Mercato elettrico: senza elementi sfidanti non si fanno vere riforme. Le proposte del Nens.

Il Mercato elettrico è stato il tema del quarto appuntamento organizzato da Nens per continuare il lavoro di approfondimento, studio e confronto sui temi dell’energia. L’incontro si è svolto il 15 gennaio a Roma con il coordinamento di Pier Luigi Bersani e la partecipazione di numerosi esperti, manager, docenti impegnati in questi settori.
La relazione introduttiva è stata svolta dal’ing. Tullio Fanelli, sub commissario dell’ENEA (Vedi l'allegato). Per Fanelli la riforma del settore elettrico del 1999 è stata efficace perché ha colto tutti i principali obiettivi per i quali era stata varata, ovvero rilanciare gli investimenti, incrementare l’efficienza e la qualità dei servizi e ridurre l’impatto sull’ambiente.
Secondo Fanelli, il Decreto Bersani ha dimostrato che le liberalizzazioni sono di sinistra perché, se sono ben fatte, non implicano affatto che lo Stato rinunci a gestire i servizi essenziali, ma consentono di ampliare l’ambito e la misura dei diritti riconosciuti a tutti i cittadini senza indurre costi aggiuntivi per la collettività.
Quindici anni dopo la liberalizzazione è lecito analizzare i problemi per valutare se serve una riforma complessiva del settore o, piuttosto, occorrono miglioramenti di alcuni aspetti.
Un primo problema esaminato da Fanelli è stata la crisi della produzione termoelettrica, causata dalla bassa domanda, dalla rilevante overcapacity e dal basso livello dei prezzi all’ingrosso.
La debolezza della domanda deriva in parte dalla crescente efficienza energetica ma soprattutto dalla crisi economica; tuttavia non è ragionevole ipotizzare che l’andamento dell’economia sia indipendente dai prezzi dell’energia per il settore industriale: senza un deciso intervento per ridurre gli oneri di sistema la domanda di energia elettrica rimarrà, nella migliore delle ipotesi, debole.
Per il momento la direzione appare esattamente contraria: ne è un esempio il recente intervento del governo nella legge di stabilità sulla cessione della rete delle Ferrovie a Terna, che obbliga i consumatori elettrici a pagare gli investimenti nelle ferrovie.
Per quanto riguarda la situazione di overcapacity, l’eccesso di offerta è certamente imputabile all’imprudenza di alcuni investitori ma anche all’imprevedibile intervento pubblico di sovraincentivazione delle fonti rinnovabili. La richiesta di un anomalo capacity payment (che sommerebbe ad un errore un altro errore) è irricevibile così come ogni altra forma di compensazione di stranded costs: le conseguenze sul livello degli oneri a carico dei consumatori non sarebbero sopportabili. Esiste tuttavia il rischio che, in modo più o meno tacito, si inneschi un processo che porti alla chiusura di una consistente porzione del parco termoelettrico.
Lo Stato ha il diritto di evitare che il livello di concorrenza si riduca, ma ha anche il dovere di evitare che l’obbligo di non chiudere gli impianti comporti costi di esercizio non recuperabili per i produttori, come ad esempio il costo del personale o i costi fissi della fornitura di metano.
Per quanto riguarda il basso livello dei prezzi all’ingrosso, esso è evidentemente conseguenza dell’eccesso di offerta, ma non solo. Oggi in Europa diversi Paesi hanno problemi di capacità, ma non esiste ancora un mercato regolato europeo per contrattare una disponibilità di capacità a termine in altri Paesi. Dobbiamo lavorare con i nostri partners europei, sia a livello di Governo che di Autorità, perché al più presto vengano sviluppati questi nuovi mercati.
Tra i problemi lamentati dagli operatori vi è quello della scarsa mobilità dei clienti della maggior tutela, in particolare domestici. La responsabilità è spesso attribuita all’Acquirente Unico cui si imputa di essere un ostacolo allo sviluppo del mercato retail. Tuttavia le motivazioni a supporto di tale tesi appaiono contraddittorie. Infatti da una parte si sostiene che l’A.U. sarebbe inefficiente negli acquisti dell’energia per i propri clienti ma dall’altra si afferma che i prezzi dell’A.U. sarebbero troppo bassi (ed alcune recenti indagini vengono a sostegno di questa tesi) per consentire agli operatori del mercato libero di fare offerte appetibili.
