Il capacity market targato UK è stato introdotto con l’avvio nel 2013 della riforma del mercato elettrico britannico, basata sull’implementazione di un importante pacchetto di misure volte ad assicurare forniture energetiche affidabili e a basso contenuto carbonico. Il capacity market è una delle maggiori innovazioni previste dalla riforma ed è un meccanismo che garantisce una remunerazione su base regolare agli impianti "affidabili" (sia lato domanda che lato offerta) in cambio della messa a disposizione della relativa capacità quando il sistema è corto.
Le principali ragioni che hanno spinto ad introdurre il capacity market nel Regno Unito riguardano: l’urgenza, mai riscontrata prima, di investire circa 200 miliardi di sterline in capacità elettrica; la chiusura di alcune centrali che potrebbe causare un ammanco di energia entro la metà del prossimo decennio; il bisogno di reperire capitali per soddisfare i target in materia di emissioni; la necessità di migliorare le attuali disposizioni che regolano l’attività di trading al fine di garantire forniture più sicure a prezzi maggiormente efficienti. Da qui, si comprende perché Ofgem – il regolatore dei mercati di elettricità e gas in Gran Bretagna - nel suo Capacity Assessment abbia indicato per il periodo 2015/2016 un margine di riserva al 4%, da intendersi come la generazione elettrica di norma eccedente ma disponibile per fronteggiare casi di necessità. Questo dato va associato alla probabilità che una volta ogni 12 anni si verifichi una perdita di almeno 2,75 GW, tale da richiedere la disattivazione delle forniture.
Nella pratica, il capacity market consiste in una serie di aste amministrate dal gestore della rete elettrica di trasmissione britannica, National Grid, attraverso le quali viene assicurata la capacità elettrica futura. Le aste (auction) principali, conosciute come ‘T-4’, si svolgono annualmente con 4 anni di anticipo rispetto alla data dell’effettiva fornitura; a queste si aggiungono le aste T-1, ovvero quelle che si svolgono un anno prima della consegna, a cui vengono affidati gli eventuali aggiustamenti. Le aste T-4 e T-1 saranno responsabili dell’assegnazione di capacità offerta da impianti di generazione, dai sistemi di accumulo e dalla demand side response (DSR) a partire dal 2018/2019 in avanti. Una Early Auction – relativa esclusivamente a capacity agreement di 1 anno - è stata invece indetta a copertura dell’inverno 2017/2018.
Sono previste, inoltre, due aste addizionali introdotte dai Transitional Arrangements (TA) - misure transitorie a sostegno del meccanismo del capacity market – che, sommandosi alle aste del capacity market, puntano ad incoraggiare l’apporto di un particolare tipo di capacità. Alla prima TA auction, relativa all’anno di consegna 2016/2017, possono accedere tutti i tipi di domanda attiva (DSR) e la generazione distribuita tra i 2 e i 50 MW connessa alla rete di distribuzione; la seconda, relativa all’anno di consegna 2017/2018, è stata riservata alla sola variazione della domanda (riduzione o spostamento temporaneo dei carichi), e ha una soglia minima più bassa e pari a 500 kW.
La notizia rilevante è che le aste già svolte hanno visto una significativa riduzione dei prezzi. Il prezzo di aggiudicazione fissato dalle tre aste T-4, tenutesi nel 2014, 2015 e 2016 (con consegna nei periodi 2018/2019, 2019/2020 e 2020/2021) è stato pari rispettivamente a 19,40, 18,00 e 22,50 sterline/kW per anno, nettamente inferiore al costo stimato per l’offerta di nuova capacità, di 49 sterline/kW/anno, utilizzato come parametro per individuare la posizione della curva di domanda di capacità. L’ultima asta T-1 si è addirittura chiusa con un prezzo finale di 6 sterline/kW/anno.
La capacità assegnata per tipo di fonte ha visto primeggiare il gas (75,55%); a seguire il carbone (7,57%), la DSR con il 7,45% e da ultimo le batterie con solo l’1,69%. L’ultima asta T-4 si è chiusa al prezzo record più basso di 8,40 sterline/kW.
Nella seconda TA auction, invece, il prezzo di aggiudicazione è stato più elevato e pari a 45 sterline/kW.
Il capacity market è stato quindi criticato per il basso prezzo di aggiudicazione delle ultime aste, un segnale che indica come la capacità elettrica esistente sia sufficiente, almeno per i prossimi quattro anni. Prezzi così bassi renderanno sempre più difficile la costruzione di nuova capacità di generazione – soprattutto di grandi centrali a gas - almeno fino a quando l’elettrificazione dei trasporti non sosterrà un aumento significativo della domanda elettrica.
L’altra critica mossa nei confronti di questo meccanismo riguarda la mancata inclusione di rinnovabili, DSR e sistemi di accumulo. Nonostante il sistema UK includa DSR e accumuli, ne limita la partecipazione, definendo contratti di breve durata e non offrendo le necessarie garanzie riguardo la capacità di accumulo nell’ambito delle TA auction. Di fatto, il sistema del capacity market sostiene la generazione da fonti fossili; basti considerare che i contratti per i servizi di accumulo sono previsti solo della durata di un anno mentre quelli per la generazione possono arrivare fino a 15 anni. La conseguente percezione di un mancato supporto governativo nella definizione di contratti di lungo termine per i sistemi di accumulo e l’incertezza che vige nel nuovo assetto di mercato si traducono in un calo di fiducia verso i servizi di accumulo stessi; fiducia che invece è essenziale se si vogliono realizzare gli investimenti necessari e la diffusione della tecnologia. Il meccanismo del capacity market dovrebbe invece aumentare la partecipazione dei sistemi di accumulo e della domanda attiva, estendendo la durata dei contratti rispetto a quella attuale di un anno che vige nello schema dei transitional arrangements. Questa misura, oltre a ridurre l’incertezza degli investitori, darebbe nuovo slancio alla diffusione delle tecnologie di accumulo. Il governo dovrebbe quindi considerare la questione della durata dei contratti relativi ai sistemi di accumulo come parte integrante del suo processo di revisione dell’impianto regolatorio del capacity market.
Per concludere, in Gran Bretagna la partita per garantire forniture sicure si gioca oggi sulla flessibilità, piuttosto che sulla capacità. È ormai evidente che in un futuro low-carbon con un sistema elettrico basato principalmente sulle rinnovabili, la sicurezza riguarda tanto la domanda quanto l’offerta. A tal proposito, un nuovo centro di ricerca è stato recentemente lanciato ed entrerà in attività nell’aprile 2018: si tratta dello UK Centre for Research on Energy Demand. Il centro sarà finanziato con 19,5 milioni di sterline provenienti dall’Engineering and Physical Sciences Research Council (EPSRC) e dall’Economic and Social Research Council (ESRC).
All’Università di Reading sono stati assegnati 1,2 milioni di questo finanziamento, e il Prof. Jacopo Torriti è uno dei sette co-direttori del Centro, destinato ad essere tra i più all’avanguardia nella ricerca in materia di flessibilità della domanda energetica.
