REGNO UNITO: UNA RIFORMA MOLTO LUNGA E MOLTO COMPLICATA - Semantic Scholar
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REGULATION & DEREGULATION di Giovanni Goldoni*
REGNO UNITO:
UNA RIFORMA MOLTO LUNGA
E MOLTO COMPLICATA
The article analyzes the reform of the UK electricity market started in è stato congelato dal Governo per
2013. It carefully analyzes the Contract for Difference and Capacity evitare che la forbice rispetto ai
Market, which were adopted to promote the decarbonisation of the prezzi europei della CO2 si amplias-
se in modo eccessivo a danno della
electrical system, so as the outcomes of their auctions. It also exam- competitività delle imprese nazio-
ines the adaptations to the Balancing Mechanism that their integra- nali (1). CM e CfD sono strumen-
tion into the existing regulation imposed. The emerging picture is un- ti concepiti, rispettivamente, per
derstandably complex but also uncertain, especially as the electricity fronteggiare i rischi di adeguatez-
market depends on the unpredictable dynamics of the energy and za della capacità disponibile e per
carbon markets and the changing political options of Governments. centrare gli obiettivi di generazio-
ne da fonti rinnovabili in linea con
le direttive europee (2). L’articolo
L’articolo analizza la riforma del mercato elettrico inglese iniziata esamina i primi anni di applicazio-
nel 2013. Il Contract for Difference e il Capacity Market, che ne di questi strumenti, gli scosta-
sono stati adottati per promuovere la decarbonizzazione del siste- menti osservati tra i risultati attesi
ma elettrico, e gli esiti delle rispettive aste sono esaminati accura- e gli esiti effettivi e la conseguente
tamente insieme agli adattamenti al Balancing Mechanism che la evoluzione della regolazione del si-
loro integrazione nella regolazione vigente ha imposto. Il quadro stema elettrico.
che emerge è comprensibilmente complesso ma anche incerto,
soprattutto perché è molto esposto alle imprevedibili dinamiche 1. LE VECCHIE CENTRALI
dei mercati dell’energia e del carbonio e alle mutevoli opzioni CHIUDONO
politiche dei Governi.
Il quadro di riferimento nel qua-
N
el 2013 l’Energy Act le la riforma del mercato elettrico
ha avviato una nuo- inglese sta trovando attuazione
va riforma del mer- è mutato sensibilmente in pochi
cato elettrico inglese anni. In sintesi:
con un obiettivo di – i consumi di energia elettrica
lungo periodo molto ambizioso: la e la domanda di punta si sono con-
decarbonizzazione. In questi anni tratti in media dell’1-2% annuo;
le istituzioni e le regole che devo- – la produzione rinnovabile, con
no accompagnare il sistema elet- 25 GW di nuova potenza entrata in
trico nella transizione stanno as- esercizio, ha avuto una rapida cre-
sestandosi. Tre erano le maggiori scita e copre ormai circa un quarto
innovazioni previste della riforma: della domanda;
il Carbon Price Floor (CPF), il Ca- – la generazione delle centrali a
pacity Market (CM) e il Contract for carbone è stata spiazzata non solo
Difference (CfD). Il primo doveva dalle rinnovabili ma anche dal gas
tracciare un sentiero di crescita del naturale e dalle importazioni: nel
* Dipartimento di Economia Aziendale, prezzo del carbonio coerente con 2016 la sua quota di mercato era
Università di Verona gli obiettivi di decarbonizzazione. crollata di tre quarti rispetto al
giovanni.goldoni@univr.it Ma dopo pochi anni il suo livello 2012;
46
ENERGIA 3/2017
– i prezzi all’ingrosso sono scesi E le prospettive non sono rosee. Se- ne per mantenerle a disposizione
stabilmente sotto 50 sterline/MWh; condo le previsioni più aggiornate come riserva supplementare di bi-
– la volatilità dei prezzi orari, che (National Grid 2016a), la scom- lanciamento. L’inverno 2016-2017 è
può essere considerata un buon parsa della generazione a carbone stato però l’ultimo nel quale è stata
indicatore della richiesta di flessi- avverrà nel 2022, o al massimo nel concessa questa opzione, avendo il
bilità del sistema, è aumentata: lo 2024 nello scenario dove il proces- Governo deciso di affidarsi al CM
scarto medio tra prezzo massimo so di decarbonizzazione è più len- per garantire un’adeguata disponi-
e prezzo minimo registrato in uno to. Di recente, il Governo inglese bilità di potenza già nel 2017-2018.
stesso giorno invernale, quando ha descritto così lo stato delle cen- Wynn e Schlissel (2017) attribui-
di norma assume valori più alti, è trali a carbone: scono proprio alla riserva supple-
passato da 37,36 sterline/MWh nel mentare il merito di avere mante-
2009-2010 a 80,75 sterline/MWh «the UK’s remaining coal stations are nuto i margini a livelli di sicurezza
nel 2015-2016 (Staffell 2017); 47 years old on average, and all but the durante l’ultima stagione fredda. È
– da ultimo, ma non per impor- three newest units at Drax are beyond però corretto segnalare che i costi
tanza, il 31 ottobre 2016 è stato their original intended design life. While di approvvigionamento di questa
emesso da National Grid il pri- stations have been upgraded and modi- riserva erano notevolmente cre-
mo Capacity Notice Warning, con fied over time to extend life and improve sciuti. I 3,6 GW approvvigionati
il quale si informavano i sogget- efficiency (…), they are nevertheless per lo scorso inverno hanno avuto
ti contrattualizzati nel CM che il relatively inefficient by modern stand- un costo riconosciuto da Ofgem di
margine di riserva era sceso sotto ards and require continued investment» 119,4 mil. sterline, che implica un
il minimo stabilito di 500 MW (387 (BEIS 2016a, p. 8) (5). maggior onere medio in bolletta di
MW per la precisione) e la probabi- 1,50 sterline, circa tre-quattro volte
lità di una loss of load era balzata Per molte di esse la chiusura non l’onere medio dei due inverni pre-
al 29% (Wynn e Schlissel 2017) (3). è evitabile. Quando avviene con un cedenti (6). A sostegno della deci-
L’inasprimento della normativa preavviso molto breve può mettere sione del Governo si ricorda anche
ambientale imposto dalle direttive a repentaglio la sicurezza delle for- che la riserva supplementare di bi-
europee poneva i proprietari delle niture. Sono alcuni anni che il calo lanciamento non fu mai utilizzata
centrali a carbone e a olio combu- della capacità installata – a cui la nei due primi anni. E in base alle
stibile di fronte a decisioni vitali. chiusura delle centrali a carbone informazioni in nostro possesso
Entro la fine del 2015 dovevano contribuisce assai – è più accen- non lo è stata neanche nell’inverno
valutare se adeguarsi alla Large tuato della riduzione della doman- scorso.