La soppressione dell’A.U. e il “passaggio” dei clienti alle società di vendita dei distributori sarebbe una decisione scorretta dal punto di vista morale prima ancora che economico, perché una parte dei clienti domestici, quella più vulnerabile, sarebbe ingiustamente penalizzata. I clienti del mercato della maggior tutela sono e debbono rimanere dell’A.U. fino a quando non sceglieranno per convenienza, e non per obbligo, di passare al mercato libero.
Alcune iniziative possono comunque essere assunte per migliorare l’assetto della maggior tutela anche nella direzione di una maggiore trasparenza delle strategie di acquisto dell’Acquirente Unico e di un’adeguata remunerazione delle attività di commercializzazione. Tra queste: la separazione dall’A.U. delle attività diverse da quelle di mercato; l’autodeterminazione dei prezzi per la maggior tutela da parte dell’A.U.; nuove offerte ai clienti della maggior tutela a prezzo fisso o basate su prezzi spot, o fonti rinnovabili; un organismo interno per le strategie di acquisto partecipato da Governo, Autorità e associazioni dei consumatori; l’eliminazione dell’obbligo dei distributori di commercializzare l’energia dell’A.U.; più efficienza nella gestione del cambio di fornitore, attraverso il Sistema Informativo Integrato, e più garanzie nelle offerte del mercato libero. Infine se la mobilità è un valore, perché è l’unica garanzia nel lungo termine che il sistema rimanga efficiente, su questo valore è bene investire: far transitare al mercato libero i clienti è ancora oneroso perché sono poco informati, quindi occorre che questo lavoro, solo transitoriamente, sia adeguatamente remunerato.
Secondo Fanelli le proposte delineate per il settore termoelettrico e per la maggior tutela sono iniziative per migliorare alcuni aspetti, che è diverso da fare una riforma del settore.
Nel caso del Mercato elettrico invece gli interventi necessari appaiono di tale rilevanza che il termine “riforma” può essere appropriato anche se applicato ad un solo ambito del settore.
Nel disegno del Mercato del Giorno Prima l’unico vincolo tecnico del sistema elettrico di cui si tenne conto fu il limite di transito sugli elettrodotti.
Ciò appariva del tutto ragionevole in quanto si riteneva che gli atri vincoli tecnici, come ad esempio il bilanciamento istantaneo tra l’energia immessa in rete e quella prelevata, potessero essere rispettati attraverso i servizi resi dagli stessi impianti selezionati dal MGP. Infatti il necessario equilibrio tra immissioni e prelievi è garantito dai sistemi di regolazione e controllo automatici delle unità di produzione termoelettriche ed idroelettriche (c.d. riserva primaria e secondaria), che aumentano o riducono l’immissione in rete in modo da compensare ogni squilibrio sulla rete; il dispacciatore, ovvero Terna, interviene attivamente, inviando alle unità di riserva terziaria (selezionate nel Mercato dei servizi di dispacciamento) ordini di accensione, aumento o riduzione della potenza erogata, quando i margini dei sistemi di regolazione automatici sono inferiori agli standard di sicurezza al fine di reintegrarli.
Ciò era vero nel 2004 perché la quasi totalità degli impianti esistenti era in grado di fornire tali servizi ma il rapido incremento di impianti da fonte rinnovabile, in massima parte non in grado di fornire servizi di rete, ha drasticamente mutato questo scenario
I principali problemi indotti dalle fonti rinnovabili non programmabili al funzionamento del mercato elettrico sono i seguenti.
1) L’esito del Mercato del Giorno Prima è sempre meno eseguibile. In sostanza, nei primi anni di funzionamento del MGP l’esito economico del mercato coincideva largamente con il reale funzionamento degli impianti e i mercati successivi avevano la funzione di ottimizzare l’esito dell’MGP e di consentire la gestione degli eventi che intercorrevano tra la chiusura del mercato e l’effettiva chiamata in esercizio degli impianti; con una quota rilevante di fonti rinnovabili accade invece sempre più spesso che l’esito dell’MGP non sia eseguibile perché gli impianti selezionati in base al merito economico non garantiscono un livello sufficiente di riserve; i mercati successivi hanno quindi assunto la funzione impropria di “correggere” l’esito dell’MGP per garantire la sicurezza del sistema. Naturalmente ogni modifica è onerosa.
