Page 33 - untitled

getica viaggiano di pari passo e rappresenteranno gli strumenti decisivi per il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni e della bolletta energetica.Ad esempio, la sostituzione di un veicolo con motore a combustione interna con un veicolo elettrico consente una riduzione di emissioni di anidride carbonica almeno del 55 per cento – in particolare in ambito urbano - men- tre l’utilizzo della pompa di calore per la climatizzazione residenziale consente di ridurre l’emissione di CO2 legate al riscaldamento domestico dell’ordine del 50 per cento rispetto alla tradizionale caldaia.L’elettri cazione della domanda consentirà anche di mi- gliorare la qualità dell’aria negli ambienti urbani, oggi gra- vemente compromessa dall’elevata concentrazione di polveri sottili e altri agenti inquinanti. La grande versatilità d’impiego dell’energia elettrica e la facilità con cui può essere trasportata sulle reti di distribuzione e di trasmis- sione la rendono adatta ad alimentare prodotti di prossi- ma larga diffusione (quali appunto auto elettriche, pompe di calore, piastre a induzione), anche grazie all’adozione di tariffe elettriche non più progressive, ma che vedranno ridursi il costo del kWh marginale consumato.Il mercato energy only e di breve termine non è in grado di assicurare la crescita sostenibile del sistema elettri- co né di promuovere lo sviluppo delle fonti rinnovabili, in quanto non fornisce adeguati segnali per supportare corrette decisioni di investimento e disinvestimento degli operatori.Lo sviluppo delle fonti rinnovabili sta determinando un cambio d’uso della gran parte del parco termoelettrico, che da fonte di generazione ad alto tasso d’utilizzo svol- ge sempre di più importanti funzioni di essibilità, com- plementarietà e back up al sistema. Tale fenomeno è de- stinato ad intensi carsi con l’ulteriore crescita delle fonti rinnovabili. È dunque opportuno adottare con urgenza meccanismi di remunerazione di mercato complementari rispetto a quella proveniente dai mercati spot dell’ener- gia. Se quest’ultima infatti rimanesse la sola fonte di re- munerazione, la copertura dei costi degli impianti sareb- be demandata unicamente agli eventuali spike di prezzo derivanti da situazioni contingenti di crisi di offerta, solu- zione inadeguata e inaccettabile per opinione pubblica e decisori istituzionali. Peraltro, come dimostrato dalle vicende di questo inverno, che hanno obbligato Terna a richiedere la disponibilità di alcuni impianti marginali posti in conservazione volontaria dagli operatori e ad approv- vigionare ulteriori carichi per il servizio di interrompibilità, il settore elettrico del nostro Paese sta entrando in una nuova fase nella quale il concetto stesso di sicurezza del- la fornitura deve essere ripensato considerando la mag- giore variabilità delle fonti domestiche ma anche la cre- scente aleatorietà degli approvvigionamenti dall’estero. Il futuro mercato dovrà quindi valorizzare il nuovo ruolo della generazione convenzionale e, nello stesso tempo, fornire segnali di prezzo di lungo periodo sia per gli im- pianti a fonti rinnovabili non più incentivati, sia per la nuo- va capacità.Un primo passo in questa direzione è rappresentato dal Capacity Market, strumento in grado di integrare segnali di breve termine e dinamiche di mercato di medio e lun- go termine e di consentire a tutte le fonti di contribuire all’adeguatezza del sistema elettrico. Tale modello è sta-to de nito n dal 2012 da Autorità e Governo ed è anco- ra oggi al vaglio della Commissione Europea. Le osser- vazioni che la Commissione avrebbe formulato in sede di pre-noti ca non richiederebbero revisioni sostanziali dello schema proposto, che peraltro è stato riconosciuto dalla stessa Commissione come quello più appropriato per affrontare problemi di adeguatezza nel lungo termine. È quindi fondamentale che tale meccanismo, già sotto- posto a consultazione, venga approvato ed avviato nel primo semestre del 2017, anticipando possibili modi - che della normativa Europea di riferimento che possano ostacolarne o rallentarne l’approvazione.Nel pacchetto europeo Clima e Energia è stato de nito un target di produzione da fonti rinnovabili nella misura minima del 27 per cento al 2030. Secondo le stime di Primes, la produzione da fonti rinnovabili europea cre- scerebbe, in un contesto inerziale e senza particolari misure di sostegno, a poco oltre il 24 per cento. In tale ambito Assoelettrica ritiene prioritario l’avvio di una ana- lisi accurata per identi care un percorso di crescita delle fonti rinnovabili coerente con gli obiettivi 2030 e l’entrata in vigore degli accordi di decarbonizzazione sottoscrit- ti nell’ambito della COP21, tenendo anche conto delle potenzialità di evoluzione della domanda elettrica e dei processi di progressivo phase out di parte del parco di produzione esistente.Il meccanismo che l’Europa ha individuato quale stru- mento principale per la realizzazione di nuovi investimenti è quello della concorrenza per il mercato, attraverso ten- der con orizzonte temporale di medio e lungo termine che possano garantire suf ciente prevedibilità per stabi- lizzare i ussi degli investimenti.Riteniamo che i tender debbano essere calibrati tenendo conto dell’evoluzione della domanda di energia elettrica, garantendo però un baseload annuale coerente con le traiettorie di crescita delle fonti rinnovabili. In linea ge- nerale dovrà essere rispettato il principio della neutralità tecnologica, prevedendo eventuali eccezioni al ne di ga- rantire uno sviluppo più equilibrato del parco nazionale, ad esempio tramite tender riservati a speci che tecnolo- gie o taglie di impianti o aste aperte a tutte le tecnologie con l’applicazione di coef cienti che ne permettano la confrontabilità.Negli ultimi anni si è sviluppato nel nostro Paese uno schema di mercato sostanzialmente duale, con una quo- ta decrescente di impianti convenzionali o non incentivati remunerati nel mercato energy only di breve termine e i nuovi impianti da fonti rinnovabili che operano parzial- mente al di fuori dalle dinamiche di mercato. In questo ambito, gli interventi regolatori si sono sostanzialmente rivolti nora agli sbilanciamenti, attraverso provvedimen- ti di natura emergenziale volti a ridurne gli oneri. Questi provvedimenti, che hanno esteso l’applicazione del dual pricing, per scoraggiare arbitraggi, sono però in contro- tendenza rispetto alla logica maggiormente cost-re ecti- ve del meccanismo single-pricing, che peraltro è indicato come soluzione preferita dalla bozza di balancing net- work code di Entso-E.È quindi necessario che si cominci a lavorare n d’ora per avviare un ridisegno complessivo dei mercati dell’e- nergia e del dispacciamento, anche con l’obiettivo di allargarne la partecipazione alle fonti oggi non ammes-mercaTo & Finanza1/2017 33