Combustion Plant Directive oppure da di punta. In assenza di misure
chiudere, e preferirono questa se- straordinarie, lo scorso inverno la
conda opzione per circa 8 GW; per loss of load attesa sarebbe passa- 2. VECCHIE PROMESSE
le centrali rimaste in esercizio si ta da 1,6 a 8,8 ore per anno, ben E VECCHIE PREVISIONI
poneva subito dopo il dilemma di oltre i limiti di sicurezza previsti
come affrontare il tortuoso percor- (Bell e Gill 2016). Per questo moti- La Fig. 1 mostra lo scenario di
so della Industrial Emission Direc- vo, negli ultimi tre anni National lungo periodo in cui sono rappre-
tive in vista del rispetto dei limiti Grid ha potuto stipulare contratti sentate le opzioni in materia di
imposti al 2020-2023 (Imperial con centrali in via di dismissio- decarbonizzazione della genera-
College London 2014, p. 9). Tra il
2011 e il 2016, la capacità delle cen- Fig. 1 - EVOLUZIONE DEL MIX DI GENERAZIONE ELETTRICA NEL REGNO UNITO (TWh)
600 600
trali fossili è scesa da 65 GW a 45
CCS (1) Nucleare
GW. In particolare: 125
500 Fonti fossili senza CCS (2) Rinnovabili (3) 500
118
«13.6 GW of coal closed between January
400 19 400
2013 and June 2016, either because it had 116 117
30 121 247
57 55 90 121
opted out of the large combustion plant 300 53 300
44 210
directive (…), or because it had become 45
66 104 134 172
loss-making» (Staffell 2017, p. 467). 200 30 200
306 25
281 252 88 30
221 138
Non solo sono entrate in una spi- 100
181
187 100
152
rale loss making ma anche il loro 83
117
49
coefficiente medio di utilizzazione 0 0
2007 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
è crollato dal 70% registrato nel
(1) Include la generazione da fonti fossili e biomasse degli impianti che utilizzano CCS.
2013 al 10% dell’estate 2016: «for the (2) Include le importazioni di elettricità.
first time, coal has a lower capaci- (3) Include la generazione da biomassa senza CCS.
ty factor than solar» (ibidem) (4). Fonte: NAO (2012), p. 14.
47
ENERGIA 3/2017
zione elettrica preferite dal De- prevista e avere una vita attesa di nel decennio successivo, in modo
partment for Energy and Climate 60 anni. Lo strike price del CfD è da rendere competitivi i nuovi im-
Change (DECC, ora sostituito dal stato confermato a 92,5 sterline/ pianti a bassa emissione di CO2 che
Department for Business, Energy MWh (scenderà a 89,5 sterline se sarebbero entrati in esercizio dopo
& Industry Strategy, BEIS) in avvio Edf realizzerà anche l’impianto di il 2025 senza necessità di incentivi,
di riforma. È molto evidente che Sizewall) ed è valido per 35 anni più o meno impliciti. Il quadro pre-
le tecnologie sulle quali si puntava (ivi). La definizione del prezzo è visivo attuale appare molto diverso
di più a partire dal 2025-2030 era- avvenuta in modo bilaterale tra e si stima che il prezzo possa resta-
no nucleare e Carbon Capture and il Governo inglese ed Edf, con la re a lungo sui livelli attuali, com-
Storage (CCS) (7). supervisione della Commissione presi tra 40-50 sterline/MWh:
Ad oggi, «the UK has 15 reac- europea per tutto quello che po-
tors generating about 21% of its teva toccare la materia degli aiuti «current generation renewables and
electricity but almost half of this di Stato. Posto che esistono altri nuclear are therefore likely to be out of
capacity is to be retired by 2025» progetti in fasi diverse di avanza- the market for a sustained period, and
(Danby 2016, p. 4), secondo una mento (Danby 2016) è più che le- hence the subsidies that were supposed
traiettoria di dismissione che acco- cito chiedersi innanzitutto se, una to wither away after 2020 are likely to be
muna i vecchi reattori nucleari alle volta scelta la soluzione CfD, non permanent» (Helm 2016, p. 196).
centrali a carbone (NAO 2016a, p. fosse il caso di utilizzare anche per
14). La riforma in atto ha inglo- questa tecnologia il meccanismo Ai prezzi correnti dell’energia
bato l’agenda nucleare che era ri- delle aste. elettrica, la stima degli oneri attesi
masta aperta per anni sul tavolo È per altro opinione del Gover- a carico della collettività per il CfD
dei Governi inglesi consentendo ai no che il contratto sia stato ben di Hinkley Point lievita da 6 mld.
nuovi reattori di usufruire dei CfD strutturato a protezione dei con- sterline (ottobre 2013) a quasi 30
con i loro prezzi garantiti, al pari sumatori inglesi in quanto preve- (marzo 2016) (NAO 2016a, p. 41).
delle tecnologie rinnovabili meno de un meccanismo di gain-share L’intera vicenda del programma nu-
sviluppate, senza transitare attra- che riconosce loro una parte degli cleare del Regno Unito enfatizza un
verso il CM, come le tecnologie eventuali minori costi di costru- altro aspetto: l’enorme distanza tra
più consolidate. Dopo una lunga e zione e una parte del rendimento la realtà dei fatti appena descritti e
complessa trattativa portata avanti del capitale del soggetto investitore le promesse del passato. Non dove-
dal Governo Cameron, a settembre che si rivelasse superiore a quan- vano esserci né sussidi, né accordi
2016 il Governo May ha firmato to concordato in caso di modifica negoziali; il prezzo dell’energia nu-
con Edf il primo CfD per un im- della composizione del capitale cleare doveva essere competitivo a
pianto nucleare. Si tratta della cen- (NAO 2016a, European Commis- 31-44 sterline/MWh; i primi reat-
trale di Hinkley Point C, che avrà sion 2014). D’altra parte, lo stesso tori dovevano entrare in funzione
una potenza di 3,2 GW e per la contratto prevede aggiustamenti nel 2017 in modo da installare un
quale si prevede un costo di realiz- dello strike price a favore dell’inve- parco di 12 reattori entro il 2030
zazione di 18 mld. sterline, al netto stitore per quanto riguarda spese (Thomas 2016b, Tab. 1, p. 423).
degli oneri finanziari. L’impianto in eccesso (opex reopener) e modifi- Il CCS era, e rimane secondo il
dovrebbe entrare in funzione nel che del quadro normativo (qualify- Committee on Climate Change, al
2025, coprire il 7% della domanda ing change in law reopener) (8). Nel centro della strategia di decarbo-
confronto tra tecnologie mostrato nizzazione al 2050. Al momento
nella sintesi Value for money pub- esistono pochi impianti in funzio-
blicata nel sito BEIS, lo strike price ne nel mondo, nessuno di essi è nel
di Hinkley Point è ancora concor- Regno Unito e solo due riguarda-
renziale rispetto a CCS ed eolico no la generazione elettrica (NAO
offshore. Si deve altresì sottolinea- 2017). Proprio in quest’ultimo set-
re che le valutazioni di costo han- tore il CCS potrebbe essere un’op-
no avuto nel recente passato un zione decisiva per mantenere in
andamento decrescente per le rin- esercizio unità termoelettriche in
novabili e crescente per il nucleare caso di forti aumenti del prezzo
(NAO 2016a, Fig. 12, p. 26). internazionale del carbonio, un’e-
Nella complessa vicenda del CfD ventualità non escludibile da qui
di Hinkley Point hanno avuto un al 2050. Trattandosi di una tecno-
peso enorme le previsioni dei prez- logia in fase sperimentale, il soste-
zi all’ingrosso dell’energia elettri- gno dato a progetti dimostrativi
ca. Fino al 2014 il Governo inglese tramite il finanziamento pubblico
confidava sul fatto che i prezzi sa- può essere determinante. Nel 2007
rebbero cresciuti progressivamente il DECC avviò la prima competition
48ENERGIA 3/2017
for financial support per seleziona- 3. L’INCENTIVAZIONE Tab. 1 - GENERAZIONE PREVISTA DEGLI
re iniziative su scala industriale ALLE FONTI RINNOVABILI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI
NEL REGNO UNITO (TWh)
finanziabili dal Governo. La pro- TRA ASTE E TETTI 2016 2017 2018 2019 2020
cedura si chiuse con un nulla di Previsioni
fatto nel 2011, quando si era giunti Anche l’incentivazione alle fonti DECC 2015 87 99 108 116 123
alla fase del negoziato con l’unico rinnovabili è in fase di transizione, Previsioni
progetto rimasto in gara (9), per con i CfD che stanno rimpiazzan- DECC 2013 81 93 101 105 109
Stima
problemi ritenuti insormontabili do la Renewables Obligation (RO), Obiettivo 30% 92
dalle parti sulla ripartizione dei mentre le Feed-in Tariffs (FiT) sono Fonte: NAO (2016c), Fig. 2, p. 15.