2) Si è ridotta la quota di impianti che operano in regime di concorrenza; infatti le fonti rinnovabili nel mercato agiscono da “price takers”. Di fatto il meccanismo di soluzione del MGP basato su un solo prezzo marginale consente alle fonti rinnovabili di offrire a prezzo zero e di essere remunerate al prezzo dell’impianto termoelettrico più costoso senza partecipare al mercato; la concorrenza avviene quindi solo tra gli impianti termoelettrici.
3) Si è ridotta la sicurezza del sistema; il fatto che l’esito dell’MGP non sia eseguibile a causa di un insufficiente livello di riserve può incidere, in particolari situazioni, anche sul livello di sicurezza. Tanto maggiore è l’intervento di Terna in prossimità del momento di consegna (in cui devono essere eseguite le disposizioni) tanto più aumenta la difficoltà di gestire in sicurezza il sistema.
4) Esiste una mancanza di equità tra la remunerazione degli impianti termoelettrici e quella delle fonti rinnovabili. L’MGP non distingue e valorizza allo stesso modo l’energia offerta da impianti termoelettrici e quella offerta da impianti rinnovabili non programmabili, che non solo è più incerta e quindi richiede la disponibilità di riserve, ma non offre servizi di riserva primaria e secondaria.
Gli strumenti possibili per risolvere tali problematiche sono:
1) l’introduzione del vincolo della disponibilità di riserve nell’algoritmo di soluzione del mercato; l’esito del MGP garantirebbe quindi l’eseguibilità avendo già approvvigionato le riserve necessarie;
2) l’applicazione di un meccanismo che obblighi anche le fonti rinnovabili non programmabili ad offrire sul mercato a prezzi diversi da zero. Fermo restando il diritto di priorità di dispacciamento degli impianti rinnovabili, il meccanismo potrebbe basarsi su un sistema di remunerazione differenziato in funzione della capacità degli impianti di concorrere anche alla disponibilità di riserva; in sostanza le rinnovabili non programmabili verrebbero remunerate in base ad un “marginal price” specifico e quindi diverso da quello degli impianti programmabili.
Nel nuovo MGP gli impianti non programmabili, per essere selezionati, dovrebbero offrire prezzi inferiori a quelli degli impianti termoelettrici per compensare il maggior costo dei servizi di flessibilità necessari al funzionamento del sistema. Per garantire la massima efficienza del mercato dovrebbero essere permesse anche offerte a prezzo negativo.
In ogni caso la determinazione del maggior valore della produzione termoelettrica sarebbe affidata al mercato e non a provvedimenti amministrativi discrezionali.
Nonostante l’apparente penalizzazione degli impianti non programmabili, il nuovo MGP sarebbe in realtà un mercato che stabilizzerebbe i ricavi degli impianti rinnovabili esistenti e favorirebbe gli investimenti nel settore. Infatti va notato che già attualmente le fonti rinnovabili subiscono in misura proporzionalmente superiore gli effetti economici degli esiti del MGP a prezzo zero o minimo, in quanto tali situazioni si realizzano di norma proprio quando la produzione rinnovabile è massima. Tali effetti, con le regole attuali, sono destinati ad ampliarsi con l’aumento della produzione rinnovabile fino a spostare la gran parte dei ricavi dal MGP ai mercati successivi (dispacciamento) ai quali le fonti rinnovabili hanno necessariamente un accesso limitato o nullo. Di fatto per gli investitori (vecchi e nuovi) è oggi difficile far conto su adeguati ricavi dalla vendita di energia. Viceversa il nuovo MGP esprimerebbe corretti segnali di prezzo per tutti i soggetti anche ai fini delle nuove decisioni di investimento e sarebbe un sistema stabile nel tempo in quanto, al limite, potrebbe funzionare anche solo con produzione da fonti rinnovabili (se fossero disponibili adeguate quantità di servizi di flessibilità).
Il nuovo MGP, attraverso la partecipazione all’offerta di tutte le possibili forme di flessibilità, favorirebbe quindi gli investimenti necessari (pompaggi, batterie) per consentire lo sviluppo delle fonti rinnovabili, e stimolerebbe iniziative per la modulazione della domanda di grandi clienti o di aggregazioni zonali di clienti.
