Comincia a prendere forma il nuovo mercato elettrico italiano che dovrà accompagnarci verso la transizione energetica

Mercato elettrico tra capacity market, Uvam, aste accumuli e XBid

Share

In attesa che venga varata la più ampia riforma del dispacciamento messa in cantiere da Arera, cominciano a delinearsi gli strumenti che accompagneranno l’evoluzione del mercato elettrico italiano in ottica transizione energetica.

Un tema prioritario riguarda senz’altro il ruolo delle cosiddette “nuove risorse”, soprattutto in rapporto a quello delle fonti tradizionali, gas in testa. Una questione oggetto più volte di dibattito, in particolare dopo la pubblicazione di uno studio di Carbon Tracker secondo cui un portafoglio ben bilanciato da 6,3 GW di rinnovabili, accumuli e demand response ha performance di adeguatezza paragonabili a una nuova centrale a ciclo combinato a gas da 1,7 GW. Con costi complessivi inferiori.

La strategia di Mite, Autorità e Terna sembra comunque ormai indirizzata in una direzione abbastanza precisa, che prevede un mix di strumenti in buona parte aperti a più risorse ma ognuno sostanzialmente focalizzato su obiettivi specifici.

In definitiva, a sostenere lo sviluppo delle rinnovabili dovranno essere soprattutto le aste del Gse (accompagnate dall’indispensabile semplificazione degli iter autorizzativi), i progetti pilota sulle Uvam sono invece destinati principalmente a domanda aggregata, generazione distribuita e small storage, mentre per i pompaggi si studia l’avvio entro l’anno di un meccanismo di aste ad hoc, al quale potranno prendere parte anche gli accumuli elettrochimici, comunque già supportati anche dal servizio di fast reserve.

E il capacity market? Il suo principale obiettivo resta di garantire l’adeguatezza. E secondo Terna per centrare l’obiettivo le centrali a gas restano lo strumento più efficace, pur all’interno di un meccanismo basato sulla neutralità tecnologica.

In un recente intervento al webinar per la presentazione dell’Irex Annual Report 2021, il responsabile strategie del Tso, Luca Marchisio, ha sottolineato che nelle aste del capacity i Ccgt “vincono” sulle nuove risorse quali Fer, storage e domanda perché queste ultime “costano 4 volte tanto in termini di capex”. Marchisio ha però aggiunto che “a mio avviso le prossime aste ci daranno segnali molto interessanti per gli accumuli”.

A sostenere le nuove risorse, e in particolare le rinnovabili non programmabili, dovrebbe poi contribuire l’avvio in Italia del coupling intraday. Grazie alla chiusura del mercato più vicina al tempo reale, infatti, le Fer saranno maggiormente in grado di programmare le loro offerte, pagando meno oneri di sbilanciamento e integrandosi meglio nel mercato.

 

Capacity market: la consultazione sulla disciplina

Il 4 maggio Terna ha messo in consultazione la disciplina per le aste 2024/2025, con termine per le osservazioni fissato al 24 maggio.

Una novità importante riguarda i tempi di consegna delle unità non autorizzate e la modifica del sistema di penali. Questione basilare viste le lungaggini amministrative che stanno penalizzando gli impianti nuovi e le incertezze legate al phase-out del carbone in Sardegna.

In particolare, gli assegnatari di capacità nuova o in ripotenziamento non autorizzata potranno comunicare entro il 30 giugno dell’anno precedente al periodo di consegna la volontà di posticipare l’avvio di tale periodo fino al 31 dicembre del primo anno di consegna, con conseguente posticipo del termine finale del contratto.

Il Tso propone inoltre di modificare il meccanismo di gestione dell’inadempimento definitivo, eliminando l’obbligo per l’operatore di restituzione del corrispettivo variabile fino alla riallocazione della capacità oggetto di inadempimento e sostituendolo con una penale proporzionale ai mesi di contratto rimanenti.

La disciplina prevede novità anche nel calcolo della Cdp (capacità di produzione): l’obiettivo è semplificare l’attuale meccanismo che prevede tassi di derating differenziati per singola UP, basandolo invece sulla definizione di derating standard per sottotipo tecnologico. Terna rimarca comunque che per gli impianti eolici (derating 82%) e solari (89%) il calcolo della Cdp “non varia rispetto a quello delle aste 2022 e 2023”.

