In un sistema elettrico sempre più dominato dalle fonti rinnovabili, che producono energia in modo discontinuo, sorge un problema fondamentale: come garantire che, quando serve, ci sia comunque energia disponibile. È qui che entra in gioco il capacity market, un meccanismo attraverso il quale lo Stato remunera non solo l’energia prodotta, ma la semplice disponibilità degli impianti a produrla quando necessario. In altre parole, si paga perché le centrali – tradizionali o nuove tecnologie come le batterie – siano pronte a intervenire nei momenti critici, assicurando la stabilità del sistema.
È da questa esigenza che ha preso le mosse il seminario “Il capacity market: bilanci e prospettive”, svoltosi presso l’Università Cattolica, nell’ambito delle attività dell’Osservatorio sulla regolazione amministrativa, incardinato nel Centro di ricerca giuridico-istituzionale sui diritti civili, ambientali e sociali (CERDIS) e gestito nell’ambito delle attività di Formazione Permanente dell’Ateneo.
L’incontro, coordinato dal professor Mauro Renna e diretto scientificamente insieme al professor Michele Grillo, ha riunito accademici, istituzioni e operatori industriali in un confronto serrato sulle trasformazioni del mercato elettrico, tra sicurezza degli approvvigionamenti, decarbonizzazione e nuovi equilibri regolatori.
Ad aprire i lavori è stato Guido Cervigni (DFC Economics), che ha offerto una lettura economica del capacity market come risposta a un problema strutturale: il mercato elettrico, da solo, non è in grado di garantire un livello adeguato di capacità produttiva. Tra volatilità dei prezzi, orizzonti di investimento lunghi e imperfezioni informative, gli operatori faticano a programmare investimenti. Da qui la necessità di strumenti pubblici che, in sostanza, aumentano la remunerazione attesa e trasferiscono parte del rischio dagli investitori ai consumatori.
Una prospettiva che ha trovato il suo completamento nell’intervento del professor Aldo Travi, che ha ricostruito l’inquadramento giuridico del meccanismo, dalle origini nel decreto legislativo del 2003 fino al vaglio europeo sugli aiuti di Stato. Il capacity market italiano – ha ricordato – è stato qualificato dalla Commissione come aiuto compatibile, ma restano aperti nodi cruciali: il suo ruolo strutturale o transitorio, il coordinamento con i mercati elettrici e il futuro oltre il 2028.
A fornire una lettura “dal campo” è stato Fabio Bulgarelli (Terna), che ha ripercorso le ragioni storiche dell’introduzione del meccanismo, legate alle gravi crisi del sistema elettrico del 2003. Da allora, il contesto è profondamente cambiato: l’espansione delle rinnovabili ha ridotto la redditività degli impianti tradizionali, rallentando gli investimenti e portando alla dismissione di circa 15 GW di capacità. In questo scenario, il capacity market si configura come uno strumento essenziale per colmare il divario tra segnali di mercato e fabbisogni reali del sistema.
Il confronto si è poi spostato sul versante industriale con la tavola rotonda delle imprese, introdotta da Ester Benigni (A2A), alla quale hanno partecipato Diego Barlini (Eni), Pier Filippo Di Peio (Sorgenia) e Carlo Giordano (Edison). Dal dibattito è emersa una valutazione complessivamente positiva del meccanismo, ma anche la richiesta di correttivi, soprattutto sul piano dei parametri economici e della stabilità regolatoria.
Al centro della discussione, il tema oggi più delicato: il rapporto tra impianti termoelettrici e sistemi di accumulo (BESS). Le batterie rappresentano una tecnologia promettente ma complessa, capace di incidere su più fronti – dalla flessibilità alla sicurezza – e di ridefinire gli equilibri competitivi nelle aste. Il rischio, più volte evocato, è che una valutazione non adeguata del loro contributo possa compromettere la sostenibilità della capacità tradizionale.
Su questo punto si è innestato l’intervento di Alessandro Noce (Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica), che ha offerto una visione sistemica. Il capacity market – ha sottolineato – ha già dimostrato la sua efficacia, consentendo tra il 2022 e il 2027 la realizzazione di circa 10 GW di nuova capacità. Ma oggi si inserisce in un contesto radicalmente diverso, segnato dalla crescita delle rinnovabili e dalla diffusione di strumenti di contrattualizzazione di lungo periodo.
In questo quadro, la priorità per il decisore pubblico resta la sicurezza del sistema elettrico. Le scelte regolatorie – dal derating delle batterie alla definizione della domanda – devono quindi essere guidate da criteri prudenziali, anche alla luce dell’incertezza sulle previsioni di consumo e della crescente complessità del sistema.
A chiudere i lavori è stato il Consigliere di Stato Dario Simeoli, che ha riportato il dibattito su un piano teorico più ampio. Il capacity market – ha osservato – può essere letto come aiuto di Stato, in quanto comporta un trasferimento di rischio e quindi un vantaggio economico. Ma il vero nodo non è la qualificazione, bensì la compatibilità e, soprattutto, la natura dello strumento: non più semplice correttivo del mercato, bensì leva di politica economica capace di incidere sulla struttura del settore.
Un’ultima riflessione ha riguardato il sistema delle fonti: uno strumento così centrale è oggi disciplinato soprattutto a livello regolatorio, senza un disegno legislativo organico. Un segnale, forse, di come la trasformazione del mercato energetico stia correndo più veloce delle categorie giuridiche tradizionali.
Il seminario si è concluso con un vivace dibattito con il pubblico, confermando l’elevato interesse per un tema destinato a rimanere al centro dell’agenda energetica nei prossimi anni.
Nicola Berti, Ricercatore di Diritto amministrativo
