Il Ministro della
Transizione Ecologica con una lettera indirizzata (QUI) ai
responsabili di Terna spa e Arera, ha definito la proroga di quattro mesi per
il capacity market.
Si tratta del meccanismo di derivazione comunitaria, attuato in Italia con Decreto
Ministeriale 28 giugno 2019 (QUI),
che disciplina il sistema di remunerazione della disponibilità di
capacità produttiva di energia elettrica ex Regolamento UE 2019/943.
Il Ministro nella sua lettera precisa che ci sarà quindi una nuova asta entro novembre 2021 e che occorrerà avviare una modifica dei meccanismi del sistema di incentivi del capacity market per recuperare la promozione degli impianti di generazione elettrica da fonte rinnovabile.
Ma c’è un passaggio che dimostra come nell’immediato questa proroga rischia di favorire le centrali a gas…
Afferma il Ministro: “per
gli interventi in corso sono state concesse ulteriori proroghe di quattro mesi,
per il conseguimento di titoli autorizzativi e di consegna, viste le
conseguenze generate dall’emergenza pandemica, che ora stanno determinando il
rischio che una quota significativa della capacità nuova aggiudicata per il
2023 - per circa 3,5 GW - venga esclusa dal meccanismo, in quanto i
procedimenti di autorizzazione, pur essendo in fase molto avanzata, non sono
formalmente conclusi.“
Il problema è che il Ministro non chiarisce quale saranno le priorità per rilasciare le autorizzazioni de GW già assegnati. Visto come ad oggi sono stati ripartiti i GW assegnati la questione non è banale.
I dati
ufficiali parlano chiaro: per il primo anno sono stati assegnati 40,9 GW di
potenza, di cui 4,4 GW di capacità estera e 1 GW di rinnovabili per un costo
totale annuo dell’asta pari a 1,3 miliardi di euro di cui 19,2 milioni per la
capacità estera. E di questi a godere dei maggiori benefici saranno Enel
Produzione con 9,6 GW, A2A con 4,8 GW ed Edison con 3,8 GW. Per il 2023 si
parla di 43,3 GW assegnati, di potenza, di cui 4,4 GW di capacità estera e 1,3
GW di rinnovabili per un costo totale annuo dell’asta pari a 1.475 milioni di
euro (19,4 milioni per la capacità estera). E anche in questo caso a vedere i
maggiori vantaggi saranno Enel Produzione (11,8 GW), A2A (5 GW) ed Eni (3,8 GW).
Quindi visto che i procedimenti in corso di autorizzazione, e che senza proroga avrebbero comportato l’uscita dal meccanismo del capacity, riguardano per circa 13.000 MWe centrali a gas, il dubbio che la proroga nell’immediato favorisca questi impianti è assolutamente fondato.
Peraltro a prescindere
dalla proroga già fin d’ora sussiste un contrasto tra quanto disciplinato
dal Decreto 28 giugno 2019 e la modalità con cui Enel ad oggi ha
avuto accesso alla assegnazione delle aste di MW sopra citati. Basta leggere
il Decreto e i suoi allegati (io l’ho fatto e spiegato QUI) per capire che ad
esempio il progetto di centrale a gas di Spezia non poteva essere presentato da
Enel e tanto meno potevano essere assegnati, con le aste già tenute, i GW di
impianti che non avevano ancora alcuna autorizzazione.
Il Ministro poi parla di
rivedere i meccanismi del capacity market ma in realtà anche nella attuale versione questo
strumento di finanziamento della transizione alla generazione elettrica da
fonti rinnovabili poteva essere gestito diversamente.
L’articolo 3 del Decreto
Capacity Market chiarisce che la decisione sulla tipologia di impianti a cui
assegnare i MW delle aste previste si fonda sull’indicatore di adeguatezza
aggiornato da Terna. Questo indicatore dipende molto dalla evoluzione tra le
altre delle risorse della domanda e dei sistemi di accumulo nonché dalla
evoluzione della generazione da FER, mentre sono ferme al Ministero
dell’Ambiente numerosi progetti di impianti FER e da accumulo.
D’altronde il Regolamento UE 2019/943 (QUI), che ha previsto detto meccanismo, non vincola la istituzione dei meccanismi di capacità all’uso delle fonti fossili delle generazione termoelettrica e quindi neppure a tetti obbligatori da garantire come si evince dagli articoli 21 (Principi generali per i meccanismi di capacità) e 22 (principi di concezione per i meccanismi di capacità).
Concludendo: rivedere il meccanismo degli incentivi del capacity market è condivisibile ma ora prorogarlo per salvare i progetti in corso di autorizzazione rischia di favorire la realizzazione di centrali a gas di grande potenza come quella proposta a Spezia per non subire il ricatto del mantenimento della centrale a carbone.
COSA DOVREBBE
FARE IL MINISTRO DELLA TRANSIZIONE ECOLOGICA
1. Intanto autorizzare
velocemente i progetti di ripotenziamento degli impianti a gas esistenti (alcuni
hanno già passato la VIA per 1800 MWe) per
poter chiudere con le centrali a carbone esistenti come quella di Spezia entro
questo anno.
2. Sospendere le aste
assegnate per le centrali a gas con la motivazione che non potevano partecipare
non avendo avuto preventivamente le autorizzazioni come prevede lo stesso
Decreto Ministeriale sopra analizzato.
3. Archiviare la procedura
di VIA del progetto di centrale a gas su Spezia perché in palese contrasto con il
Piano Nazionale Integrato EnergiaClima (come spiego nell’ultima parte di questo
post QUI).
4. Quindi non c’è bisogno
di rivedere il Decreto del capacity market visto che già in se permetterebbe
una gestione diversa di questo meccanismo di incentivi, si tratta semmai di
attuarlo (aste nuove comprese) in modo diverso dal passato
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