO ITALIANO
Rispetto ad altri sistemi ideati all’estero, il capacity market italiano presenta un maggior grado di complessità.
In particolare, perché concepito come reliability option (“opzione di affidabilità”): con la sottoscrizione del contratto, il produttore si vincola non solo a rendere il proprio impianto disponibile a produrre in qualunque momento, ma anche a restituire eventuali margini realizzati sui mercati dell’energia e dei servizi di dispacciamento al di sopra di un livello, c.d. strike price, fissato dal Regolatore.
In questo senso, il meccanismo, garantisce l’adeguatezza del sistema, attraverso la disponibilità di una quantità di capacità produttiva congrua a coprire la domanda e, allo stesso tempo, determina un tetto massimo ai prezzi offerti dai produttori elettrici che vi partecipano.
Va inoltre notato che il meccanismo è concepito per coprire la domanda elettrica anche in condizioni di potenziale criticità del sistema, e quindi alla punta di carico: per questo motivo la quasi totalità degli impianti esistenti ha partecipato alle prime aste ed è stata selezionata. Di conseguenza, lo strike price del capacity market, definisce implicitamente un tetto ai prezzi che i mercati dell’energia e dei servizi potranno esprimere nei prossimi anni.
LE DIFFERENZE CON I MECCANISMI EUROPEI
In considerazione di questa stretta interazione con gli altri mercati, la definizione dei parametri del meccanismo appare particolarmente delicata: in Europa, laddove la reliability option è applicata, si è scelto un livello di strike price fissato al livello dei costi variabili di tecnologie ancora in fase di sviluppo e, pertanto, piuttosto costose (come l’attivazione della domanda [1] in Irlanda, ad esempio). In Italia il riferimento di prezzo è invece quello dell’impianto a ciclo aperto a gas.
Ciò ha comportato la determinazione di uno strike price potenzialmente molto influente sulle dinamiche dei prezzi elettrici perché troppo prossimo ai costi degli impianti a ciclo combinato a gas che, in buona parte delle ore dell’anno, sono quelli che risultano necessari per coprire la domanda e, quindi, fissano il prezzo per l’intero mercato.
Ne derivano una serie di effetti i cui reali impatti saremo in grado di comprendere appieno solo con l’avvio del periodo di consegna: il primo riguarda l’equilibrio economico che in prospettiva sarà garantito nel nuovo assetto di mercato proprio agli impianti a CCGT che, da un lato, incassano il premio realizzato nelle aste del capacity market, dall’altro, si vedono imporre un limite massimo ai ricavi ottenibili sui mercati dell’energia e dei servizi di dispacciamento, basato su prezzi imposti in prossimità dei costi variabili di produzione. In pratica, dati il livello di premio corrisposto, i ricavi ridotti conseguibili sugli altri mercati e i costi sottesi di produzione, i margini complessivi potranno risultare, in molti casi, esigui.
LA GESTIONE DEI FUORI SERVIZIO ACCIDENTALI
Ma non solo: per le centrali a gas, in questa ricerca dell’equilibrio economico, un ruolo critico potrebbero giocarlo le penali previste dal meccanismo nei casi di indisponibilità accidentale degli impianti. Tali penali sono concepite per rendere efficienti i periodi di manutenzione programmata e premiare gli impianti più affidabili ma, in realtà, non risultano essere commisurate al reale profilo medio di disponibilità che tecnicamente gli impianti possono assicurare, come più volte evidenziato in varie le sedi dagli operatori. Uno studio sviluppato da Energia Libera e presentato agli enti competenti in primavera ha evidenziato come circa 8 GW di capacità a ciclo combinato (pari a circa un quinto dell’intera capacità allocata per il 2022) rischiano ogni anno di incorrere nella condizione di inadempimento definitivo e, quindi, essere di fatto esclusi dal meccanismo, sopportandone le penali per fuori servizio accidentale.
Tra l’altro, per come concepite nel capacity market italiano, tali penali potrebbero risultare molto incisive e, di converso, non mitigate da adeguati meccanismi di copertura che permettano agli operatori di limitarne gli impatti. Fra questi, ad esempio, un mercato secondario davvero efficiente e liquido dove scambiare le obbligazioni assunte.
Negli ultimi mesi, il dibattito nel settore è stato molto vivo su questo argomento e c’è una grande aspettativa circa il recepimento di alcune fra le diverse proposte suggerite dagli operatori per rendere il meccanismo più funzionale.
L’AVVIO IN UN MOMENTO DI INSTABILITÀ DEI PREZZI
L’avvio del capacity market avverrà in un inverno che ci si aspetta essere caratterizzato da dinamiche mai registrate sinora sul mercato elettrico, indotte da un andamento estremamente teso e volatile del prezzo del gas in tutta Europa. Una situazione che renderà certamente più complicata la gestione del nuovo sistema che, come visto, rivoluziona le logiche di offerta sul mercato elettrico. Basti pensare che la quotazione della componente gas all’interno della formula che definisce lo strike price è aggiornata al mese precedente rispetto a quello di effettiva delivery della capacità: questo meccanismo può funzionare in un momento di relativa stabilità dei prezzi della commodity, come quello in cui è stato pensato, ma non appare invece adeguato in un momento di forte tensione dei prezzi, come l’attuale, nel quale potrebbe esporre gli operatori a vendite sottocosto.
Al di là dei correttivi che dovranno essere messi in atto, l’introduzione del nuovo mercato induce una serie di potenziali effetti sovrapposti che sono in parte generati dalla complessità del modello adottato, in parte dalle contingenze del momento.
COME GESTIRE IL LANCIO DEL MECCANISMO?
È ovvio che un processo regolatorio razionale preveda un adeguamento rapido delle norme, sia a fronte del mutamento delle condizioni di contesto, sia per correggere eventuali disfunzionalità che si verifichino in corso di applicazione. Questa delicata fase di lancio del meccanismo, in particolare nell’attuale congiuntura, dovrebbe essere anticipata da opportune sessioni di “prove in bianco” e attentamente monitorata al fine di introdurre con la massima tempestività i correttivi necessari.
Tra questi, c’è certamente la necessità di valutare adeguamenti nella formula dello strike price e l’introduzione di strumenti di flessibilità che permettano agli operatori di scambiare le obbligazioni assunte sul capacity market per gestire le indisponibilità con minore onerosità.
D’altro canto, considerare cristallizzata una disciplina emanata quasi tre anni fa, quale risultato di proposte stratificate negli anni precedenti, mentre l’intero sistema energetico italiano è attraversato da profonde trasformazioni, potrebbe avere conseguenze sul regolare funzionamento del mercato elettrico all’ingrosso.
[1] Ossia la disponibilità da parte di alcuni clienti a interrompere/ridurre il ciclo produttivo su richiesta del TSO, a fronte di