Una volta chiuso l’iter sulla disciplina si tratterà di capire i tempi per l’approvazione da parte dell’Arera dei parametri economici (altro passaggio delicato) e poi per l’indizione delle aste da parte di Terna. Che a questo punto potrebbero svolgersi a inizio autunno.

 

Le Uvam: un primo bilancio delle nuove regole

Le procedure hanno visto l’assegnazione di oltre 980 MW sui 1.000 MW messi in palio, con premi in alcuni casi significativamente inferiori al cap fissato a 30.000 € (ridotto a 22.500 € per taluni prodotti): per il prodotto pomeridiano maggio-dicembre, ad esempio, parliamo di 5.938,2 €/MW/anno nell’Area A e 10.886,7 € nell’Aera B.

Segno di un’alta competizione, malgrado le nuove regole varate a marzo siano più stringenti: strike price dimezzato a 200 €/MWh per gran parte dei prodotti, nuovi segmenti serale 1 e 2 “temuti” dagli operatori per la difficoltà a fornire servizi in quegli orari, prove di affidabilità più impegnative. Terna comunque si attendeva buoni esiti: sia perché già nelle ultime aste con il vecchio sistema l’offerta eccedeva la domanda sia perché più passa il tempo più gli aggregatori hanno modo di trovare nuove risorse da contrattualizzare.

Anche per questo il Tso si aspetta risultati ancora migliori già dal prossimo anno e poi a crescere negli anni a seguire.

Le attese sono ottimistiche anche sull’effettivo utilizzo delle Uvam, finora considerato un po’ il tallone d’Achille del meccanismo. Le novità su strike price, differenziazione dei prodotti per fasce orarie, prove più accurate, rimarca il Tso, hanno proprio l’obiettivo di ampliare l’utilizzo delle risorse: non solo riserva terziaria ma in parte anche “bilanciamento” (ossia, messa a disposizione di energia e non solo di capacità) in concorrenza con le altre risorse e copertura di diverse fasce orarie, per evitare la concentrazione in un unico segmento temporale, con il correlato rischio di restare senza risorse la sera.

Terna ricorda però che le Uvam giocano un ruolo importante anche se non vengono chiamate in attività o vengono chiamate per ultime, in quanto il solo fatto di poter contare sulla loro disponibilità “consente di pagare di meno altre risorse e gestire in tranquillità il sistema”.

Riguardo alle tecnologie, gran parte delle unità selezionate sono aggregati tra domanda e unità di produzione, oppure una delle due tecnologie stand alone. Storage e Fer hanno invece avuto poco spazio. Ma per loro, come detto, ci sono altri strumenti.

 

Il progetto X-Bid

Inizialmente l’avvio in Italia del coupling Intraday era fissato a maggio ma è slittato al 21 settembre sulla base delle esigenze manifestate dagli operatori italiani per l’adeguamento dei sistemi.

Alle rinnovabili e al demand response sarà consentito di programmare in prossimità del tempo reale, riducendo così gli sbilanciamenti. Ciò però non significa che Terna dovrà ridurre le azioni sul sistema. Il Tso si attende comunque un impatto “neutro” sull’uplift, a parità di altre condizioni. Anche se a fronte dell’entrata in vigore di riforme regolatorie bisogna sempre tenere conto della possibilità per gli operatori di attuare nuove strategie.

Ad ogni modo l’effetto netto dell’intraday dovrebbe portare a un risparmio per i consumatori. Anche tenendo conto del fatto che consentirà alle Fer una maggiore integrazione nei mercati con benefici sul Pun, che potrà godere dei costi variabili quasi nulli degli impianti rinnovabili.

Articoli correlati

Mercati energetici

Per una mobilità sempre più elettrica: gli investimenti del Pnrr

Scopri di più

Mercati energetici

L’innovazione sostenibile

Colloquio con Salvatore Pinto, Presidente Axpo Italia, nell'ambito del convegno Innovation Talks.

Scopri di più

Mercati energetici

Hackaton 2019: menti brillanti e creative al lavoro per Axpo

La ricetta del nostro Hackaton: il know how si mischia alla creatività per sfornare soluzioni innovative.

Scopri di più

Mercati energetici

Axpo si conferma leader mondiale nel settore del trading energetico

Axpo ha ottenuto anche quest'anno il massimo dei voti dai propri clienti e partner commerciali nel sondagio annuale condotto dalle riviste specializzate "Risk" e "Energy Risk": nella categoria Power Trading.

Scopri di più