Negli ultimi anni, diversi Paesi europei hanno introdotto dei Meccanismi di Remunerazione della Capacità (MRC). L’obiettivo principale di tali meccanismi è supportare il sistema elettrico nei momenti critici, garantendone l’adeguatezza, ossia assicurando il costante soddisfacimento della domanda nazionale di energia con adeguati margini di riserva.

In Italia, a partire dal 2022 è in vigore un mercato della capacità. Lo schema di remunerazione italiano si basa su un contratto di reliability option. Tale schema prevede una remunerazione annuale fissa per MW di capacità impegnata in cambio dell’obbligo per gli operatori di restituire al sistema i margini realizzati vendendo l’energia elettrica, corrispondenti alla differenza, se positiva, tra il prezzo di mercato ed un prezzo limite massimo, ovvero lo strike price. Ciò ha implicazioni sulle entrate nette finali per ciascun tipo di impianto di generazione elettrica.

Lo scopo di questo studio è determinare l’impatto del MRC sulle entrate provenienti dal mercato dell’energia (spot) per diversi tipi di tecnologie, ovvero CCGT, OCGT, idroelettrico (di pompaggio, a serbatoio e ad acqua fluente), eolico e fotovoltaico.

L’analisi si concentra su due periodi: da un lato si basa sui valori storici del 2022 e del 2023, dall’altro su uno scenario prospettico di lungo termine al 2030.

L’approccio metodologico prevede il calcolo dei costi complessivi legati ai costi d’investimento, ai costi operativi di O&M ed ai costi operativi per l’acquisto del combustibile e dei permessi di emissione di CO2. I profitti sono quindi calcolati considerando i prezzi zonali spot dell’energia ed il capacity factor delle diverse tecnologie. A causa del MRC, parte di queste entrate è limitata dall’esistenza dello strike price, ma compensata dalla remunerazione annuale fissa.

Per le simulazioni al 2030, sono considerati tre casi: il primo ipotizza l’assenza di un mercato della capacità, il secondo ipotizza la presenza di un mercato della capacità e la partecipazione di tutti gli impianti delle tecnologie considerate al MRC; il terzo ipotizza la presenza di un mercato della capacità e la mancata partecipazione di alcuni impianti delle tecnologie considerate al MRC.

I risultati ottenuti nei diversi casi sono poi stati confrontati per determinare se e in quali condizioni la partecipazione al MRC risulti vantaggiosa per gli impianti di ciascuna tecnologia considerata.

I risultati mostrano che, dal punto di vista del produttore, partecipare al MRC è più vantaggioso rispetto alla sola partecipazione al mercato spot dell’energia, sia per quanto riguarda le analisi basate su dati storici che per quelle basate sullo scenario futuro. Un’eccezione è rappresentata dal 2022, anno in cui i prezzi dell’energia elettrica hanno superato i 700 €/MWh (mentre lo strike price era circa 400 €/MWh). Pertanto, in quell’anno, i ricavi netti di un operatore partecipante al MRC sono stati significativamente inferiori rispetto a quelli di un operatore che ha venduto liberamente energia elettrica nel mercato spot dell’energia.

Dal punto di vista del sistema, la presenza di un MRC nel 2022 ha sicuramente portato a prezzi all’ingrosso dell’energia più bassi, con ripercussioni positive sui consumatori finali.