costi e dei rischi, che avevano na- confermate per gli impianti di pic-
tura tecnica, in particolare nella cola taglia. In questi anni sono sta- che hanno superato la fase di pre-
fase di stoccaggio della CO2, na- ti proprio RO e FiT ad alimentare qualifica, la fissazione del prezzo e
tura organizzativa-commerciale, l’incremento di 25 GW di potenza la selezione dei progetti si svilup-
nella costruzione della filiera indu- installata indicato in precedenza. pano in modo distinto per paniere
striale, e ovviamente natura eco- A questo punto l’obiettivo del 30% tecnologico, secondo casistiche dif-
nomica (NAO 2012, p. 30) (10). La della domanda coperto da fonti ferenti. Nel caso generale e più fre-
seconda competition for financial rinnovabili al 2020 può dirsi rag- quente, le offerte di ciascun panie-
support si aprì nel 2012 per chiu- giunto e ampiamente superato, re sono ordinate per prezzo a parti-
dersi all’inizio del 2016, quando il come emerge chiaramente dalle re dal più basso. Se tutte le offerte
Tesoro britannico negò la disponi- previsioni di DECC uscite rispetti- trovano spazio nel budget annuale
bilità dei fondi previsti (circa un vamente a settembre 2013 e a no- stanziato per quel paniere, lo strike
miliardo di sterline) per finanziare vembre 2015 (Tab. 1). price è quello dell’offerta «margi-
uno o entrambi i progetti ancora L’incentivazione tramite CfD nale», salvo che quello riconosciuto
in lizza. A questi fondi si sareb- prevede: (a) un’asta per seleziona- a ciascun progetto non può supe-
bero poi sommati gli incentivi dei re gli impianti che riceveranno rare il prezzo amministrativo della
CfD per l’energia prodotta, con un per l’energia prodotta l’incentivo tecnologia che utilizza. La Tab. 2
costo per la collettività difficile da incorporato nello strike price de- riporta i prezzi amministrativi del-
quantificare: una stima riferita ai terminato dall’asta stessa; (b) un le tecnologie ammesse al primo e
due progetti parla di circa 500-600 vincolo di budget da rispettare, che al secondo round di allocazione dei
mil. sterline/anno per i 15 anni ca- corrisponde alla somma stanziata CfD. Se il vincolo di budget è viola-
nonici del CfD (NAO 2016b, p. 34). dall’amministrazione a favore di to si procede attraverso iterazioni
Nella sua analisi della questione tecnologie rinnovabili selezionate e per verificare se sfruttando confi-
il Tesoro sostiene che il CCS non raggruppate in panieri ex ante. Pre- gurazioni di offerta «flessibili» dei
è (ancora?) una tecnologia compe- cisato che partecipano all’asta im- progetti «marginali» sia possibile
titiva rispetto ad altre tecnologie pianti di taglia superiore a 5 MW rispettare il vincolo. Se l’esito è an-
low carbon, e che il finanziamento
avrebbe comportato rischi inaccet- Tab. 2 - PREZZI AMMINISTRATIVI NEL PRIMO ROUND (2014-2015, 2018-2019)
tabili per le finanze pubbliche. In E NEL SECONDO ROUND (2021-2022, 2022-2023) (sterline/MWh, prezzi 2012)
attesa che il prezzo internazionale Tecnologia 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2021-2022 2022-2023
del carbonio salga, lo strike price Gas di discarica 55 55 55 55 55
Gas da acque reflue 75 75 75 75 75
ipotizzato (170 sterline/MWh) era Fotovoltaico (>5MW) 120 120 115 110 110
da ritenere eccessivo per i consu- Energia idroelettrica
matori inglesi. Inoltre, poiché i due (>5 MW e 5 MW) (1) 150 150 150 140 140 140 135
£1 billion» (ivi, p. 35). Biomassa con
cogenerazione 125 125 125 125 125 115 115
Per un osservatore esterno è Moto ondoso 305 305 305 305 305 310 300
davvero difficile dire quanto ab- Flusso di marea 305 305 305 305 305 300 295
biano pesato su queste importanti Geotermia (1) 145 145 145 140 140 140 140
decisioni di filiera energetica ma- Conversione di
biomasse (2) 105 105 105 105 105
turate nel 2016 le valutazioni tecni-
(1) Con o senza cogenerazione.
co-economiche dei progetti e delle (2) Unica tecnologia inclusa nel pot 3 per la quale non fu stanziato budget.
loro ricadute industriali e la ragion Fonti: comunicati DECC del 2 ottobre 2014 e del 27 gennaio 2015 e BEIS del 13 marzo 2017 (reperibili al sito
di Stato. www.gov.uk/government/publications/contracts-for-difference/contract-for-difference).
49ENERGIA 3/2017
cora negativo i progetti sono esclu- Tab. 3 - CONTRATTI PER DIFFERENZE ASSEGNATI IN VIA NEGOZIALE (maggio 2014)
si (AURES 2016). E TRAMITE ASTA (febbraio 2015)
La prima procedura iniziò a fine Negoziali Asta
GW Progetti Strike price Delivery GW Progetti Strike price Delivery
2014 e terminò a febbraio 2015. Il (sterline/MWh)(1) year (sterline/MWh)(2) year
budget annuo di 325 milioni (in Eolico offshore 3,18 5 144-154 2017-2021 1,16 2 114 - 120 2017-2019
sterline 2011-2012) fu ripartito in Eolico onshore 0,75 15 79-83 2016-2019
quote da 65 e 260 milioni tra i due Conversione di
biomassa 1,07 2 103-108 2015-2016
panieri, che raggruppavano tecno- Cogenerazione
logie a stadio di evoluzione simile. da biomassa 0,30 1 129 2018
La procedura della seconda asta, Cogenerazione
da rifiuti 0,10 2 80 2018-2019
che è iniziata in aprile 2017 e non Generazione da
si è ancora conclusa, ha un budget rifiuti con TCA (3) 0,06 3 114-120 2017-2019
annuo di 290 mil. sterline da asse- Fotovoltaico (4) 0,07 5 50-79 2015-2017
gnare a impianti che rientrano in (1) Prezzi 2013-2014.
un unico paniere: «less established (2) Prezzi 2012.
(3) Tecnologie di conversione avanzata.
technology».
(4) Dopo l’assegnazione i due progetti selezionati con strike price a 50 sterline/MWh hanno rinunciato alla firma
Le valutazioni positive espres- del CfD. Un altro progetto non ha rispettato i termini previsti per l’ultimazione. I rimanenti due progetti hanno
se dopo il primo round sono state uno strike price di 79,22 sterline/MWh.
molto condizionate dal confron- Fonte NAO (2016a) Fig. 10, p. 23.
