Analisi critica della proposta di capacity market italiano

Nel febbraio 2018, dopo aver richiesto alcuni cambiamenti che ne ampliassero la partecipazione dal lato dell’offerta, la Commissione europea ha approvato la proposta di un nuovo mercato della capacità italiano. Tuttavia, nonostante il via libera da parte della Commissione, secondo alcuni analisti restano alcune criticità che rischiano di alterare i risultati di un meccanismo “all’avanguardia rispetto alle esperienze internazionali e [che] possiede molte caratteristiche efficienti”. Tra questi Paolo Mastropietro, Fulvio Fontini, Pablo Rodilla e Carlos Batlle che su Energia 1.19 propongono un’analisi degli elementi critici della proposta.

Il nuovo meccanismo è basato su aste centralizzate, attraverso le quali l’operatore del sistema coprirà la domanda futura di capacità mediante contratti di opzioni di affidabilità (meglio conosciute con l’espressione inglese reliability options), che saranno poi liquidati a seconda del prezzo del mercato a breve termine dove la capacità è stata accettata in vendita (Mercato del giorno prima – MGP, Mercato infragiornaliero – MI o Mercato del servizio di dispacciamento – MSD).

Ma quali sono le 5 criticità individuate dagli autori?
1. la Segmentazione nel lato offerta
2. l’Orizzonte di pianificazione
3. la Penalità per inadempimento
4. le Aste divise per area e potere di mercato 
5. l’Introduzione di un capacity market in un sistema con capacità eccedente

La prima criticità riguarda l’introduzione di regole specifiche che potrebbero alterare la concorrenza e ridurre l’efficienza del meccanismo. Il market design del sistema di remunerazione della capacità è stato modificato nelle ultime fasi del suo sviluppo per aumentarne la neutralità tecnologica, aprendo la partecipazione a tutti i tipi di risorse in grado di contribuire, in qualche modo, all’affidabilità del sistema. Tuttavia, ciò ha richiesto l’introduzione di regole specifiche che definiscono obblighi differenti per le 4 differenti tipologie di risorse (capacità nuova ed esistente, capacità estera, risorse da fonte rinnovabile, risorse di gestione attiva della domanda). Dal lato dell’offerta si trovano quindi prodotti differenti, mentre, dal lato della domanda, il prodotto è unico. In questo modo, si mettono sullo stesso piano risorse che potrebbero contribuire in maniera molto differente alla sicurezza del sistema e le si remunera allo stesso modo. Alcune esperienze internazionali hanno evidenziato l’inefficienza prodotta da questo tipo di segmentazione del mercato della capacità, che altera negativamente la concorrenza nelle aste.

L’orizzonte di pianificazione (4 anni) non è in linea con i tempi medi di costruzione dei progetti (5,2 anni) e potrebbe scoraggiare la partecipazione

L’Orizzonte di pianificazione potrebbe invece scoraggiare la partecipazione. Le aste madri del meccanismo italiano hanno luogo quattro anni prima del periodo di consegna. Un orizzonte ritenuto sufficientemente ampio da consentire l’installazione di nuove centrali, permettendo quindi alla nuova capacità di competere con la capacità esistente. Tuttavia un orizzonte di pianificazione di quattro anni non è allineato con i dati disponibili rispetto ai tempi di costruzione medi delle centrali elettriche. Un grande impianto per la produzione di energia elettrica è, infatti, soggetto non solo all’autorizzazione del Ministero ma anche a molti processi autorizzativi e procedure di verifica che possono ritardare la sua entrata in funzione. Secondo il MiSE, il tempo medio di costruzione dei progetti presentati dal 2007 in poi è di 5,2 anni.

A differenza delle penalità per inadempimento adottate in altre esperienze internazionali, sia esplicite che implicite come nei casi di Stati Uniti e Irlanda, la penalità implicita prevista nella proposta italiana rischia di fornire un incentivo all’adempimento piuttosto debole e quindi insufficiente a promuovere gli investimenti volti a garantire la disponibilità dei venditori durante i periodi critici.

Aste divise per area potrebbero portare a prezzi della capacità più alti nelle zone dove esiste il rischio di potere di mercato locale

Le Aste divise per area potrebbero portare a prezzi della capacità più alti nelle zone dove esiste il rischio di un possibile esercizio di potere di mercato locale. Il mercato della capacità sarà infatti diviso in aree geografiche per considerare le possibili congestioni nel sistema di trasmissione durante i periodi critici. Efficiente in teoria, questo tipo di asta zonale di capacità ampiamente utilizzato negli Stati Uniti, rischia di non adattarsi al mercato elettrico italiano, nel quale alcune zone hanno presentato storicamente una rilevante concentrazione e un disegno zonale potrebbe far sorgere, anche nel mercato della capacità, il rischio di un possibile esercizio del potere di mercato (come ipotizzabile osservando gli indici Herfindahl-Hirschman medi annuali per le sei zone del mercato del giorno prima riportati in tabella).

In un sistema con capacità eccedente è difficile che si registrino problemi di adeguatezza o di flessibilità nel futuro prossimo

Infine, il fine di un capacity market è tutelare la sicurezza degli approvvigionamenti nel futuro prossimo. Tuttavia, in un sistema con capacità eccedente è difficile che si registrino problemi di adeguatezza o di flessibilità nel breve periodo e con essi viene meno anche la sua ragion d’essere. I rischi maggiori potrebbero venire dalla possibile chiusura degli impianti a ciclo combinato installati a seguito della liberalizzazione che provocherebbero un problema non solo di adeguatezza, ma anche di flessibilità. Tuttavia, il sistema elettrico italiano possiede ancora un significativo margine di riserva (adeguatezza) mentre la flotta termica di cicli combinati e l’elevata capacità idroelettrica installata, oltre ai diversi programmi per aumentare il livello di partecipazione della domanda nel mercato elettrico, scongiurano eventuali problemi di flessibilità.

Il post presenta l’articolo Il «nuovo» Capacity Market italiano: analisi critica e sviluppi recenti di Paolo Mastropietro, Fulvio Fontini, Pablo Rodilla e Carlos Batlle e pubblicato sul numero 1.19 di Energia (pp. 44-48)

Paolo Mastropietro e Pablo Rodilla sono ricercatori presso l’Instituto de Investigación Tecnológica, Universidad Pontificia Comillas
Fulvio Fontini è professore associato presso il Dipartimento di Scienze Economiche e Aziendali, Università di Padova
Carlos Batlle è ricercatore presso il MIT Energy Initiative e la Florence School of Regulation

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Foto: enriquelopezgarre / Pixabay