Decisione (UE) 2020/348 della Commissione del 24 ottobre 2019 sul regime di aiuti SA.35980 — 2019/C Regno Unito — Riforma del mercato dell’energia elettrica: meccanismo di regolazione della capacità [notificata con il numero C(2019) 7610] (Il testo in lingua inglese è il solo facente fede) (Testo rilevante ai fini del SEE)

visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea, in particolare l’articolo 108, paragrafo 2, primo comma,

visto l’accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l’articolo 62, paragrafo 1, lettera a),

dopo aver invitato le parti interessate a presentare le loro osservazioni conformemente a tali articoli¹ e viste dette osservazioni,

Facendo seguito a una serie di contatti, il 23 giugno 2014 le autorità del Regno Unito hanno notificato alla Commissione, conformemente all’articolo 108, paragrafo 3, del trattato, una proposta di misura volta a sostenere i fornitori di capacità del mercato dell’energia elettrica in Gran Bretagna². Nella presente decisione tale misura è denominata «la misura».

Il 23 luglio 2014 la Commissione ha deciso di non sollevare obiezioni nei confronti del regime di aiuti che costituisce la misura in ragione del fatto che tale regime rientrava nell’ambito di applicazione dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del trattato ed era pertanto compatibile con il mercato interno³ (la «decisione del 2014»).

La prima asta del mercato della capacità cui si riferisce la misura (il «mercato della capacità») si è tenuta tra il 16 e il 18 dicembre 2014. L’asta riguardava la capacità da fornire quattro anni dopo, vale a dire nel 2018.

Il 15 novembre 2018 il Tribunale dell’Unione europea ha annullato la decisione del 2014 con sentenza nella causa T-793/14 – Tempus Energy e Tempus Energy Technology/Commissione (la «decisione del Tribunale»). In sintesi il Tribunale ha ritenuto che, alla luce della durata e delle circostanze della fase di pre-notifica, nonché della mancanza di un’opportuna istruttoria da parte della Commissione, in fase di esame preliminare, di alcuni aspetti del mercato della capacità, segnatamente per quanto concerne il ruolo e il trattamento della gestione della domanda nel meccanismo di regolazione della capacità notificato, la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi circa la compatibilità della misura con il mercato interno. Tali dubbi avrebbero dovuto indurla ad avviare il procedimento di cui articolo 108, paragrafo 2, del trattato, consentendo in tal modo alle parti interessate di presentare le proprie osservazioni alla Commissione e di mettere a sua disposizione le informazioni pertinenti per poter valutare meglio la compatibilità del mercato della capacità con il mercato interno.

Il Regno Unito ha fornito informazioni supplementari il 20 dicembre 2018.

Il 25 gennaio 2019 la Commissione ha impugnato la sentenza del Tribunale (causa C-57/19). Poiché l’impugnazione non ha effetto sospensivo, la Commissione, per conformarsi alla sentenza del Tribunale, ha riesaminato il mercato della capacità.

In seguito a tale riesame, con lettera del 21 febbraio 2019 la Commissione ha informato il Regno Unito della propria decisione di avviare il procedimento di cui all’articolo 108, paragrafo 2, del trattato in merito alla misura in oggetto.

La decisione della Commissione di avviare un procedimento è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea⁴. La Commissione ha invitato le parti interessate a presentare le proprie osservazioni.

Con lettera del 12 aprile 2019 il Regno Unito ha trasmesso alla Commissione le proprie osservazioni sulla decisione di avviare un procedimento. La Commissione ha ricevuto osservazioni da 35 parti interessate. Tali osservazioni sono state trasmesse al Regno Unito, al quale è stata offerta l’opportunità di rispondervi. La Commissione ha ricevuto le osservazioni formulate in risposta dal Regno Unito con lettere del 7 giugno 2019, del 19 luglio 2019 e del 12 settembre 2019.

Il 29 marzo 2017 il Regno Unito ha notificato l’intenzione di recedere dall’Unione a norma dell’articolo 50 del trattato sull’Unione europea (TUE). Conformemente all’articolo 50, paragrafo 3, TUE, i trattati cessano di essere applicabili allo Stato che recede a decorrere dalla data di entrata in vigore dell’accordo di recesso o, in mancanza di tale accordo, due anni dopo la notifica, salvo che il Consiglio europeo, d’intesa con lo Stato membro interessato, decida all’unanimità di prorogare tale termine. Il termine è stato prorogato due volte, l’ultima con decisione (UE) 2019/584 del Consiglio europeo⁵, che ha prorogato il termine fino al 31 ottobre 2019.