to con i prezzi dei CfD assegnati
in via negoziale solo pochi mesi percentuale si avvicina al 90%. Lo È probabile che dopo le prime
prima con una decisione politica scarso successo iniziale è dipeso da due aste non se ne bandiscano
fondata su motivazioni non molto un concorso di cause. La tempisti- molte altre nei prossimi anni, non
chiare e convincenti (11). Nel mag- ca, differenziata per tecnologie, del tanto perché l’obiettivo del 2020 è
gio 2014 erano stati negoziati infat- pensionamento di RO ha certamen- consolidato ma soprattutto perché
ti contratti per una potenza di 4,5 te influito sulla partecipazione nei il tetto della spesa per incentivi è
GW nettamente superiore rispetto primi anni. L’inclusione di eolico stato raggiunto. Dal 2011 vige nel
a quella messa all’asta dieci mesi onshore e fotovoltaico nello stesso Regno Unito il Levy Control Frame-
dopo (2,14 GW). Secondo l’unica paniere «established» ha messo le work (LCF) che si applica ad alcuni
comparazione praticabile per l’eo- due tecnologie in concorrenza di- oneri da recuperare nelle bollette,
lico offshore, i prezzi negoziati sono retta, con il risultato che la fonte tra cui spiccano gli incentivi alle
stati decisamente più alti (Tab. più competitiva nel Regno Unito, rinnovabili. Lo schema attuale si
3) con un extra-costo stimato di l’eolico, ha in parte spiazzato e in estende fino al 2020-2021 quando
«£250-£310 million per year for 15 parte falsato la partecipazione del il tetto, che cresce negli anni, rag-
years, equivalent to a 1% increase fotovoltaico alle aste per i CfD (12). giungerà i 7,6 mld. sterline. Il LCF
in retail prices» (CMA 2016b, p. Con prezzi amministrativi di rife- richiede al Ministero di controllare
248) e di entità comparabile ai bu- rimento compresi in una forchetta le previsioni di spesa e di approva-
dget stanziati per i due successivi tra 80 e 120 sterline/MWh, il clear- re con urgenza piani di conteni-
round di assegnazione dei CfD. ing price di questo paniere ha finito mento se esse sforano il margine
Esaminando più in dettaglio i per assestarsi sul livello più basso, di oscillazione ammesso del 20%.
risultati, e ricordando che gli im- che era quello degli impianti da ri- In caso contrario il Ministero po-
pianti non sono ancora entrati in fiuti e che è risultato accessibile per trebbe subire una financial penal-
funzione, sono 25 i progetti che i progetti eolici ma evidentemente ty (NAO 2016c, p. 20) (13). Fino allo
riceveranno gli incentivi stanziati troppo basso per quelli fotovoltai- scorso anno, tetto di spesa (cap)
dal 2020-2021 (Newbery 2016c, p. ci. Altro insegnamento appreso dal e incentivi erogati (expenditures)
1325). Nei primi tre anni per i qua- primo round, l’eccessiva complessi- sono stati allineati (Tab. 4), ma la
li era disponibile un budget, è sta- tà della procedura, che ha finito per più recente previsione «centrale»
ta però assegnata una percentuale favorire «big or sophisticated play- della spesa per incentivi al 2020-
vicina allo zero della somma a di- ers able to navigate the quite com- 2021 ammonta a 8,7 mld. sterline,
sposizione. Solo dal 2019-2020 la plex process» (AURES 2016, p. 23). una cifra superiore al limite sta-
Tab. 4 - EVOLUZIONE DEL LEVY CONTROL FRAMEWORK E DELLE SPESE CONTROLLATE (mil. sterline)
2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021
Caps 1.844 2.352 2.884 3.560 4.300 4.900 5.600 6.450 7.000 7.600
Expenditures 1.610 2.375 3.030 3.565 4.260 8.700(p)
RO 1.460 1.895 2.395 2.785 3.265 5.200(p)
FiTs 150 480 635 775 985 1.300(p)
CfD 5 10 2.200(p)
Fonti: BEIS (2016b), Tab. 1, per expenditures; LOVELOCK (2016), Tab. 1, per caps; NAO (2016c), Fig. 20, p. 59, per le expenses forecast al 2020-2021 riportate nell’ultima colonna.
50ENERGIA 3/2017
bilito e assai vicina alla massima Fig. 2 - PRINCIPALI CAUSE DEI CAMBIAMENTI NELLE PREVISIONI DI SPESA DI DECC TRA GENNAIO
oscillazione consentita. E GIUGNO 2015: IMPATTO NEL 2020-2021 PER SCHEMA DI INCENTIVO(1) (mil. sterline)
600 600
Sono state accertate tre cause Eolico offshore Eolico onshore Idroelettrico
dell’andamento fuori controllo del- 500 D
Solare Biomasse e rifiuti Prezzo all'ingrosso dell’elettricità 500
la spesa: (1) l’impatto sui costi dei 400 C J
400
CfD del calo dei prezzi dell’energia 300 B
F
I M 300
elettrica all’ingrosso; (2) un au-
200 H 200
mento delle domande per RO e FiT K
superiore alle attese, in combina- 100 G 100
zione con (3) un rapido e significa- 0 0
Deployment Load factors Deployment Wholesale price Load factors
tivo incremento del load factor per of electricity
le turbine eoliche offshore, che ha Renewables Obligation Feed-in Tariffs Contracts for Difference
causato un aumento della loro pro- IMPATTO SUI COSTI
duzione e dei loro incentivi (BEIS Cambiamento 2020-2021(2) Motivazione
2016c, p. 5). È bene ora spiegare A 250 Aumento del deployment atteso di eolico offshore
brevemente come funziona questo B 130 Aumento del deployment atteso di eolico onshore
particolare tipo di CfD. Per rice- C 90 Aumento del deployment atteso del solare
vere l’incentivo gli impianti devo- D 90 Aumento del deployment atteso delle tecnologie avanzate per convertire i rifiuti in energia
no produrre ed essendo in regime E 320 Aumento nei load factors assunti per l’eolico offshore
di self-despatch per farlo devono F 50 Aumento nei load factors assunti per l’eolico onshore
trovare sul mercato un acquiren- G 190 Aumento del deployment atteso di eolico onshore
te. Come è tipico dei CfD nel con- H 40 Aumento del deployment atteso del solare
I 140 Aumento del deployment atteso della digestione anaerobica
tratto è indicato, oltre allo strike
J 100 Aumento del deployment atteso dell’idroelettrico
price, un reference price. In questo K 320 Ribasso delle previsioni di prezzo all’ingrosso dell’elettricità
caso si tratta di un market reference L 290 Aumento dei load factors assunti per l’eolico offshore
price (14), che non coincide con il M 20 Aumento dei load factors assunti per l’eolico onshore
prezzo di vendita dell’energia elet- Totale 2030
trica all’acquirente, ma condiziona (1) Si tratta di una sintesi delle principali revisioni, non di un conto preciso ed esaustivo, nelle previsioni del Dipartimento,
l’entità dell’incentivo riconosciuto: dovute a nuove ipotesi su deployment, load factors e wholesale prices.
(2) I valori, espressi in milioni di sterline, sono arrotondati.
pari alla differenza tra lo strike
Fonte: NAO (2016c), p. 52.
price definito nell’asta e il market
reference price. Ora, il LCF si con- tivare le fonti rinnovabili quando i chiamati in causa, come si può ve-
centra sull’incentivo inglobato nel prezzi all’ingrosso sono più alti e dere in Fig. 2.
