Capacity market UK: buon disegno ma il problema è nel manico

Staffeta Quotidiana – Dicembre 23, 2014

Un mercato complessivamente ben disegnato ma che conserva il problema di fondo proprio meccanismi di capacità: il sospetto di essere una ciambella di salvataggio per tecnologie che soffrono il contesto negativo del mercato. Questo in sintesi il giudizio di Simona Benedettini, consultant presso LEAR – Laboratorio economia, antitrust, regolamentazione, sulla prima asta del capacity market elettrico in Gran Bretagna, svoltasi la scorsa (v. Staffetta 19/12). I forti ribassi hanno portato il clearing price a 19,4 £/kW/anno, allineandolo sostanzialmente ai costi fissi di un CCGT. Una forte compressione del prezzo, nota l’autrice, resa possibile dal design adeguato, a cominciare dall’assenza di un prezzo minimo – vero discrimine tra una meccanismo amministrato e uno di mercato (e un avvertimento implicito, si potrebbe aggiungere, per Paesi come l’Italia, che sta ancora valutando se introdurre un floor). Nel contempo, nota Benedettini, proprio la forte contendibilità, prevista in ulteriore aumento nelle aste future, ha contribuito a tenere fuori la domanda e lo storage, rischiando in prospettiva di tenere più a lungo del previsto fuori dal mercato tecnologie clean.

Il 16 dicembre si è tenuta la prima asta del capacity market inglese per l’approvvigionamento di 48,6 MW di capacità, da generazione e interrompibilità, da rendersi disponibile durante il periodo 1 ottobre 2018 – 30 settembre 2019.

Il meccanismo inglese è entrato in vigore nel luglio 2014 in seguito all’approvazione della Commissione Europea alla luce delle Linee Guida sugli aiuti di Stato. Come dichiarato da Almunia: “Il capacity market inglese accoglie i principi della non discriminatorietà tra tecnologie e della concorrenzialità del processo di offerta per assicurare l’adeguatezza della capacità di generazione al minor costo possibile per i consumatori, coerentemente con le Linee Guida UE sugli aiuti di Stato.”

Secondo la disciplina britannica, il gestore della rete procura, con quattro anni di anticipo, un ammontare target di capacità ritenuto necessario a garantire la gestione in sicurezza dell’attività di dispacciamento nel corso di un periodo di dodici mesi. Per il periodo di consegna 2018-2019, la gestione in sicurezza è fissata da uno standard di sbilanciamento pari a tre ore di Loss of Load Expectation (LOLE).

Gli aggiudicatari dell’asta si obbligano a rendere disponibile la capacità offerta in asta – pesata, nel caso di impianti di generazione, per un fattore che tiene conto, tra gli altri, delle manutenzioni programmate e della probabilità d’indisponibilità impreviste – nelle ore in cui è atteso il verificarsi di una condizione di stress del sistema elettrico. National Grid notifica la richiesta di disponibilità a produrre, o interrompere il consumo, con quattro ore di anticipo. In cambio, gli operatori ricevono un corrispettivo, parametrato su base mensile, pari al prezzo di chiusura dell’asta.

Il capacity market inglese si basa, infatti, su aste al ribasso caratterizzate da una successione di sessioni di offerta. Per la prima sessione, gli operatori non possono offrire al di sopra di un price-cap pari a 75£/kW/anno. In ciascuna sessione successiva, i partecipanti offrono un prezzo inferiore, di un ammontare pari a 5£/kW/anno, rispetto alla sessione precedente. I round si susseguono sino a che la capacità offerta non risulta pari a quella domandata.

Certamente, il meccanismo appare convincente in merito alla non discriminatorietà rispetto alle tecnologie ammesse a partecipare e alla sua efficacia nel promuovere comportamenti di offerta concorrenziali.

Sono infatti ammesse a partecipare, e sono inoltre risultate aggiudicatarie, tutte le possibili tecnologie di generazione con aggiunta della domanda e dello storage. Le diverse tecnologie, purché non beneficianti di altri meccanismi d’incentivazione (quali i Contract for Differences, Feed-in-tariff, incentivi per i progetti pilota su CCS, etc.), possono fare riferimento a impianti esistenti, di nuova realizzazione, oppure esistenti ma con necessità di effettuare interventi significativi di manutenzione e/o ammodernamento. Ai primi, cui non è consentito di offrire in asta un prezzo superiore a 25£/kW/anno, è riconosciuto, in caso di aggiudicazione, un capacity agreement di un anno. Alle ultime due categorie, data la diversa struttura di costi che caratterizza la rispettiva disponibilità a produrre, è permesso di offrire a prezzi superiori e di beneficiare di un capacity payment per una durata pari, rispettivamente, a 15 e 3 anni.