Con decisione (UE) 2019/2746, l’11 gennaio 2019 il Consiglio ha autorizzato la firma dell’accordo di recesso convenuto a livello dei negoziatori il 14 novembre 2018. Il 17 ottobre 2019 il Consiglio europeo ha approvato l’accordo di recesso riveduto concordato a livello dei negoziatori. Il 21 ottobre 2019 il Consiglio, su proposta della Commissione⁷, ha modificato la decisione (UE) 2019/274 al fine di autorizzare la firma dell’accordo riveduto. L’Unione ha riconfermato di essere pronta a procedere rapidamente alla firma e conclusione dell’accordo di recesso nell’ipotesi che il parlamento del Regno Unito lo approvi. La parte quarta dell’accordo di recesso prevede un periodo di transizione che decorre dalla data di entrata in vigore dell’accordo, durante il quale il diritto dell’Unione continuerà ad applicarsi al Regno Unito e nel Regno Unito secondo le disposizioni ivi stabilite.

In ogni evenienza la presente decisione si applica solo finché al Regno Unito e nel Regno Unito si applica il diritto dell’Unione.

Nel 2014 il Regno Unito ha stimato che intorno al 2017-2018 il mercato dell’energia elettrica in Gran Bretagna avrebbe raggiunto livelli critici in termini di adeguatezza della capacità di produzione. Il Regno Unito ha pertanto concepito la misura come un mercato della capacità in cui il gestore del sistema avrebbe organizzato aste centralizzate per la fornitura delle capacità richieste al fine di garantire l’adeguatezza della capacità di produzione.

Inizialmente le aste organizzate nell’ambito della misura erano aperte solo ai produttori esistenti e nuovi, ai gestori della domanda e agli operatori di stoccaggio. Agli interconnettori è stato permesso di partecipare a partire dalla seconda asta nel 2015.

Agli aggiudicatari delle aste vengono attribuiti contratti di capacità ai sensi dei quali percepiranno, per la durata del contratto, una regolare rimunerazione in cambio dell’impegno a fornire capacità in periodi di stress del sistema, ove richiesto dal gestore del sistema. Sono previste penalità qualora il fornitore di capacità non fornisca la quantità di energia elettrica richiesta conformemente all’impegno assunto. La misura è finanziata tramite un prelievo posto a carico dei fornitori di energia elettrica.

La prima asta è stata indetta nel 2014 e riguardava la capacità da fornire nel 2018. A questa hanno fatto seguito altre tre aste riguardanti la capacità da fornire quattro anni dopo («aste T-4») (nel 2015, 2016 e 2017), un’asta riguardante la capacità da fornire l’anno successivo («asta T-1») (nel 2017) e due aste transitorie («TA») (nel 2016 e 2017).

Il 15 novembre 2018, in seguito alla sentenza del Tribunale di cui al considerando 4, attualmente in fase di impugnazione, il Regno Unito ha sospeso la misura, confermando che non sarebbero stati concessi ulteriori aiuti tramite aste del mercato della capacità e che le rimunerazioni per gli aiuti concessi per mezzo delle aste già effettuate erano state sospese in attesa di una decisione di approvazione della misura da parte della Commissione.

Ciò nonostante il Regno Unito, in seguito alla sentenza del Tribunale, ha attuato le misure seguenti:

1. a) nel giugno 2019 si è tenuta un’asta integrativa T-1 sostitutiva per la fornitura di capacità nell’anno di fornitura 2019/20, in seguito alla quale sono stati attribuiti contratti condizionati di capacità subordinati all’approvazione della concessione di aiuti di Stato e allo svolgimento delle necessarie fasi procedurali ai sensi della normativa che istituisce il mercato della capacità;

2. b) è stato mantenuto l’obbligo di rispettare i contratti di capacità aggiudicati nelle aste precedenti, in modo da permettere, in caso di una decisione positiva sugli aiuti di Stato, di corrispondere rimunerazioni della capacità differite a quei fornitori che avevano ottemperato ai propri obblighi durante il periodo di divieto di esecuzione;

