La Proroga capacity market decisione sbagliata che può favorire il gas

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