CfD, cosa che, da un lato, semplifica a tagliarli quando i prezzi calano. La componente load factor si ri-
il controllo di spesa ma, dall’altro, Tutto ciò, oltre a essere controintu- ferisce alla producibilità degli im-
lo espone alla volatilità dei prezzi itivo, può determinare improvvise pianti eolici, principalmente off-
all’ingrosso. Con la conseguenza, accelerazioni e frenate nell’eroga- shore, che è stata per lungo tempo
paradossale, che l’amministrazio- zione degli incentivi a scapito del- sottostimata: nel 2013 il load factor
ne potrebbe essere spinta a rende- la fiducia degli investitori. Inoltre preso a riferimento nei conteggi
re disponibili più fondi per incen- non considera che il peso in bol- dell’amministrazione inglese era di
letta degli oneri legati ai CfD sot- circa il 38-39%, nel 2015 era balza-
toscritti diventa in realtà più soste- to al 50% (ivi, p. 54). Le previsioni
nibile quando i prezzi all’ingrosso aggiornate ai progressi tecnologici
calano, perché quest’ultimo effetto e dimensionali delle turbine eoli-
sopravvanza l’effetto dei maggiori che implicano una maggior spesa
incentivi da riconoscere ai posses- al 2020-2021 di 690 mil. sterline,
sori dei CfD (NAO 2016c, p. 29) (15). circa un terzo dell’incremento to-
L’effetto combinato dell’attuale tale. La valutazione prudenziale
calo dei prezzi è stato infatti stima- del deployment atteso (16) spiega la
to in una riduzione della bolletta metà della maggior spesa ed è con-
media al 2020 di 182 sterline: 187 seguenza dell’elevato attrition rate
sterline per i minori costi dell’ener- (o tasso di abbandono dei progetti,
gia all’ingrosso e 5 sterline aggiun- variabile a seconda delle tecnolo-
tive per i maggiori incentivi ai CfD. gie) che era applicato dall’ammini-
Il contributo dei prezzi all’ingros- strazione ai progetti di impianti a
so al balzo delle previsioni di spe- fonti rinnovabili nelle diverse fasi:
sa nel LCF è comunque modesto in costruzione, autorizzato, in atte-
al confronto degli altri due fattori sa di autorizzazione. I valori ripor-
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Tab. 5 - ESEMPIO DI STIMA DELLA POTENZA RITENUTA REALIZZABILE DALL’AMMINISTRAZIONE (MW)
Under Awaiting construction Total capacity operational Deployment in 2020: EMR
Operational
construction with or without planning consent or in the planning pipeline delivery plan December 2013 (1)
Eolico onshore 7.406 1.539 11.658 20.603 11.700 - 14.100
Eolico offshore 3.969 1.401 16.490 21.860 8.100 - 15.000
Biomasse 3.136 268 2.516 5.919 2.500 - 4.600
Totale 14.511 3.208 30.664 48.381 22.300 - 33.700 (2)
(1) EMR: Electricity Market Reform. Include la microgenerazione.
(2) Il deployment atteso nello scenario di riferimento era di 25.600 MW.
tati nelle ultime due colonne della ual goals», senza curarsi troppo cità può essere determinante per
Tab. 5 aiutano a inquadrare l’in- delle compatibilità e della coerenza attrarre investimenti e garantire
cidenza dell’attrition rate. I dati ri- complessiva; nel tempo la continuità e l’affida-
specchiano le ipotesi utilizzate nel (c) per dare più certezze agli in- bilità delle forniture. Un punto che
2013 per effettuare una stima della vestitori la cornice legale di questi appariva di grande rilevanza du-
potenza realisticamente disponibi- schemi è poco flessibile ad adat- rante la progettazione del CM era
le al 2020. tarsi alle circostanze in evoluzio- il limite massimo da porre alle of-
L’analisi delle cause che hanno ne, in più spesso manca la volontà ferte, che sembrava giusto collega-
gonfiato la spesa tendenziale for- politica di intervenire su schemi re al costo di un nuovo entrante in
nisce spiegazioni illuminanti delle di successo anche quando, come è modo da stimolare la partecipazio-
ragioni che portano le ammini- accaduto con RO e FiT, l’aumento ne al CM e creare i presupposti per
strazioni a commettere errori di delle richieste porta a superare il la realizzazione di nuova potenza,
previsione e, soprattutto, a perse- budget di spesa complessivo (ivi, senza esporre i consumatori a costi
verare nei loro errori. Sebbene i pp. 6-7) (17). eccessivi (Goldoni 2014). Fin dalla
rischi fossero stati individuati in Il modo con il quale il Governo prima auction ci si è accorti che
uno stadio precoce, passò circa un sta gestendo il LCF ha effetti sul- quel punto non era così importan-
anno e mezzo prima che fossero la credibilità degli impegni assun- te. Nelle tre aste T-4 svolte (il 4 si ri-
affrontati. «So the simple question ti agli occhi degli investitori, che ferisce al numero di anni che sepa-
is: why the time lag?» (BEIS 2016c, stanno esprimendo preoccupazio- rano il momento T dell’asta dal de-
p. 6). All’origine vi sarebbe il mag- ne per l’instabilità e per l’impreve- livery year), il capacity payment an-
gior peso che, all’interno delle am- dibilità del quadro politico e regola- nuale, che corrisponde al clearing
ministrazioni, le ipotesi su cui si torio, aggravate da una scarsa tra- price fissato dall’asta, ha oscillato
fondano le previsioni mantengono sparenza del processo decisionale intorno alle 20 sterline/kW (Tab. 6),
a lungo rispetto all’evoluzione rea- (Lockwood 2016, The Energy and un livello molto inferiore alle attese
le delle cose. Gli elementi a cui si Climate Change Committee 2016). e pari a circa il 40% del «net Cost
attribuisce questo ratcheting effect In questo clima è ovviamente più of New Entry of £49/kWyr» (New-
sono i seguenti: difficile progettare investimenti di bery 2016b, p. 10).
(a) le ipotesi di fondo sono elabo- lungo periodo, considerato che: Di conseguenza, la nuova poten-
rate da funzionari di medio livello, za che si è aggiudicata il capacity
e non sono pienamente comprese «a policy “cliff-edge” in 2020, does not payment per i 15 anni previsti è
nelle loro dinamiche dai dirigenti provide sufficient visibility about the stata molto poca (Fig. 3). Tra que-
responsabili di controllare questi size of the future Levy Control Frame- sta troviamo solo tre centrali a
schemi: ai dirigenti manca così la work (LCF) budget or what will happen ciclo combinato, una delle quali
sensibilità per cogliere con pron- to the Carbon Price Floor. This is a prob- ha da poco dovuto rinunciare al
tezza i segnali di rischio; di conver- lem when projects can take five years or contratto con il CM dato anche il
so, i dirigenti non sempre trasfe- longer to go from conception to comple- «modest penalty for non-delivery
riscono ai funzionari le informa- tion» (The Energy and Climate Change (£38 million on an £800 m pro-
zioni «riservate» di cui vengono in Committee 2016, p. 4). ject)» (ibidem) (18).
possesso, per cui le assunzioni non
sono sempre basate sulle migliori Tab. 6 - ESITI DELLE PRIME TRE ASTE T-4
conoscenze in possesso degli uffici; 4. L’IDENTITÀ DEL Potenza Clearing Total Capacity
Asta assegnata price payments in first
la propensione a restare ancorati CAPACITY MARKET (GW) (sterl./kW/anno) delivery year
alle ipotesi iniziali è rafforzata dal- 1 mld. sterline ca.
la tendenza ad affidarsi allo stesso In un mercato dell’energia quale dic. 2014 49,3 19,4 nel 2018-2019
gruppo di consulenti esterni; si sta configurando nel Regno Uni- 830 mil. sterline ca.
(b) nelle amministrazioni è mol- to, con prezzi in calo e altamente dic. 2015 46,4 18,0 nel 2019-2020
to frequente pensare che il raggiun- volatili, il CM era ritenuto il pezzo 1,2 mld. sterline ca.
gimento degli obiettivi dipende «by centrale della riforma in quanto il dic. 2016 52,4 22,5 nel 2020-2021
delivery of each section’s individ- supporto di un mercato della capa- Fonti: CMA 2016b, KPMG (2016), Ofgem (2017e).