Infine nel nuovo MGP potrebbero essere correttamente valorizzate tutte le possibili iniziative tecnologiche o di mercato (aggregazione di offerte tra impianti rinnovabili e convenzionali) per rendere “programmabili” le offerte delle fonti rinnovabili. A tal fine dovrebbero essere ridefiniti i punti di offerta, consentendo a Terna di accettare punti di offerta multipli che nel loro insieme possano (per la loro vicinanza fisica) essere considerati dal punto di vista elettrico un unico punto di offerta (sia di immissione che di prelievo).
L’esito economico del nuovo MGP sarebbe, con tutta probabilità, meno oneroso per i consumatori rispetto alla situazione attuale perché consentirebbe di risolvere in modo più competitivo e quindi più efficiente, le problematiche attuali.
La principale obiezione che può essere fatta al nuovo modello di MGP è la compatibilità con il PCR (Price Coupling of Regions) che è il progetto europeo per l’integrazione dei mercati, basato su un modello di price coupling su scala continentale. Tuttavia la filosofia del progetto si basa sulla decentralizzazione, permettendo ad ogni Paese di mantenere i propri assetti istituzionali. Appare quindi possibile definire procedure che garantiscano la coerenza con il Price Coupling .
Va notato, inoltre, che l’Italia non è l’unico Paese in cui lo sviluppo delle rinnovabili ha indotto problematiche nei mercati: analoghi problemi si stanno sviluppando in Spagna, Germania e Irlanda ed occasionalmente anche in altri Paesi. Nel medio termine è quindi probabile che altri Paesi convergano verso sistemi più adatti alla gestione del crescente parco di impianti rinnovabili. Non sarebbe la prima volta che, nel settore elettrico, la regolazione italiana precede quella europea.
In conclusione per Fanelli l’assetto del settore elettrico definito nel 1999 dal Decreto Bersani appare ancora del tutto funzionale anche ai nuovi obiettivi di sviluppo del settore.
Non serve quindi una nuova riforma del Settore elettrico ma occorrono alcuni miglioramenti della normativa di attuazione, con particolare riferimento al settore termoelettrico e alla maggior tutela.
Viceversa il Mercato elettrico definito nel 2004 necessita di profondi interventi per renderlo adeguato alla crescente rilevanza delle r
nnovabili nell’offerta di energia elettrica.
Serve quindi una ambiziosa riforma del Mercato elettrico, che consenta di recuperare efficienza, sicurezza ed equità e riporti l’Italia all’avanguardia in ambito europeo.
La relazione introduttiva è stata seguita da una relazione di approfondimento a cura di Luigi De Paoli, professore ordinario di Economia dell'energia e di economia dell'ambiente alla Bocconi (vedi l'allegato).
De Paoli ha iniziato il suo intervento facendo un efficace quadro della trasformazione del sistema elettrico in Italia partendo dalle cifre:
• la domanda è in calo: nel 2014 siamo tornati al livello del 2002 e per la prima volta è scesa per tre anni consecutivi;
• il crollo della domanda dopo il 2008 (22 TWh) è dovuto alla crisi industriale (-26 TWh) ma anche di altri settori (commercio e turismo);
• le previsioni di Terna (del 2013) non lasciano intravvedere una forte ripresa dei consumi nel prossimo decennio: la richiesta sulla rete nel 2023 sarebbe di 338,5 TWh (stesso livello del 2006-7) nello scenario base e di 370 TWh nello «scenario di sviluppo»;
• la struttura della produzione elettrica si sta trasformando: in 13 anni la produzione termoelettrica tradizionale ha perso il 14% (dal 70% al 56%) mentre le «nuove fer» (solare-eolico-biomassa-piccolo idro) hanno guadagnato una quota del 16% (dal 3 al 19%);
• la produzione termoelettrica si è trasformata: i prodotti petroliferi sono quasi scomparsi; la produzione con il gas, dopo essere salita dell’80% dal 2001 al 2008, è successivamente diminuita di quasi il 40% (i consumi sono scesi da 34 a 20 Gm3);
• nel decennio 2001-2011 si è investito enormemente, prima in cicli combinati poi nelle fer, ma oggi tutto è (quasi) fermo;
• la generazione distribuita non è più un fatto marginale e pone nuovi problemi ai gestori delle reti: nel 2012 vi era già quasi mezzo milione di impianti connessi alla rete di distribuzione;
• richiesta e disponibilità di potenza alla punta mostrano andamenti divergenti: la capacità produttiva è divenuta eccedentaria, la punta di domanda non cresce e i margini di riserva appaiono del tutto rassicuranti;
