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Responsabilità Editoriale Gruppo Italia Energia

Capacity market, pubblicato il decreto Mise

Aste nel 2019 con consegna 2022 e 2023. Livello di adeguatezza minimo fissato a 6 ore/anno. “Cap e strike price riducano oneri per sistema e consumatori”. Il parere Arera con il riferimento alla capacità non autorizzata e ai Tee (articolo di Quotidiano Energia)

Quotidiano Energia - Ormai è ufficiale: il capacity market è stato varato.

Ottenuto il via libera Arera, il Mise ha pubblicato l’atteso decreto contenente la disciplina, che “risponde alla necessità di assicurare l’adeguatezza del sistema con procedure che massimizzano i benefici per il sistema elettrico nazionale, privilegiano la capacità dotata dei necessari requisiti ambientali e di flessibilità e assicurano la partecipazione di tutte le risorse utili, ivi compresa la capacità nuova non autorizzata, la domanda, la generazione da fonti rinnovabili e la capacità localizzata all’estero”.

Da questo punto di vista, il livello minimo di adeguatezza è stato fissato a 6 ore/anno (numero di ore in cui è probabile la disconnessione del carico dovuta a carenza di risorse o di capacità di transito, Lole - Loss of load expectation). Mentre l’obiettivo è portarlo a 3 ore/anno.

Terna effettua ed aggiorna annualmente le valutazioni di adeguatezza della capacità e ne trasmette gli esiti a Mise e Arera, pubblicandoli anche sul proprio sito. Tali valutazioni tengono conto “degli effetti positivi derivanti dallo sviluppo delle reti e delle interconnessioni con l’estero, degli scenari e delle analisi di adeguatezza a livello regionale ed europeo sviluppati dall’European Network of Transmission System Operators for Electricity (EntsoE) dell’evoluzione della generazione da fonti rinnovabili, della generazione distribuita, delle risorse della domanda e dei sistemi di accumulo, in coerenza con l’obiettivo di sviluppo del mercato integrato dell’energia elettrica”.

Il Tso dovrà inoltre elaborare indicatori per il monitoraggio degli effetti derivanti dall’entrata in funzione del mercato della capacità e, in coordinamento con il Gme, fare analisi periodiche sull’incidenza sui mercati dell’energia e dei servizi e sull’interazione con i processi di market coupling e di integrazione europea. Infine Terna trasmette periodicamente al Mise informazioni sullo stato di avanzamento della capacità nuova contrattualizzata.

L’accesso al meccanismo è consentito a capacità esistente o nuova anche non autorizzata, con modalità che limitino il rischio di "azzardo morale" e di "selezione avversa", come precisato nel parere Arera, anticipato venerdì da QE e pubblicato lunedì. Sono escluse le centrali assoggettate a provvedimenti di dismissione già approvati, quelle ammesse al regime di essenzialità (con provvedimento anteriore di almeno 20 giorni rispetto alla data dell’asta), quelle oggetto di contratti di approvvigionamento a termine (sempre con medesima tempistica).

Gli impianti incentivati dal Gse dovranno impegnarsi a rinunciare agli incentivi per l’intero periodo di consegna (ma sono invece cumulabili i Tee).

Previsti poi ovviamente i doppi limiti emissivi (Indice di Emissione di unità non superiore a 550 grCO2/kWh, Emissioni Totali Unitarie non superiori a 350 kg CO2/kW) che hanno portato alla nuova notifica a Bruxelles.

La richiesta di partecipazione deve pervenire al Tso almeno 50 giorni prima della data di svolgimento della prima fase di mercato a cui il richiedente intende partecipare.

Ora si attende proprio la fissazione delle aste (che partiranno nel 2019, con consegna nel 2022 e 2023), previa definizione dei valori economici da parte dell’Arera. Tema peraltro oggetto di attenzione da parte di vari soggetti, con particolare riferimento allo strike price. Da questo punto di vista il decreto stabilisce che “l’individuazione del valore massimo del premio e del prezzo di esercizio previsti dalla disciplina” deve essere “orientata alla riduzione dei costi del sistema e degli oneri a carico dei consumatori, con verifica degli effetti prodotti”.

Il Mise stima grazie al capacity benefici netti per 200 mln € annui, senza considerare l’impatto positivo sui prezzi di mercato per 1,4 mld €, che porta il vantaggio in bolletta a 1,6 mld € annui.