52ENERGIA 3/2017
Sono state, invece, numerose le Fig. 3 - CAPACITÀ CONTRATTUALIZZATA NEL CM PER DELIVERY YEAR, 2017-2034 (MW)
nuove centrali diesel di piccola ta- 60.000 60.000
glia a vincere contratti nelle prime Asta T-4 del 2016 Asta T-4 del 2015
aste, sfruttando un insieme di cir- 50.000 Asta T-4 del 2014 Asta EA del 2017 50.000
costanze a loro favorevoli (19). Ci si Asta TA del 2017
40.000 40.000
chiede a questo punto se il CM pos-
sa davvero incoraggiare la costru-
30.000 30.000
zione di centrali a ciclo combinato
per sostituire le centrali nucleari 20.000 20.000
e a carbone che stanno chiudendo
(KPMG 2016), e se sia effettivamen- 10.000 10.000
te in grado di garantire la disponi-
bilità della capacità nel delivery year 0 0
(Orme 2016, p. 17). In effetti, con ‘17 ‘18 ‘19 ‘20 ‘21 ‘22 ‘23 ‘24 ‘25 ‘26 ‘27 ‘28 ‘29 ‘30 ‘31 ‘32 ‘33 ‘34
la partecipazione massiccia al CM Fonte: National Grid (2017), p. 6.
delle centrali in esercizio il mecca-
nismo è apparso snaturato. Doveva stata ovviamente inferiore rispetto spegnere a comando impianti e at-
essere uno strumento per rivelare il alle aste T-4. E i commenti hanno, trezzature piuttosto che avviarle. Il
costo di nuova capacità di base da altrettanto ovviamente, sottoline- tutto in un ambiente assai poco in-
inserire nel processo di transizio- ato il fatto che i capacity payment formato delle opportunità offerte
ne, si è trasformato in un sistema sono andati quasi esclusivamente alla domanda dalle varie capacity
per assegnare un premio annuale a centrali esistenti per le quali rap- auction (ivi, p. 49). La seconda TA
(per il primo anno di delivery previ- presentano un bonus che costerà ai auction, che si è svolta nel marzo
sto dall’asta) a impianti che sareb- consumatori – si stima – 378 mil. 2017, è stata riservata a demand
bero rimasti comunque in eserci- sterline, una cifra molto superiore turn down e stoccaggi per evitare
zio e per i quali costituisce più un ai costi sostenuti per l’approvvigio- il loro spiazzamento da parte di
windfall payment che un capacity namento della riserva supplemen- piccole centrali diesel o a gas na-
payment (ivi, p. 18). Nell’ultima asta tare di bilanciamento. Pare, tutta- turale. Essa ha dato risultati attesi:
si sono tuttavia notate alcune ten- via, che per alcune centrali a ciclo un prezzo, più alto, di 45 sterline/
denze positive, seppure per volumi combinato anche questo modesto kW e una capacità vincitrice, in-
marginali: sono stati assegnati con- bonus stia diventando un’entrata ri- feriore, di 313 MW. Da segnalare
tratti per 500 MW a nuove batterie levante per restare in esercizio (20). ancora una volta la partecipazione
per stoccaggio, e soprattutto la De- La prima TA auction ha asse- estremamente ridotta in termini di
mand Side Response (DSR) con 1,4 gnato contratti per 803 MW a un potenza offerta (388 MW), di nu-
GW di contratti ha avuto una cre- prezzo (27,50 sterline/kW) più alto mero di offerte prequalificate (41)
scita di otto volte rispetto alla pri- delle attese, che erano di un prez- e di soggetti partecipanti (10) (Of-
ma asta T-4 (KPMG 2016). zo inferiore a 10 sterline/kW (21). gem 2017e).
In questi anni si sono svolti altri Le analisi dei risultati (BEIS 2017) Vista la crescente incertezza sul-
due tipi di aste «provvisorie» per portano a stimare che solo il 19% la reale disponibilità della capacità
la disponibilità di capacità. L’Early della capacità selezionata fosse in selezionata attraverso le aste, la re-
Auction (EA), che ha anticipato al realtà demand turn down (riduzio- golazione del CM si è nuovamente
prossimo inverno gli effetti del CM ne o spostamento temporanei dei interessata alle penalità previste
sui margini di riserva, e i Transi- carichi), mentre le centrali diesel per chi non rispetta gli impegni
tional Arrangements (TA), che sono coprivano circa il 55% della capa- assunti. DECC aveva inizialmente
stati pensati per preparare la par- cità selezionata. Non vi era dunque proposto di applicare penalità mol-
tecipazione alle aste T-4 di capacità evidenza che la TA auction inco- to elevate in caso di indisponibilità
flessibile, in particolare stoccaggi e raggiasse, come si sarebbe voluto, della potenza contrattualizzata nei
DSR. Nella EA il target di potenza la partecipazione degli stoccaggi momenti di system stress. Durante
per il prossimo inverno indicato da e soprattutto di una vera DSR. I la consultazione DECC si convinse
National Grid era di 53,8 GW ma soggetti già impegnati a fornire che queste penalità sarebbero state
il prezzo di 6,95 sterline/kW è stato quest’ultimo servizio a National eccessive e sarebbero alla fine rica-
talmente basso – e molto inferiore Grid affermavano, infatti, di farlo dute sui consumatori. Ne è scatu-
alle previsioni e alle attese (Ofgem al massimo delle loro potenzialità rito il sistema attuale di penalità,
2017e, p. 21) – da consentire di por- operative. I soggetti non ancora con le conseguenti incertezze sulla
tare la capacità «vincitrice» a 54,43 coinvolti esprimevano timori in disponibilità della potenza (22). Di
GW. Essendo un’asta nella quale si merito alle possibili conseguenze fronte all’evidenza che «there have
aggiudicavano solo contratti an- sul loro core business, dato che ri- been instances wherein capacity
nuali, la nuova potenza vincitrice è tenevano molto più impegnativo providers have viewed their obliga-
53ENERGIA 3/2017
tions as low-cost options and con- dure del BM, la loro posizione con- peratore di sistema, ad applicare le
templated reneging on their com- trattuale per il settlement period. pertinenti imbalance charges.
mitments» (DECC 2016, p. 7), nel Nel frattempo National Grid con- Fino al 2015 il BM prevedeva due
2016 DECC ha avviato una nuova fronta le sue previsioni di doman- prezzi per il cash out, il System Buy
consultazione che si è chiusa con la da con i dati fisici notificati. A que- Price e il System Sell Price. Quan-
decisione di aumentare le garanzie sto punto è in grado di prevedere do le immissioni misurate erano (e
finanziarie che i partecipanti devo- il probabile segno dello sbilancia- sono) inferiori ai prelievi richiesti,
no depositare prima dell’asta e di mento di sistema e le azioni di bi- il sistema nel suo complesso era (è)
inasprire le penalità (23). lanciamento da effettuare, che se- short e il prezzo delle azioni di bi-
Le attuali condizioni del mercato lezionerà tra quelle che produttori lanciamento effettuate per riequili-
elettrico hanno spinto il CM in una e fornitori hanno inserito nelle no- brare il sistema definiva il System
direzione imprevista. D’altra parte, tifiche fisiche, distinte in offer e bid: Buy Price applicato a tutti i soggetti
in qualsiasi settore prezzi bassi e la prima è la proposta di un’azione che vi contribuivano con la loro po-
domanda in calo difficilmente at- di aumento della produzione o di sizione contrattuale. Quest’ultimo
traggono nuova offerta. A questo si riduzione della domanda, mentre era sistematicamente maggiore del
è aggiunto il fatto che molta nuova la seconda è la proposta di un’a- market price in modo da penalizza-
potenza decarbonizzata sta entran- zione di riduzione di produzione o re chi non aveva raggiunto una po-
do grazie ai CfD, quel che certa- di aumento di domanda. Durante sizione bilanciata sul mercato. La
mente condiziona in modo negati- il settlement period le cose possono condizione opposta di sistema long
vo i business plan dei progetti che andare diversamente da quanto è si verificava (e si verifica) quando
potrebbero partecipare alle aste. In stato notificato per varie ragioni: produttori e fornitori hanno di-
questa fase il CM ha dunque assun- previsioni errate dei fornitori dei chiarato impegni a immettere più
to un orizzonte di breve periodo, loro fabbisogni; problemi alle uni- energia elettrica di quanto è richie-
nel quale l’adeguatezza della po- tà di generazione che impediscono sto dal sistema costringendo l’ope-
tenza disponibile a scadenze rav- di produrre i volumi dichiarati; ratore di sistema ad accettare azio-
vicinate è garantita nei termini più problemi sulla rete di trasmissione ni di segno opposto: aumentare la
convenienti dalle centrali esisten- (Elexon 2015, p. 2). Accade quin- domanda o ridurre la produzione.
