“Visti i tempi del Capacity Market, era fatale che gran parte della capacità fosse da impianti esistenti, programmabili, e da pochi nuovi progetti già pronti”, ha evidenziato Governatori a energiaoltre.it
A margine del suo intervento al Symposium dell’AIEE, l’annuale congresso scientifico dell’Associazione economisti dell’energia, abbiamo incontrato Michele Governatori, responsabile affari istituzionali di Axpo Italia, per chiedergli una sua opinione sul Capacity Market, che tante perplessità ha provocato.
Il Mercato della Capacità dopo una gestazione decennale è finalmente venuto alla luce, con lo scopo di offrire riserva immediatamente disponibile in caso la produzione FER, sempre più in crescita, venisse a mancare. Dovrebbe risultare una risorsa in più per l’affidabilità del sistema e la continuità del servizio. Perché invece lei ha delle serie disponibilità?
Il Capacity Market o Mercato della capacità costituisce la risposta tecnica e strategica, per rispondere alle criticità che l’affermazione esplosiva delle rinnovabili hanno causato sulla rete di trasmissione. Lo strumento realizzato in Italia è piuttosto specifico (reliability options con un prezzo di attivazione molto più basso rispetto all’unico caso simile in Europa, quello irlandese), il che, insieme allo scarsissimo tempo per proporre progetti per nuovi impianti tra quando le regole sono state note e le aste, ha probabilmente influito sulla capacità offerta.
Trova troppo sbilanciata questa soluzione tecnico-economica?
Diciamo che ha inevitabilmente avvantaggiato, per quanto riguarda la (poca) capacità nuova approvata, i progetti che erano già nella pipeline dei loro proponenti. Mi sembra verosimile, come la stessa Terna ha più volte fatto notare, che altri strumenti dovranno essere messi in campo se si deciderà (e sottolineo il se) di remunerare nuova capacità flessibile come quella degli stoccaggi. L’alternativa potrebbe essere puntare a nuovi servizi di dispacciamento, come la riserva ultrarapida oggi in consultazione tra gli operatori. In attesa del completamento della riforma del dispacciamento da parte dell’Arera.
Alle aste di assegnazione però hanno partecipato le rinnovabili programmabili, nello specifico i bacini idrici che si sono aggiudicati 1000MW, circa il 2,4 % nella prima asta (2022) e poco di più (3%) per quella successiva (2023).
Alle aste potevano partecipare tutti gli impianti non già sussidiati, soggetti al derating per tenere in conto la probabilità statistica della loro disponibilità. Visti i tempi, era fatale che gran parte della capacità fosse da impianti esistenti, programmabili, e da pochi nuovi progetti già pronti. Resta poi il nodo della domanda, che questo sistema tiene fuori salvo esonerare quella flessibile dall’onere che sarà necessario a pagare il capacity.