Il mercato elettrico irlandese sta affrontando una serie di importanti cambiamenti strutturali poiché l’attuale sistema (The Single Electricity Market - SEM) è fortemente regolato e non è in linea con la normativa dell’Unione Europea, che mira a stimolare la concorrenza e ad armonizzare i mercati elettrici dei paesi membri. Pertanto, da qualche anno è cominciato un processo di riforma che porterà alla definizione di un nuovo mercato, I-SEM, che sarà operativo da maggio 2018.

Tra le principali novità vi è l’introduzione di un capacity market in cui, in prima battuta, l’operatore del sistema stima quanta capacità di generazione elettrica è necessaria in Irlanda. In seguito, i fornitori di capacità parteciperanno ad un’asta annuale. Coloro che si aggiudicano l’asta ricevono un capacity payment in base alla capacità offerta e al prezzo di aggiudicazione dell’asta. A fronte del capacity payment, i fornitori della capacità si impegnano a corrispondere la differenza tra i prezzi elettrici e il prezzo di esercizio (strike price) nelle ore – durante l’anno di consegna della capacità - in cui i primi sono superiori al secondo. In sostanza, lo strike price definisce un price cap nel mercato dell’elettricità e tutela gli acquirenti in caso di prezzi elevati. Per i produttori, invece, rappresenta un incentivo per fornire capacità nei momenti di stress del sistema. In breve, i generatori ricevono un pagamento anticipato e, in cambio, accettano un bid cap (tetto determinato dalle offerte sul mercato dell'elettricità).

Vi sono tre importanti parametri che il regolatore deve determinare per ogni asta: la capacità da assegnare (procured capacity), lo strike price e i bid cap. Lo strike price nel capacity market irlandese viene rivisto mensilmente e dipende ad esempio dal prezzo del combustibile e della CO2 ma non scende mai al di sotto dei 500 €/MWh. Si tratta di un prezzo relativamente elevato – nel 2017 il prezzo medio dell’elettricità era di 47€/MWh e ha superato quota 500€/MWh soltanto per 4,5 ore. Un strike price elevato ha lo scopo di assicurare che anche la demand response, tipicamente caratterizzata da unità ad alti costi marginali, sia incentivata a partecipare al capacity market. Se lo strike price fosse inferiore ai costi marginali sostenuti dal generatore, infatti, quest’ultimo non potrebbe assicurarsi alcun profitto. D’altro canto, uno strike price elevato consente di adottare un comportamento strategico nel mercato elettrico. Quindi, la selezione dello strike price pone un trade-off tra la versatilità del portafoglio del generatore e il suo potere di mercato.

Il potenziale abuso di potere di mercato non può infatti essere trascurato nel mercato irlandese, che al momento vede una sola impresa (ESB) detenere il 44% della capacità di generazione totale. Una simile situazione ha sollevato dubbi sulla nuova struttura di mercato, poiché l’impresa in posizione dominante può ottenere alti profitti sia nel mercato elettrico che in quello della capacità. Simulazioni mostrano infatti che grazie a strategie di sottrazione di capacità dal mercato, ESB potrebbe accrescere il prezzo di aggiudicazione al di sopra del livello di concorrenza.

Un modo semplice per mitigare il potere di mercato nel capacity market sarebbe quello di fissare bid cap per i fornitori di capacità. Spesso, vi è un limite più basso per le unità di generazione esistenti e uno più alto per i potenziali nuovi entranti, che devono sostenere i costi di investimento. Determinare un tetto che sia allo stesso tempo giusto e neutrale non è semplice e, tuttavia, il principale problema è rappresentato dal fatto che spesso i bid cap sono vincolanti. Si corre quindi il rischio che sia il regolatore, piuttosto che il mercato, a determinare il capacity payment, il che non rispecchierebbe l’obiettivo iniziale.

Un altro modo per mantenere prezzi competitivi è quello di assicurarsi che vi sia sempre un numero sufficiente di nuovi entranti nel mercato. Obiettivo assolutamente non scontato dal momento che le centrali elettriche richiedono ingenti investimenti e che tipicamente i siti migliori sono già stati costruiti.

La prima asta di capacità in Irlanda si è svolta nel dicembre 2017. Diversamente da quanto di solito avviene (4 anni di anticipo rispetto all’anno di consegna), in questa prima asta la capacità assegnata doveva essere disponibile già a partire dal maggio 2018, pertanto non molti partecipanti hanno potuto prendervi parte. Quasi tutta la nuova capacità proveniva da operatori di servizi di demand response (hanno fatto eccezione solo 3MW a gas!).

Il prezzo di aggiudicazione della prima asta è stato di 41,80 €/kW. In totale, 100 unità (9 GW) hanno presentato un’offerta, di cui 93 con esito positivo. 6 unità esistenti a carbone o gas (1,2 GW) non hanno ottenuto alcuna assegnazione, mentre quasi tutti i nuovi operatori di demand response sono andati a segno (220 MW). Una maggiore presenza di capacità di demand response si potrebbe tradurre in un aumento dei prezzi elettrici, dal momento che è caratterizzata da costi marginali più alti rispetto agli impianti a gas o a carbone. Inoltre, le unità di base forniscono la maggior parte del bilanciamento. Generalmente, il capacity market favorisce impianti con bassi costi fissi ma non tiene conto direttamente del loro effetto sul mercato elettrico e su quello del bilanciamento.

La soglia di offerta per le unità esistenti è stata fissata a 41,06 €/kW. Un’offerta maggiore potrebbe essere accettata se le unità dimostrassero al regolatore di sostenere costi più alti. Questo probabilmente spiega il perché alcune unità esistenti non siano riuscite a vincere l’asta, nonostante il prezzo di aggiudicazione fosse leggermente superiore al bid cap. Il fatto che il prezzo di assegnazione finale fosse molto vicino al bid cap conferma l’importanza di questo prezzo.

Basandosi sui risultati della prima asta, il capacity payment totale nel primo periodo di consegna è di 325 milioni di euro, ossia il 38% in meno rispetto al capacity payment totale del 2017. Più che l’efficienza del nuovo meccanismo, ciò indica come probabilmente il precedente meccanismo di remunerazione di capacità fosse molto generoso. Inoltre, all’atto pratico, solo l’energia eolica è cresciuta in Irlanda negli ultimi anni, un segnale indicativo della limitata possibilità di realizzare nuove centrali elettriche convenzionali.

In generale, sembra che l’esordio del nuovo capacity market in Irlanda abbia soddisfatto le aspettative, anche se vi sono una serie di aspetti regolatori che rischiano di minacciare l’effettiva concorrenza e intaccare significativamente gli esiti delle aste.

Sintetizzando, i messaggi chiave desumibili dalla prima asta di capacità irlandese sono: 1) nel capacity market, trattare separatamente la capacità di demand response può essere una buona idea; 2) per quanto difficile, è importante assicurare l’entrata di nuovi partecipanti; 3) i bid caps, ed eventuali loro esenzioni, fissati dal regolatore sono probabilmente la sfida maggiore per riuscire a garantire una effettiva competizione nel capacity market.