ti e nel quale si sta tentando, con di di regola che i volumi misurati Ai soggetti che contribuivano al
successo limitato, di aumentare la dall’operatore di sistema alla fine surplus di sistema era pagato un
quota di partecipazione di nuovi del periodo non corrispondano ai System Sell Price che era sistema-
strumenti flessibili, come batterie volumi indicati nei contratti (che ticamente inferiore al market price
e domanda, che potrebbero diven- includono offer e bid accettate nel per ragioni simmetriche a quelle
tare sempre più utili con l’aumento BM), lasciando trader, produttori appena descritte. È importante
della produzione dalle fonti rinno- e fornitori in posizioni sbilanciate fare notare che il prezzo applica-
vabili intermittenti. (ivi, p. 3 e p. 7). Il processo di cash to ai soggetti che si trovavano ad
out curato da Elexon serve a deter- avere uno sbilanciamento di segno
minare il volume degli sbilancia- opposto a quello del sistema era il
5. GLI ADATTAMENTI menti individuali con il loro segno prevailing market price (26). Que-
DEL MECCANISMO rispetto a quello di sistema, e, dopo sto non li penalizzava per il fatto
DI BILANCIAMENTO avere elaborato i prezzi delle azioni di non avere trovato ex ante e sul
di bilanciamento accettate dall’o- mercato una posizione bilanciata
Prima di analizzare la sua evo-
luzione è bene ricordare come Fig. 4 - FUNZIONAMENTO DEL BILANCIAMENTO
funziona il Balancing Mechanism Gate Closure
(BM). Si parte dalle posizioni fisi- (produttori e fornitori devono inviare a National Grid
che che i soggetti obbligati a par- la notifica della loro posizione fisica finale un’ora prima del settlement period)
tecipare al BM come produttori
Bilanciamento
(immissioni) e fornitori (prelievi)
(National Grid)
dichiarano un’ora prima del settle-
ment period (24) all’operatore di si- Mercati Fowards e Futures
stema, che è National Grid (Fig. 4). Settlement Imbalance
Ovviamente, prima della notifi- period
(30 min.)
settlement
(Elexon)
ca delle posizioni fisiche produttori Compravendita di elettricità
e fornitori avranno stipulato con-
tratti di vendita e di acquisto (25).
Al gate closure essi comunicano a
Elexon, la sussidiaria di National Anni Stagioni Mesi Giorni Ore t-1h t t+0,5 h
Grid incaricata di seguire le proce- Fonte: NAO (2014a), p. 13.
54ENERGIA 3/2017
(NAO 2014a, p. 17), ma neanche li temporarily exceed rated capacity; in- Tab. 7 - EVOLUZIONE DEL SYSTEM PRICE
premiava per il loro contributo più voking “new balancing services”; cutting NEL BM (sterline/MWh)
o meno «involontario» al bilancia- interconnector exports to zero, request- Prezzo Prezzo Prezzo Deviazione
Anno min. max. medio standard
mento di sistema. ing imports; reducing voltage (“brown
2012-2013 10,60 239,79 50,61 13,63
Da novembre 2015 agli sbilan- outs”), before finally resorting to selective
2013-2014 5,44 266,11 42,57 11,44
ciamenti individuali si applica disconnections» (Newbery 2016a, p. 406). 2014-2015 –39,96 248,65 41,11 10,74
un prezzo unico, calcolato sui 50 2015-2016 –100,00 1.528,72 39,09 46,00
MWh marginali di azioni di bilan- La riforma si riferisce, in parti- Fonte: Elexon (2017), p. 20.
ciamento, e non più 500 MWh. Le colare, alla Short Term Operating
modifiche derivano da una code re- Reserve (STOR) che interviene nel con prezzi superiori a 100 sterli-
view del BM che Ofgem avviò nell’a- BM quando i margini disponibili ne/MWh o negativi, si è collocata
gosto del 2012. Mantenendo fermo sono esigui. Con le novità introdot- intorno al 5%, contro lo 0,3% nel
il presupposto che il compito dei te il suo utilizzo non avviene più 2014-2015, un livello probabilmen-
prezzi di cash out è spingere pro- in base ai costi «contrattuali» (29), te sufficiente ad alzare il grado di
duttori, fornitori e trader a essere ma al suo valore per il sistema dal attenzione dei partecipanti per la
bilanciati, il prezzo unico appariva lato della domanda, che definisce loro posizione fisica ma forse non
more cost-reflective dei due prez- il Reserve Scarcity Pricing ed è cal- ancora in grado di suscitare inve-
zi all’epoca in vigore. Contestuale colato come il prodotto tra il Val- stimenti in flessibilità (33). I parte-
all’adozione del prezzo unico è l’as- ue of Lost Load (VOLL) e la Loss cipanti al BM hanno anche visto
sorbimento in esso del reverse price, of Load Probability (LOLP) (Ofgem allargarsi il range dei prezzi gior-
ovvero del prezzo di mercato ap- 2014, p. 23 e p. 26). Se il concetto nalieri applicati ai loro volumi di
plicato agli sbilanci individuali di può essere condivisibile, sono i va- sbilanciamento. Ci sono stati ben
segno opposto a quello di sistema. lori da assegnare a VOLL, e anche 163 giorni in cui la forchetta dei
Era proprio il reverse price a essere a LOLP, che prestano il fianco a prezzi è stata maggiore di 100 ster-
ritenuto responsabile di dare un in- critiche (30). Secondo l’analisi del- line/MWh, contro i sette del 2014-
centivo eccessivo al bilanciamento, le serie storiche il Reserve Scarcity 2015. I volumi stessi sono stati i più
in quanto specificamente concepito Pricing non sarebbe stato necessa- alti degli ultimi quattro anni sia in
perché gli sbilanciamenti di segno rio nella stragrande maggioranza valore assoluto sia in rapporto alla
opposto a quello di sistema non dei casi salvo far crescere in modo domanda. Posto che, come atteso,
portassero benefici rispetto al trad- esponenziale i prezzi del bilan- il segno degli sbilanciamenti è sta-
ing intraday (27), e non per ricono- ciamento nei periodi con margini to in prevalenza long (69% dei pe-
scere i vantaggi in termini di costo esigui «where Demand Control is riodi), l’incremento dei volumi non
portati all’operatore di sistema e, very likely» (31) (ivi, p. 26). In que- ha determinato un aumento degli
in ultima istanza, ai consumatori sto modo, stando a Ofgem, si sa- oneri a carico dei partecipanti al
(Ofgem 2014, p. 27). rebbe corretta una situazione nella BM in quanto è stato più che com-
Come si diceva, la code review ha quale il mercato non mostrava di pensato dal fatto che con il nuovo
anche ridotto i volumi delle most apprezzare in misura adeguata la single price i prezzi da pagare nello
costly actions considerate nel calco- flessibilità e quindi non dava suffi- scenario long sono più bassi di pri-
lo del cash out price da 500 MWh cienti incentivi a mettere a disposi- ma (Elexon 2017).