• gli scambi con l’estero sono rimasti abbastanza costanti; il market-coupling incrementerà gli scambi, ma già oggi lo scarto tra scambi ottimi e scambi effettivi è limitato (max 5%); l’incremento degli scambi è dunque legato alla capacità delle linee di interconnessione;
• sul MGP continua ad essere scambiata gran parte dell’elettricità consumata e la liquidità del mercato del giorno prima continua ad essere una delle più alte in Europa, ma altri mercati (in particolare MI) non sono molto sviluppati;
• dopo la riforma del 2011 il peso di MSD + MB è aumentato per l’incremento delle fer intermittenti, ma nei primi 9 mesi 2014 i volumi sono stabili e i prezzi in discesa;
• il grado di concorrenza sull’IPEX è abbastanza buono al nord, meno al centro-sud e Sardegna;
• nonostante la discesa, il PUN rimane ben al di sopra della media europea: il prezzo italiano, nonostante l’integrazione dei mercati, è sempre rimasto al di sopra della media centro-europea anche se nell’ultimo anno la differenza si è ridotta a ca. 10 €/MWh;
• la dinamica giornaliera (oltre il livello) del prezzo di borsa è cambiata molto negli ultimi anni a causa dell’incremento della produzione da FER (specie solare): il prezzo orario è molto più piatto e in molti mesi dell’anno il prezzo massimo non si verifica più nelle ore di massimo carico;
• la riduzione del rapporto prezzo del picco/prezzo fuori picco è un fenomeno non solo italiano, ma in Italia è stata più forte: l’Italia ha un rapporto prezzo peak-load su prezzo base-load inferiore del 20% a quello di altri paesi europei.
De Paoli ha poi focalizzato il suo intervento sul problema degli impianti CCGT e del capacity payment.
Secondo la teoria, la costruzione del mercato elettrico liberalizzato e l’introduzione della borsa elettrica come strumento centrale di governo di tale mercato si basano, se il parco elettrico è «adattato» e se vi è concorrenza tra i produttori, sulle seguenti deduzioni:
1. il prezzo alla punta è pari al costo marginale (combustibile) più il costo fisso (inclusivo del costo capitale) della tecnologia di punta;
2. il prezzo nei periodi fuori punta è pari al costo marginale (=variabile) dell’impianto più caro necessario per soddisfare la domanda in quel momento;
3. tutti gli impianti ricevono lo stesso prezzo; nelle ore di punta gli impianti di punta coprono i loro costi totali di produzione mentre gli altri impianti ricevono un pagamento superiore al loro costo marginale e la differenza contribuisce a coprire i loro costi fissi; nelle ore fuori punta l’impianto marginale copre esattamente il suo costo variabile mentre tutti gli altri impianti ricevono una rendita inframarginale che serve per coprire i loro costi fissi (in particolare i costi di investimento);
4. i costi totali per soddisfare la domanda sono quelli minimi e i ricavi totali dei produttori sono uguali ai loro costi totali di produzione (non ci sono né extra-profitti né perdite).
De Paoli ha tuttavia fatto notare che nel mercato liberalizzato, secondo la teoria, ai produttori non conviene che si crei un eccesso di offerta (altrimenti scompare il mark-up nelle ore di punta) né conviene che il parco impianti sia quello ottimale, bensì che vi siano più impianti a costo variabile elevato di quelli richiesti per minimizzare i costi (in tal modo gli impianti inframarginali ottengono una rendita); inoltre il coordinamento «spontaneo» degli investimenti dei produttori per tendere verso il parco ottimo richiederebbe mercati in equilibrio e razionalità e informazione perfetta, tutte condizioni molto difficili da realizzare e in cui assenza si possono creare eccessi-deficit di investimenti.
Nella pratica, prescindendo dal problema della concorrenza, secondo De Paoli si opera sempre in condizioni di incertezza sul futuro (in particolare circa la domanda e i prezzi dei combustibili) e quindi il parco ottimo (cioè capacità installata pari esattamente a quella richiesta e composizione del parco impianti tale da minimizzare i costi totali di produzione) è un’astrazione; inoltre la teoria non tiene conto che per realizzare gli impianti ci vuole anche il consenso sociale e che anche la sua mancanza può impedire la realizzazione del parco ottimo di impianti.
