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Capacity market, nell’asta per il 2024 si fanno largo i sistemi di accumulo. E molti puntano a collocarli in Sardegna

where Roma when Mar, 01/03/2022 who roberto

Tra le aree maggiormente coinvolte c’è l’isola - che non è metanizzata -, oggi al centro degli interessi storage di molti operatori

Si è svolta la terza asta del capacity-market.jpgcapacity market elettrico da circa 41,5 GW indetta da Terna per l’anno di consegna 2024, che assegna contratti annuali per capacità esistente e di 15 anni per capacità nuova relativamente alla capacità disponibile per il sistema elettrico (CDP). Il Capacity Market è una procedura competitiva con cui il gestore della rete di trasmissione nazionale, assicura l’adeguatezza del sistema elettrico nazionale, facendo combaciare le stime di consumo con le produzioni degli impianti esistenti e nuovi, a tutela della continuità dell’erogazione dell’elettricità su tutto il territorio nazionale.
 
Cosa cambia
Se nelle scorse aste, quelle che hanno prodotto il “polmone” di sicurezza che diventerà operativo nel prossimo biennio, sono state contrattualizzate più centrali tradizionali, oggi hanno fatto il loro debutto anche i sistemi di accumulo elettrochimico, la nuova frontiera da affiancare ai vecchi e ancora provvidenziali accumuli idroelettrici. Ai 210 megawatt contrattualizzati in esito al 2023, si sono aggiunti altri 250 MW attraverso aste specifiche, aggiudicati a un prezzo medio inferiore ai 30mila euro a MW. Si tratta – spiega Terna – di buone premesse, seppure oggi marginali, per il grande strumento parallelo che dovrebbe essere attivato nei prossimi anni sulla base dell’aggiornamento delle stime del fabbisogno prospettico degli accumuli nazionali. Le vecchie stime indicavano fabbisogno di 6 GW, circa il 10% della potenza elettrica nazionale richiesta nelle ore di maggiore criticità, che dovrebbe essere individuato entro i prossimi sei mesi, per essere seguito dallo svolgimento di aste specifiche, ulteriori a quelle previste dal Capacity. Tra le aree maggiormente coinvolte c’è sicuramente la Sardegna, che non è metanizzata e deve dismettere il carbone (guerra permettendo) ed è al centro degli interessi storage di molti operatori.
 
Le aggiudicazioni
Enel si è aggiudicata contratti per 12,9 GW e, più in dettaglio, 10,4 GW di capacità esistente, 1 GW di capacità estera e 1,5 GW di nuova capacità. Quest’ultima verrà soddisfatta per oltre due terzi da sistemi di accumulo a batterie (BESS) e per la parte restante da impianti rinnovabili nonché dal potenziamento e dal rifacimento di alcuni impianti a gas già in servizio, necessari a garantire l’adeguatezza e sicurezza del sistema elettrico nazionale.
In particolare, Enel si è aggiudicata 0,5 GW di capacità nuova in Sardegna, che onorerà esclusivamente attraverso la realizzazione di sistemi di accumulo e senza dover investire in nuovi impianti a gas, compiendo così un passo concreto per la trasformazione della Sardegna in Isola Verde.
Introdotte nel 2019, le aste del mercato della capacità sono uno degli strumenti previsti dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima per raggiungere gli obiettivi di transizione energetica del Paese, permettendo la chiusura delle centrali a carbone entro il 2025 e promuovendo gli investimenti necessari di tecnologia flessibile per garantire le condizioni di adeguatezza e sicurezza del sistema elettrico nazionale.
 
Erg si è aggiudicata 14 MW di capacità (capacità disponibile in probabilità) relativa a sistemi di accumulo di energia nell’asta del Capacity Market indetta da Terna per il mercato italiano, svoltasi lo scorso 21 febbraio. Si tratta di due impianti con sistemi di accumulo elettrochimico per complessivi 22 MW di capacità installata nell’Area Centro-Sud e Sicilia, rispettivamente da 10 MW (6 MW in Cdp) e 12 MW (8 MW in Cdp). I due progetti sono attualmente in fase di autorizzazione e la realizzazione è prevista in prossimità di due parchi eolici Erg in esercizio a Ginestra degli Schiavoni, in Campania, e a Vicari, in Sicilia.
 
Nella terza asta A2A si è aggiudicata invece 5,4 GW totali di capacità a livello nazionale, di cui 1,3 GW di nuova realizzazione. Il portafoglio aggiudicato dal Gruppo, con un mix di soluzioni tecnologiche che include impianti a gas, storage elettrochimici e impianti a fonte rinnovabile (idroelettrico e solare), contribuisce a garantire la flessibilità e la decarbonizzazione del sistema elettrico italiano, in linea con gli obiettivi del Piano Industriale di A2A.
Per la capacità esistente il contratto annuale ha un prezzo di aggiudicazione pari a 33.000 €/MW/anno. La capacità nuova prevede un contratto di 15 anni con un prezzo di aggiudicazione pari a 70.000 €/MW/anno per la capacità già autorizzata, di 48.110 €/MW/anno per quella ancora da autorizzare.
Iren invece è risultata assegnataria di due nuovi impianti di accumulo con batterie in Sardegna, confermandosi così tra i principali player nazionali dotati di impianti di accumulo elettrico: la capacità installata al 2024 sarà infatti di 78 MW ripartiti su cinque impianti in Piemonte, Lombardia e Sardegna, erogando i servizi previsti da Capacity Market e Fast Reserve.

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