a 1 MWh (28), con uno step inter- zione le risorse in grado di offrirla I cambiamenti in atto hanno
medio ora in vigore a 50 MWh, e «such as flexible generation, de- spinto alcuni partecipanti al BM a
ha anche cambiato i criteri di de- mand response services and stor- chiedere una modifica del termine
terminazione del prezzo applicato age» (32) (ivi, p. 4). per la notifica dei volumi contrat-
alla riserva che National Grid può Nei primi mesi di applicazione tuali, che è stata di recente accolta
utilizzare per azioni di bilancia- della riforma, grazie anche a un con data di implementazione 2 no-
mento. Tutto questo con lo scopo inverno mite che aveva aiutato a vembre 2017 (Ofgem 2017a). Attual-
dichiarato di rendere i prezzi del mantenere margini adeguati, si mente, la notifica contrattuale av-
cash out più segnaletici dell’esigui- sono registrati prezzi medi del bi- viene al gate closure come la notifi-
tà dei margini di riserva disponi- lanciamento in calo con un incre- ca fisica, lasciando i partecipanti al
bili nei momenti di system stress. mento della loro volatilità e della BM molto esposti agli eventi estre-
Quando la probabilità della loss of frequenza di spikes, in linea con le mi, di scarsità o di eccesso di of-
load aumenta, bid e offer nel BM dinamiche del mercato all’ingros- ferta, e ai conseguenti prezzi, mol-
possono non essere più disponibili so (Tab. 7). to alti o negativi. Con la proposta
e sufficienti, allora l’operatore del Il numero di periodi con prez- di modifica si è voluto estendere la
sistema: zi superiori a 100 sterline/MWh è possibilità di trading fino alla pub-
cresciuto nel 2015-2016 a 751 con- blicazione di un prezzo indicativo
«can call on a range of increasingly ex- tro 48 dell’anno precedente. La fre- di bilanciamento (proposta origi-
pensive options: asking generators to quenza dei periodi detti «estremi», naria) o almeno ad un momento
55ENERGIA 3/2017
in cui sia possibile prevedere più questi produttori, essi cercheranno of merit, distorcendo verso il basso
accuratamente quali saranno il se- di recuperare i mancati ricavi at- i prezzi all’ingrosso nei momenti
gno del Net Imbalance Volume e le traverso le offerte nel BM. Quando di punta (39). Della distorsione pro-
azioni marginali dell’operatore di sono poche le opzioni a disposizione vocata nel CM si è detto in prece-
sistema (Elexon 2016a) (34). per rimuovere un vincolo National denza, con i nuovi investimenti che
Grid può essere costretta ad accet- si concentrano in modo inaspet-
tare «relatively high bids from re- tato su certe tipologie di impianto
6. GLI ADATTAMENTI TARIFFARI newable generators» (ivi, p. 26) (37). (centrali diesel di piccola taglia) a
Questi comportamenti sono anche certi livelli di connessione «despite
Esiste un’altra importante tipo- facilitati dal fatto che la compo- it possibly not being the most effi-
logia di azioni di bilanciamento ef- nente tariffaria con la quale si re- cient place to locate» (ibidem).
fettuate da National Grid, che sono cuperano questi costi (Balancing Vi sono, infine, inconvenienti
chiamate azioni di system imbal- Services Use of System Charges) è suscitati dalla struttura entry-exit
ance e sono eseguite principalmen- stata sempre considerata da Of- delle tariffe di trasmissione nazio-
te per contrastare gli effetti di con- gem come una residual charge e, in nale che è stata costruita con rife-
gestioni sulla rete di trasmissione quanto tale, non ha una struttura rimento ai costi di connessione di
a livello locale o regionale (NAO orientata ai costi (di bilanciamen- nuove centrali. Queste tariffe, in
2014a). Secondo i dati pubblicati to) causati dai comportamenti di combinazione con il CM, inviano
mensilmente da National Grid (35), chi usa la rete. Ofgem non esclude adesso segnali confusi alle cen-
mentre la sommatoria dei costi un cambiamento per rendere que- trali esistenti. Dopo la prima asta
delle azioni di energy imbalance ste tariffe più cost-reflective rispet- si sono verificate situazioni nelle
dà importi minimi, anche perché to a un utilizzo incrementale della quali una centrale, per garantire
le posizioni individuali tendono a rete, sia da parte dei generatori sia la disponibilità di potenza nei mo-
compensarsi, stanno crescendo, da parte della domanda, in grado menti di system stress, riceveva un
insieme alla generazione intermit- di orientare «where they locate, the capacity payment inferiore alla ta-
tente e distribuita, la frequenza dei voltage they connect at and when riffa di trasmissione che la stessa
vincoli di rete e i costi causati dalle they use the network» (38) (Ofgem potenza doveva pagare, dando evi-
conseguenti azioni di system im- 2017c, p. 20). dentemente segnali confusi sulla
balance (36). La crescita delle fonti Sono in via di attuazione im- convenienza a restare in funzione
intermittenti sta mettendo a prova portanti correzioni tariffarie che (Newbery 2016b, p. 11).
il BM per almeno due ragioni: è più riguardano gli impianti di taglia
difficile prevedere la produzione di inferiore a 100 MW connessi alla
«small-scale wind farms and solar rete di distribuzione, che stareb- 7. CONCLUSIONI
photovoltaics, which is “embed- bero cumulando benefici «non do-
ded” within local distribution net- vuti» per un ammontare che è oggi La riforma del mercato elettrico
works» (ivi, p. 26), e quindi la net stimato a 350 mil. sterline all’anno, inglese è nata nel segno di un tri-
demand del fornitore interessato ai ma che potrebbe crescere a 650 nel lemma: decarbonizzazione, sicu-
fini del bilanciamento del sistema. 2020-2021. Memori di un’epoca nel- rezza delle forniture e accessibilità
Ma, soprattutto, la crescita delle la quale prevalevano le centrali di del servizio. Essendo evidente che
fonti intermittenti sta aggravando grossa taglia connesse alla rete di nel trilemma si annidano trade-
il problema dei vincoli di rete con i trasmissione nazionale, attualmen- off, e poiché la decarbonizzazione
relativi costi sostenuti dall’operato- te questi impianti oltre a non paga- è l’unico obiettivo inserito in una
re del sistema per risolverli, che si re le tariffe di trasmissione sono legge (40), la lettura prevalente che
aggirano da qualche anno intorno trattati come «domanda negativa» è data del trilemma è che la decar-
ai 300 mil. sterline (ivi, p. 21). È ri- dai fornitori per l’aiuto che danno bonizzazione non deve arrecare
saputo che gli impianti a costo va- a ridurre i prelievi ai Grid Supply pregiudizio alla sicurezza e all’ac-
riabile nullo cercano di funzionare Point (GSP) facendo coincidere la cessibilità (41). Anche gli strumenti
ogniqualvolta le condizioni mete- loro produzione con i periodi triad messi in campo dalla riforma sono
orologiche lo consentono. Poiché presi a riferimento dalla metodo- in qualche modo caratterizzati dal
oltre al prezzo di mercato ricevono logia tariffaria. Ofgem è intenzio- trilemma. Contract for Difference e
quasi sempre incentivi legati alla nata a tagliare, in modo drastico Carbon Price Floor sono mirati alla
loro generazione, la spinta a pro- e in tempi rapidi, questi benefici decarbonizzazione, Capacity Mar-
durre tende a permanere anche se allineandoli ai costi evitati di po- ket alla sicurezza delle forniture e
vi è un eccesso di offerta che por- tenziamento al GSP. Gli attuali be- Levy Control Framework all’acces-
ta a prezzi di mercato negativi. Se nefici sono causa di inefficienze nei sibilità del servizio. Esaminati uno
l’operatore di sistema per elimina- mercati (Ofgem 2017b, p. 14). Per per volta, il loro funzionamento
re una congestione deve obbligato- produrre nei periodi triad questi non ha sollevato problemi partico-
riamente ridurre le immissioni di impianti entrano in funzione out larmente seri. Quello che è mancato
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