Le conseguenze per l’industria elettrica sono che in presenza di parco non ottimale (o «disadattato») i produttori possono ottenere profitti elevati oppure non coprire i costi fissi; inoltre i risultati dei produttori dipendono anche (e non poco) da condizioni «esterne» (prezzi dei combustibili, andamento domanda, costo permessi di emissione, sviluppo rinnovabili, interventi delle autorità…) ed infine i risultati dei singoli produttori dipendono fortemente dalla composizione del loro parco impianti.
Nella situazione italiana oggi:
• la domanda è più bassa del previsto (nel 2007 terna prevedeva nello scenario base per il 2014 374 TWh invece che ca. 310 effettivi);
• lo sviluppo delle rinnovabili è stato più forte del previsto (+31 GW dal 2001 al 2013);
• vi è un eccesso di capacità termoelettrica (20 GW?) (perché si è investito molto nei cicli combinati (CC): tra 2001 e 2013: + 22,9 GW con CC semplice e + 10,2 GW con CC cogenerativi);
• gli impianti CC fanno quasi sempre il prezzo (anche nelle ore di punta: sono di fatto la tecnologia di riferimento anche alla punta);
• il parco elettrico è disadattato (alle condizioni odierne).
Le principali conseguenze sono:
• il clean spark spread (margine degli impianti CC a gas) sul baseload nel 2014 è stato negativo (anche se dal secondo trimestre del 2014 si registra un leggero recupero a causa di una forte riduzione dei prezzi del gas)
• il clean dark spread (margine degli impianti a carbone) si è fortemente ridotto (-8.63 €/MWh) a causa della caduta dei prezzi, nonostante la contrazione dei costi del carbone e dei prezzi dei permessi di emissioni di CO2;
• per recuperare i costi operativi «evitabili» annui di ca. 15-20.000 €/MW, gli impianti a CC con uno clean spark spread di 5-7 €/MWh dovrebbero funzionare ca. 3000 ore all’anno;
• attualmente gli impianti ccgt non recuperano perciò neppure i costi operativi evitabili (personale, manutenzione, acquisto capacità trasporto gas) perché funzionano ca 1500 ore all’anno e rischiano quindi di chiudere.
Le scelte possibili, in tale contesto sono:
1. laissez faire: lasciare che il mercato continui a funzionare senza intervenire (deprimendo i prezzi e facendo morire i produttori più deboli). Le motivazione di tale scelta sarebbero: c’è un eccesso di capacità quindi non c’è rischio di black-out; i consumatori beneficiano di prezzi più bassi; i produttori non recuperano gli investimenti, ma pagano gli errori di previsione che hanno commesso;
2. intervenire introducendo il capacity payment. La motivazione sarebbe che, se il mercato non può garantire neppure la copertura dei costi evitabili, vi è il rischio di chiusura di un numero eccessivo di impianti, che può mettere in pericolo la sicurezza del sistema; conviene quindi pagare una «assicurazione ragionevole», per esempio affiancando il mercato dell’energia con un mercato della capacità.
L’Italia (come altri paesi U.E.) ha scelto la seconda strada, ma continua a procrastinare la sua messa in opera. La ragione del ritardo va ricercata in alcuni problemi sia tecnici che politici che non sono ancora stati chiariti.
Dal punto di vista tecnico il meccanismo d’asta elaborato sembra piuttosto complesso nel tentativo di ricerca dell’ottimo (e di non cadere sotto la scure di Bruxelles), ma dietro alla ricerca della miglior soluzione tecnica, ci sono scelte nelle quali si può inserire un margine di discrezionalità non indifferente (e ancora non del tutto chiarito/deciso). Non sappiamo ancora ad esempio quale sarà effettivamente la quantità zonale richiesta e messa a gara, o quali saranno il floor price e lo strike price delle aste.