3. c) durante il periodo di divieto di esecuzione i fornitori di energia elettrica avrebbero dovuto continuare a trasferire il prelievo ai consumatori, per assicurarsi di essere in grado di pagare integralmente e tempestivamente i restanti oneri a carico dei fornitori, maturati durante il periodo di divieto di esecuzione, in caso di approvazione della concessione di aiuti di Stato. e

4. d) il 22 luglio 2019 sono state avviate procedure di preselezione per un’asta T-1 (anno di fornitura 2020/21), un’asta T-3 (anno di fornitura 2022/23) e un’asta T-4 (anno di fornitura 2023/24), ognuna delle quali prevista per il primo trimestre del 2020.

La base giuridica della misura è la legge del Regno Unito sull’energia del 2013 («Energy Act 2013»). L’attuazione della misura è disciplinata dal diritto derivato, rappresentato dal regolamento sulla capacità elettrica del 2014 («Electricity Capacity Regulations 2014»), dal regolamento sulla capacità elettrica (rimunerazione dei fornitori ecc.) del 2014 [«Electricity Capacity (Supplier Payments ecc.) Regulations 2014»] e dalle norme relative al mercato della capacità («Capacity Market Rules»).

Il Regno Unito riesamina periodicamente il meccanismo del mercato della capacità alla luce dei riscontri ricevuti a seguito di ogni procedura d’asta. Inoltre, ha condotto una serie di consultazioni pubbliche per apportare miglioramenti incrementali al dettaglio normativo di alcune caratteristiche specifiche del regime. Ogni anno l’autorità di regolamentazione dell’energia (Ofgem) raccoglie anche i pareri delle parti interessate in merito a eventuali variazioni delle caratteristiche operative e gestionali del regime e modifica le norme, Per di più, ogni cinque anni è previsto un riesame più formale e completo, cui partecipano sia il governo che Ofgem, per valutare in che misura il mercato della capacità sia effettivamente in grado di conseguire i suoi obiettivi e rimanga la forma di intervento più efficace per raggiungerli. Tra gli obiettivi vi è quello di tenere conto dei fallimenti del mercato soggiacente. In sostanza, il riesame è composto dalle due fasi seguenti:

1. a) Ofgem effettua riesami quinquennali di quegli ambiti strutturali del mercato della capacità che sono trattati nelle norme relative al mercato della capacità, valutando l’efficacia del regime e l’adeguatezza delle disposizioni vigenti, e

2. b) il governo esamina il mercato della capacità e i relativi obiettivi da una prospettiva di più alto livello e valuta se sia necessario mantenere il mercato della capacità anche in futuro o se sia opportuno procedere invece alla sua dismissione, nonché analizza in che misura sarebbe possibile raggiungere gli obiettivi del mercato della capacità pur riducendone la regolamentazione. Quanto sopra si basa su una valutazione annuale interna al governo volta a stabilire se indire l’asta del mercato della capacità nonché sulle conclusioni tratte da Ofgem nella prima fase del riesame. Questo processo di riesame prevede anche che il governo proceda a consultazioni pubbliche.

Nell’agosto 2018 il governo del Regno Unito ha avviato il primo processo di riesame quinquennale pubblicando un invito a presentare contributi, sollecitando quindi pareri e contributi ad alto livello su questioni quali l’eventuale necessità di mantenere il mercato della capacità e l’individuazione di eventuali settori prioritari in cui apportare modifiche. Nel settembre 2018 Ofgem ha pubblicato una lettera aperta nella quale invitava a presentare pareri e contributi sulla capacità o meno delle norme di continuare a conseguire i propri obiettivi. La relazione finale del riesame quinquennale condotto dal governo del Regno Unito è stata pubblicata il 22 luglio 2019⁸, mentre la relazione finale di Ofgem è stata pubblicata il 31 luglio 2019⁹. Inoltre, il 22 agosto 2019 la commissione per la scienza e la tecnologia della Camera dei comuni del Regno Unito ha pubblicato una relazione in cui si fa riferimento, tra l’altro, al mercato della capacità della Gran Bretagna¹⁰.