La concorrenzialità dei processi di offerta è inoltre riflessa dal ricorso a offerte simultanee in busta chiusa. Caratteristiche, queste, che limitano la possibilità di accordi collusivi tra i partecipanti alle aste. Anche l’assenza di un price-floor alle offerte degli operatori, presente invece su altri mercati della capacità, contribuisce al raggiungimento di esiti concorrenziali. La mancata adozione di un floor evita prima di tutto la trasformazione del capacity market britannico da meccanismo di approvvigionamento di mercato a sistema amministrato equivalente a un tradizionale capacity payment. Secondariamente, l’assenza di un limite inferiore alle offerte previene la formazione di un prezzo minimo garantito di riferimento a cui, specie in condizioni di eccesso di capacità, il clearing price delle aste convergerebbe non assicurando più, necessariamente, la minimizzazione dei costi di approvvigionamento.

Più caute, invece, dovrebbero essere le valutazioni in merito all’impatto sulla struttura di medio-lungo termine del mercato elettrico inglese e sui costi di approvvigionamento di capacità di generazione e da interrompibilità.

Il prezzo di chiusura del 16 dicembre è stato pari a 19,40£/kW/anno. Il 68% della capacità target posta all’asta verrà resa disponibile da impianti esistenti. Riguardo le tecnologie aggiudicatarie, circa il 45% della capacità approvvigionata fa riferimento a impianti a gas a ciclo combinato. Il prezzo di chiusura dell’asta può dirsi pertanto determinato prevalentemente da impianti CCGT esistenti. Non è un caso, del resto, che tale prezzo sia prossimo al valore dei costi fissi operativi e di manutenzione (O&M) che DECC stima, nel suo Electricity Generation Cost Model, come propri di un impianto a ciclo combinato.

Se il capacity payment per l’anno di consegna 2018-2019 è equiparabile ai costi fissi O&M ciò significa che le aspettative di tali impianti sulla possibilità di realizzare margini positivi sul mercato – coerentemente del resto con i noti effetti sulla redditività degli stessi a seguito della massiva penetrazione delle fonti rinnovabili – sono tutt’altro che rosee. In altri termini, i generatori da CCGT si attendono di coprire i propri costi fissi di produzione principalmente attraverso il capacity market.

Un’altra informazione che emerge è che nel breve termine, domanda, sistemi di accumulo, e impianti di generazione di nuova realizzazione, low-carbon (nuovi o esistenti) rivestiranno un ruolo marginale nel promuovere l’esercizio in sicurezza dell’attività di dispacciamento. Nel medio-lungo periodo è altrettanto difficile immaginare un ruolo rilevante della domanda e dello storage, a meno di un dirompente miglioramento della loro competitività rispetto ad altre fonti. Basti pensare che a prezzi significativamente superiori il clearing price dell’asta del 16 dicembre, il 70% di operatori che hanno abbandonato le aste è rappresentato dalla domanda.

Al riguardo, la situazione non risulta incoraggiante qualora si inferisca la capacità che verosimilmente verrà messa ad asta per i periodi di consegna futuri. Confrontando, infatti, i dati forniti dal DECC sui margini di riserva attesi, in assenza e in presenza di capacità disponibile procurata mediante capacity market, le aste per periodi di consegna dal 2020 in poi potrebbero essere caratterizzate da una più accentuata contendibilità. Quest’ultima, se unita a una limitata partecipazione alle aste degli impianti di nuova generazione (in virtù di aspettative di redditività limitata dalla vendita di energia elettrica) e al ruolo che giocheranno le interconnessioni, potrebbe avere un effetto deprimente sul clearing price delle aste e tale da spiazzare nuovamente le aggiudicazioni ad opera di domanda e storage.

Viene quindi il dubbio che, anche quando disegnato coerentemente con i principi del procurement concorrenziale, il capacity market corra il rischio di essere pur sempre un sussidio per impianti che diverranno obsoleti spiazzando il ruolo di tecnologie clean.

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