Ma sarebbe ingenuo non riconoscere che alcuni problemi potrebbero richiedere un intervento politico per essere risolti e che tali questioni sono ancora senza risposta. Per esempio:
• si sta pensando a un «tetto» della somma a disposizione per il capacity payment? (ad es. se la quantità richiesta fosse 30.000 MW e il floor/premio medio fosse di 20.000 €/MW ci vorrebbero 600 milioni di €/anno);
• la riduzione necessaria della capacità produttiva (potrebbero essere 20 GW di cui 10 di CC?) sarà lasciata alle decisioni spontanee dei produttori o sarà «guidata» politicamente? Se sì, come? Si sta pensando all’impatto sociale delle chiusure di impianti?;
• si è consapevoli che l’introduzione delle aste per il mercato delle capacità può voler dire per molti versi ritornare a un sistema elettrico amministrato (tramite le quantità messe a gara, la scelta della tecnologia di riferimento, il floor price e lo strike price)? E’ questo che si vuole e questa riforma è ritenuta sufficiente o si immaginano anche altre soluzioni alternative?
Il sistema elettrico italiano, ha concluso De Paoli, si è profondamente trasformato dalla liberalizzazione ad oggi, ma l’intervento pubblico è ancora decisivo per chiarire: a) se e come si vuole proseguire nel sostegno alle rinnovabili e alla generazione distribuita (le due visioni estreme di ENTSO-E per il 2030 presentano scenari completamente diversi andando da un minimo di 25 GW di fotovoltaico e 14 GW di eolico ad un massimo rispettivamente di 69 e 22 GW); e b) per governare l’eventuale problema di sicurezza conseguente al rischio di chiusura degli impianti a CC guidando la chiusura degli impianti eccedentari.

Alle due relazioni iniziali è seguito un ampio e interessante dibattito.
Alberto Biancardi, membro dell’Autorità per l’energia il gas e il sistema idrico, ha condiviso alcune delle proposte della relazione introduttiva in merito al mercato della maggior tutela, ma ha espresso alcune riserve sulla possibilità che un nuovo MGP possa risolvere in modo efficiente i problemi del mercato; meglio puntare su nuovi mercati della capacità di lungo termine, che potrebbero essere più efficaci per consentire il finanziamento dei nuovi investimenti.
Chicco Testa, Presidente di Assoelettrica, ha espresso il suo dissenso sia sul ruolo dell’A.U. sia sulla possibilità di un divieto di chiusura delle centrali; a suo giudizio se non si interviene sugli stranded costs del settore termoelettrico perché è stata responsabilità dei produttori, gli stessi produttori devono essere liberi di decidere sull’utilizzo dei propri impianti. Riguardo invece alla possibile riforma del Mercato elettrico si è detto interessato ad ogni riforma che estenda la competizione, o attraverso un nuovo modello di MGP o attraverso un mercato della capacità che non rappresenti un sussidio ma una modalità per remunerare in modo equo i servizi resi dagli impianti.
Massimo Ricci, Presidente e Amministratore delegato del Gestore del Mercato elettrico, ha giudicato interessante il nuovo modello di MGP, che a suo parere incrementerebbe l’efficienza nella risoluzione del Mercato. Ricci ha ricordato che in Europa i problemi connessi allo sviluppo delle rinnovabili sono crescenti, in particolare in Germania, ed ha rimarcato quindi la necessità di inquadrare in un percorso europeo le iniziative di riforma dei Mercati. Con il “terzo pacchetto energia” varato nel 2009 l’Unione Europea ha deciso che un “target model” vincolante del mercato elettrico e presto il “market coupling” dell’Italia con tutti gli altri Paesi confinanti diventerà una realtà. Nell’eventuale riforma delle regole del mercato elettrico italiano non possiamo dimenticare la necessità di trovare soluzioni compatibili con questo vincolo.
Alessandro Ortis, ex Presidente dell’Autorità per l’energia, ha espresso la sua condivisione ed il suo apprezzamento per le proposte presentate; sulle fonti rinnovabili ha sottolineato l’opportunità di una governance del sistema che affidi all’Autorità l’individuazione dei meccanismi più efficienti per minimizzare gli oneri e massimizzare le ricadute industriali, lasciando al Governo la decisione politica di stabilire gli obiettivi quantitativi di produzione energetica rinnovabile. Ortis ha poi denunciato il deficit di iniziative dell’Europa e l’insufficiente ruolo dell’Italia in ambito europeo; ne sono testimonianza, a suo giudizio, i deludenti esiti del semestre italiano in materia di energia ed in particolare le conclusioni dell’evento sul Mediterraneo che hanno ridimensionato il ruolo dell’Italia affidando a organismi esteri tutte le iniziative in materia.
Nelle sue conclusioni Pier Luigi Ber