All’attuazione della misura partecipano il governo del Regno Unito, Ofgem, l’organismo di attuazione (National Grid), l’organismo di regolamento (una nuova istituzione creata nell’ambito dell’Energy Act 2013 e soggetta alla direzione e al controllo da parte del governo) e il fornitore di servizi di regolamento (Elexon). Di seguito è fornita una breve descrizione ad alto livello dei rispettivi ruoli e responsabilità.

Il governo del Regno Unito è incaricato della supervisione strategica del mercato della capacità e delle modifiche del regolamento che disciplina il regime, nonché di garantire la continua assunzione di responsabilità in merito ad aspetti chiave della struttura del mercato della capacità. Il regolamento sulla capacità elettrica definisce, per esempio, i criteri generali di ammissibilità alle aste del mercato della capacità, le funzioni del gestore del sistema riguardo all’attuazione del mercato della capacità e il regolamento dei pagamenti.

Sebbene le norme relative al mercato della capacità siano state definite dal governo del Regno Unito, la responsabilità di attuarle spetta a Ofgem (sia il governo del Regno Unito che Ofgem possono modificare tali norme). Le norme relative al mercato della capacità comprendono disposizioni tecniche e procedure riguardanti la preselezione e le aste, i contenuti dei contratti di capacità e gli obblighi incombenti agli aggiudicatari dei contratti. Ofgem, nel valutare eventuali modifiche alle norme, è vincolata da una serie di obiettivi, sanciti dal regolamento e dalle norme stesse, che garantiscono la trasparenza e la fiducia nella governance del mercato della capacità. Ofgem è altresì responsabile della risoluzione delle controversie promosse dai proponenti in relazione all’esito della preselezione.

Il gestore del sistema è National Grid, cui spetta il ruolo di attuare il mercato della capacità, tra cui: fornire consulenza ai ministri in merito alle prospettive per la sicurezza dell’approvvigionamento nonché raccomandazioni sulla quantità di capacità da mettere all’asta al fine di soddisfare lo standard di affidabilità; effettuare la preselezione dei partecipanti alle aste, gestire le aste della capacità e stipulare i contratti (i cosiddetti «contratti di capacità») con gli aggiudicatari; elaborare e gestire nuove procedure di sostegno, quale l’emissione di allerte relative al mercato della capacità.

Le funzioni di attuazione che spettano al gestore del sistema, che sono «obblighi pertinenti» applicabili da Ofgem, sono stabilite dal governo del Regno Unito nel diritto derivato. In questo modo il governo ha la certezza di ciò che sarà attuato, mentre Ofgem dispone di una chiara base per gestire il rendimento di National Grid nell’ambito del suo ruolo di attuazione. La raccomandazione di National Grid in merito alla quantità di capacità da mettere all’asta è sottoposta all’esame indipendente di un gruppo di esperti tecnici.

Il governo del Regno Unito ha istituito¹¹ l’organismo di regolamento del mercato della capacità (la «società di regolamento dell’energia elettrica») per garantire l’assunzione di responsabilità, la governance e il controllo definitivi del processo di regolamento e dei pagamenti erogati nell’ambito dei contratti di capacit๲. L’organismo di regolamento è una società privata a responsabilità limitata di cui lo Stato, in qualità di azionista unico, è proprietario¹³. È responsabile di definire la propria governance interna in modo da poter ottemperare ai propri obblighi, ma è il governo che ne detiene il controllo¹⁴.

Nel febbraio 2013 il governo del Regno Unito ha annunciato, con pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea, la decisione di affidare le funzioni a Elexon Ltd. Elexon funge da fornitore di servizi di regolamento e ha la responsabilità di calcolare e determinare le rimunerazioni della capacità. Il ruolo di Elexon come fornitore di servizi di regolamento è simile a quello che detiene attualmente nell’ambito del codice in materia di bilanciamento e regolamento, sebbene con maggiori limitazioni. I dettagli del servizio da fornire, il costo di tale servizio e le modalità di monitoraggio del rendimento sono descritti nel contratto concluso tra l’organismo di regolamento ed Elexon.

