Capacity market, le proposte Arera sui parametri economici

Vanno ormai delineandosi i contorni del capacity market per il post 2024, le cui aste dovrebbero tenersi in estate.

Da una parte, infatti, l’Arera ha approvato la disciplina del meccanismo di remunerazione della capacità proposta da Terna (che peraltro ipotizza di fare un’asta anche per il 2028, oltre a quelle per il 2025/2027). Dall’altra, il Regolatore ha messo in consultazione gli orientamenti sui parametri economici, prospettando un aumento dei premi annui rispetto alle precedenti aste. Aumento che però non soddisferebbe appieno i produttori termoelettrici.

Il documento di consultazione

Il dco 102/2024 propone di elevare il premio massimo per la capacità nuova da 70.000 a 81.000 €/MW, mentre per la capacità esistente si passa da 33.000 a 39.000 €, a seguito della rivalutazione del valore adottato per l’asta 2024, applicando i tassi di inflazione pubblicati dalla Bce. Tale numero “potrebbe subire modifiche in sede di deliberazione dei parametri economici, per considerare gli eventuali ultimi aggiornamenti dei tassi di inflazione”, rimarca l’Autorità. 

L’Arera stima che il premio relativo al costo fisso di costruzione sarà pari a 67.000 €/MW/anno, il valore massimo del costo fisso operativo a 81.000 €/MW/anno e l’importo minimo di investimento a 215.000 €/MW (rispettivamente +7.000 €/MW/anno, +11.000 €/MW/anno e 1.000 €/MW rispetto ai corrispondenti valori della procedura concorsuale per l’anno di consegna 2024).

Per quanto concerne la metodologia e i parametri tecnico-economici per la definizione del prezzo di esercizio, l’Arera intende applicare la metodologia vigente ma con alcuni cambiamenti. 

In particolare, saranno estese le disposizioni sulle componenti gas naturale ed emissioni che sono state introdotte con la delibera 83/2022 per consentire anche in situazioni di elevata volatilità delle quotazioni di preservare la capacità dello strike price di rappresentare il costo variabile della tecnologia di punta definito sulla base del principio del costo opportunità, riducendo così i rischi per gli operatori. 

Di conseguenza, sarà modificata la delibera Arg/elt 98/11 in modo da prendere atto del superamento del principio secondo cui il prezzo di esercizio debba essere determinabile dal sottoscrittore del contratto standard di approvvigionamento di capacità con almeno un giorno di anticipo rispetto alla chiusura del mercato del giorno prima. 

Si interverrà inoltre sulla modalità di calcolo del costo standard per la logistica nazionale considerato nella componente gas naturale, per renderlo più aderente ai costi effettivamente sostenuti dalla tecnologia di punta. Ciò “contribuirà a limitare i rischi connessi alla capacità contrattualizzata nell’ambito del mercato della capacità”, precisa l’Autorità. 

L’importo della componente altri oneri e rischi sarà ridotto, anche per tenere conto delle precedenti modifiche. 

Infine, il consumo specifico standard di gas naturale utilizzato nel calcolo della componente gas naturale sarà aggiornato, al fine di considerare il rendimento di impianti di tipo turbogas a ciclo aperto di nuova generazione. 

La posizione degli operatori

Il principale nodo per i produttori è quello del tetto massimo ai premi per la capacità esistente. Tema peraltro approfondito in occasione del convegno Aiden su “La riforma del mercato elettrico italiano a venti anni dall’avvio” svoltosi il 10 aprile. 

Poco prima della pubblicazione del dco 102/2024, una delegazione di otto operatori aveva presentato al Collegio uno studio nel quale si evidenziava il forte rialzo dei costi, dovuto anche al fatto che gli impianti saranno sempre più soggetti ad accensioni/spegnimenti continui. 

Argomentazioni che sembrano avere trovato una sponda nell’intervento al convegno Aiden di Filippo Donati, professore ordinario di Diritto costituzionale all’Università di Firenze. 

 “Per la capacità nuova – ha sottolineato - c’è un premio garantito fino a 15 anni, per quella esistente solo un anno e il tetto è molto più basso. Questa differenza quando è partito il mercato della capacità ha dato luogo alla preoccupazione sul fatto che la disparità andasse a scapito delle centrali esistenti”. 

Inoltre, ha aggiunto, “con lo sviluppo delle rinnovabili si verifica una maggiore intermittenza di funzionamento per le centrali tradizionali con conseguente maggiore usura dell’impianto e minor redditività degli impianti esistenti, per cui la loro sopravvivenza finisce per dipendere dal premio del capacity”. 

Ma se per la nuova capacità “si può parlare di incentivi”, per l’esistente “il discorso è diverso in quanto sono impianti già ammortizzati e servono per fornire al mercato una prestazione indispensabile per l’equilibrio del sistema elettrico”. 

Per Donati, dunque, “in questo caso non si tratta di un incentivo”. Ciò “non esclude interventi regolatori anche sui prezzi massimi ma devono essere giustificati e proporzionati” e “questo potrebbe giustificare la revisione del tetto massimo”, ha concluso.