Il processo di decarbonizzazione e integrazione delle energie rinnovabili in Italia ha recentemente visto il supporto di meccanismi profondamente trasformativi come il FER-X, le nuove aste del Capacity Market e il MACSE. Il presente Position Paper analizza questi meccanismi, valutandone l’impatto sul mercato all’ingrosso, al dettaglio e i costi per il sistema, cercando al contempo di offrire un primo sguardo sulle nuove dinamiche che potranno delinearsi in un mercato elettrico atteso al varco da un profondo mutamento.

Un radicale cambiamento in vista per il mercato dell’elettricità

Il processo di decarbonizzazione del nostro Paese sembra essere finalmente iniziato. Secondo i dati di Terna, nel 2023 sono stati installati 5,2 GW di nuova capacità fotovoltaica, oltre il doppio rispetto ai 2,5 GW del 2022. I mesi di ottobre, novembre e dicembre hanno segnato record di installazioni, e gennaio 2024 ha visto l’aggiunta di 656 MW di capacità. Anche l’energia eolica ha mostrato segni di crescita nonostante la crisi del settore. Questi segnali indicano che la transizione energetica, almeno per quanto riguarda la produzione di energia elettrica, sta finalmente prendendo piede su larga scala.

Negli ultimi anni, le istituzioni europee hanno definito gli obiettivi per gli Stati membri tramite il pacchetto Fit for 55, mirando a ridurre le emissioni dell’Unione del 55% entro il 2030. Secondo l’aggiornamento del PNIEC diffuso a maggio 2024, si prevede di raggiungere entro il 2030 una capacità installata di 79,2 GW per impianti fotovoltaici e 28,1 GW per impianti eolici. Per raggiungere questi obiettivi, sembrano essere necessari alcuni meccanismi di supporto, poiché il raggiungimento entro i 5/6 anni previsti risulta incerto se basato esclusivamente sul mercato.

L’aumento improvviso della produzione non programmabile da fonti rinnovabili ha un impatto diretto sui mercati elettrici, specialmente a causa del modo in cui viene determinato il prezzo sui mercati spot. Questi impianti, caratterizzati da costi di produzione variabili bassi o nulli, come nel caso del fotovoltaico, possono spesso offrire energia elettrica a prezzi nulli sul Mercato del Giorno Prima, ottenendo ricavi equivalenti alla quantità di energia offerta moltiplicata per il prezzo stabilito dalla tecnologia marginale. In Italia, questa tecnologia marginale è spesso rappresentata dalla generazione a gas, almeno negli ultimi anni, con le centrali a ciclo combinato alimentate a gas che hanno svolto il ruolo di price setter per oltre il 61% delle ore nel 2023.

Questo scenario suggerisce che in futuro gli impianti da fonti rinnovabili potrebbero assumere sempre più spesso il ruolo di tecnologia marginale, aumentando la frequenza delle ore a prezzo nullo. Questo fenomeno è già evidente in alcuni paesi più avanzati: per esempio, in Spagna, grazie alla significativa capacità installata di eolico e solare che rappresenta il 46,6% nel dicembre 2023, le istanze di prezzi nulli o negativi nelle giornate lavorative non sono più eccezionali da oltre un anno. Anche in altri paesi europei i prezzi negativi stanno abbandonando il loro status di fenomeno raro, spinti non solo da sovrapproduzione di energia rinnovabile ma anche da alti tassi di riempimento dei bacini idroelettrici e occasionali errori umani.

Nel breve termine la riduzione dei prezzi dell’energia è benefica per i consumatori, ma può destabilizzare i mercati nel medio termine. Ad esempio, prezzi bassi riducono l’incentivo per installare nuovi impianti, anche rinnovabili, e possono limitare le ore in cui i prezzi giustificano l’attivazione di impianti programmabili necessari per la sicurezza della rete elettrica.

Nel nuovo Position Paper, si affronta l’impatto significativo dei meccanismi di finanziamento e incentivazione sulla trasformazione del sistema elettrico nazionale. Si passa da un sistema prevalentemente guidato dal mercato a uno in cui il rapporto con il pianificatore centrale diventa cruciale, anche se nel contesto di un perimetro ancora competitivo.

L’obiettivo del documento è esaminare tre strumenti di incentivazione e supporto chiave che influenzeranno significativamente il mercato elettrico nei prossimi anni: il Decreto FER-X, il Mercato della Capacità e il MACSE. Il Position Paper analizza:

  1. Il quadro generale dei nuovi meccanismi di incentivazione in fase di definizione, valutandone la portata complessiva;
  2. Gli effetti potenziali su entrambi i mercati, all’ingrosso e al dettaglio, in termini di dinamiche di mercato, impatti sui prezzi e costi per i consumatori;
  3. Gli obiettivi congiunti dei meccanismi rispetto agli obiettivi globali del sistema definiti nel PNIEC, per capire quanto influenzeranno il prezzo basato su domanda e offerta o se il prezzo finale sarà fortemente influenzato dai meccanismi regolatori.

I compensi statali previsti per gli operatori attraverso questi meccanismi potrebbero cambiare radicalmente il ruolo dei mercati spot dell’elettricità, alterando le dinamiche decisionali nel settore energetico.