I fornitori di capacità partecipano al mercato della capacità in base a «unità del mercato della capacità» (CMU). È a livello di CMU che si presentano le domande di preselezione, si aggiudicano i contratti per la fornitura di capacità, si precisano gli obblighi incombenti nei momenti di stress del sistema e si calcolano le penalità/le rimunerazioni per la fornitura eccedentaria. La partecipazione è consentita ai produttori (sia esistenti che nuovi), agli interconnettori, agli operatori di stoccaggio e ai gestori della domanda.

Le unità di produzione (definite in riferimento alla fornitura di energia elettrica, alla capacità di esercitare un controllo indipendente, alla produzione netta misurata da un contatore che registra il consumo di energia elettrica ogni mezz’ora e a una capacità di connessione superiore a 2 MW) possono partecipare individualmente in qualità di CMU o aggregarsi ad altre unità di produzione secondo le condizioni seguenti:

1. a) tutte le unità devono far parte della medesima unità di scambio (vale a dire della stessa centrale elettrica); o

2. b) tutte le unità sono collegate al sistema nello stesso punto terminale, vale a dire nello stesso sito, senza però che si applichi il concetto di unità di scambio; o

3. c) la capacità aggregata di tutte le unità è compresa tra un minimo di 2 MW e un massimo di 50 MW (la produzione effettivamente integrata è distribuita su diversi siti).

Le CMU di gestione della domanda sono definite in riferimento a un impegno a ridurre la domanda. Si definisce gestore della domanda: i) un cliente che acquista direttamente energia elettrica, ii) un’entità che possiede il cliente che acquista energia elettrica, o iii) un’entità che esercita un controllo contrattuale di gestione della domanda sul cliente che acquista energia elettrica. L’impegno deve indurre il cliente a ridurre le sue importazioni di energia elettrica (misurate da un contatore che registra il consumo di energia elettrica ogni mezz’ora) e/o a esportare l’energia elettrica da esso prodotta grazie a unità di produzione di cui dispone in loco. I gestori della domanda possono partecipare individualmente in qualità di CMU oppure aggregarsi ad altri operatori. Inoltre, ogni componente deve essere collegata a un contatore che registra il consumo di energia elettrica ogni mezz’ora e la capacità di gestione della domanda totale del fornitore deve essere compresa tra 2 MW e 50 MW. La tabella 1 illustra i risultati relativi al rendimento della gestione della domanda nelle aste tenutesi prima del luglio 2019.

I fornitori di capacità che beneficiano già di sostegno da altre misure sono esclusi dal mercato della capacità. I fornitori seguenti non possono essere ammessi a partecipare al mercato della capacità:

1. a) centrali a basse emissioni di carbonio che beneficiano del sostegno erogato tramite i contratti per differenza («Contracts for Difference» — CfD) o la tariffa onnicomprensiva su scala ridotta;

2. b) produttori che utilizzano energie rinnovabili e che beneficiano del sostegno erogato tramite il regime «Renewables Obligation» (RO), a meno che non decidano di rinunciare alle prestazioni del regime RO (sono ammessi a partecipare in seguito alla scadenza del loro contratto con RO);

3. c) centrali che beneficiano del sostegno erogato tramite il regime «Renewable Heat Incentive» (RHI), in quanto esso è stato concepito a integrazione del regime RO e dei CfD per le rinnovabili;

4. d) centrali che beneficiano di finanziamenti nell’ambito del regime «Carbon Capture and Storage (CCS) Commercialisation Competition», in quanto i CfD per la cattura e lo stoccaggio del carbonio sono stati concepiti per fornire loro il sostegno necessario per essere commercialmente sostenibili;

5. e) tecnologie che beneficiano dei finanziamenti di cui alla Riserva per i nuovi entranti (NER 300) dell’UE, che mira a sostenere le tecnologie emergenti a basse emissioni di carbonio, quali la cattura e lo stoccaggio del carbonio e l’energia delle maree, in quanto esse possono beneficiare anche del sostegno erogato tramite i CfD;

6. f) centrali cui National Grid ha attribuito contratti della durata di 15 anni affinché partecipassero alla riserva operativa a breve termine («STOR a lungo termine») appena prima della presentazione, nel 2010, delle proposte politiche iniziali di riforma del mercato dell’energia elettrica e che hanno deciso di mantenere tali contratti.

Le società che hanno partecipato al programma di investimento per le imprese («Enterprise Investment Scheme» — EIS) e al regime del fondo per il capitale di rischio («Venture Capital Trust» — VCT) non sono escluse dalla partecipazione al mercato della capacità ma devono sottoporsi a un esame per appurare che non siano percettrici di una «doppia sovvenzione» (al fine di evitare il cumulo di aiuti di Stato).

Sebbene la partecipazione diretta di capacità estere non sia consentita, a partire dalla seconda asta, tenutasi nel 2015, agli interconnettori è stato concesso di partecipare al mercato della capacità in qualità di CMU, su un piano di parità con gli altri produttori e gestori della domanda con sede in Gran Bretagna, subordinatamente a un regime di premi e penalità pressoché identico e a seguito di un derating che ne rispecchi il contributo alla sicurezza dell’approvvigionamento¹⁶. La tabella 2 illustra la partecipazione delle CMU di interconnessione alle aste tenutesi fino a oggi.

Con la decisione del 2014 è stata concessa l’autorizzazione di escludere la capacità interconnessa dalla prima asta (dicembre 2014) a causa dei vincoli seguenti:

1. a) capacità da ottenere: era necessario un nuovo metodo per sottoporre a derating il contributo degli interconnettori all’asta. Era necessaria una più stretta collaborazione con gli altri Stati membri per valutare l’adeguatezza della capacità di produzione, al fine di eliminare il rischio di parassitismo laddove i paesi avevano standard di affidabilità diversi;

2. b) preselezione: al tempo l’organismo di attuazione non era in grado di completare in modo indipendente la fase di preselezione di un fornitore di capacità estero. Sarebbero stati necessari una collaborazione con i TSO esteri in materia di misurazione e controllo, il dispacciamento a fini di verifica e piattaforme per la condivisione di dati;

3. c) asta: se alle capacità estere fosse stato permesso di partecipare, l’asta avrebbe potuto essere manipolata. Sarebbe stato necessario un nuovo metodo per limitare la quantità di capacità estera fino a un massimo della capacità ridotta dell’interconnettore. Inoltre, era probabile che la soglia relativa ai «price-taker» fosse diversa in un altro mercato, il che significa che il prezzo di aggiudicazione dell’asta stabilito in Gran Bretagna avrebbe potuto essere inadeguato per la capacità di un altro mercato e che sarebbe stato necessario procedere a un’asta a zone;

4. d) fornitura: l’obbligo di fornitura impone ai produttori di generare energia elettrica quando per il mercato della capacità viene emessa un’allerta di quattro ore. In un altro mercato, tale obbligo avrebbe potuto costituire un dispacciamento ingiustificato, causando la distorsione del mercato¹⁷. Ciò non avrebbe apportato al Regno Unito ulteriori vantaggi in termini di sicurezza dell’approvvigionamento, in un mondo in cui l’accoppiamento dei mercati è pienamente attuato con flussi di energia elettrica che già risentono dei prezzi che riflettono la scarsità.

Solo per il 2014, in assenza della partecipazione diretta della capacità interconnessa, il contributo dell’interconnessione atteso nei momenti di stress del sistema della Gran Bretagna trovava riscontro nella quantità di capacità messa all’asta. Per esempio, se nei momenti di stress del sistema della Gran Bretagna ci si attendeva di avere a disposizione 1 GW di importazioni, la quantità di capacità messa all’asta nel mercato della capacità sarebbe stata diminuita di 1 GW. Al momento di raccomandare l’obiettivo dell’asta T-4 relativa all’anno di fornitura 2018/19, il contributo dell’interconnessione non derivante dal mercato della capacità è stato inizialmente valutato da National Grid come pari a zero, ma è successivamente stato modificato a 2,1 GW di contributo netto per l’asta T-1.

La partecipazione al mercato della capacità non è obbligatoria. Tuttavia, tutti i fornitori di capacità autorizzati e ammissibili sono tenuti a prendere parte al processo di preselezione, anche se non intendono presentare offerte. Scopo del processo di preselezione è garantire che i partecipanti all’asta possano fornire la capacità offerta e che il gestore del sistema sia in grado di adattare la quantità di capacità da mettere all’asta in funzione del volume della capacità che si ritira dall’asta.

Qualunque capacità ammissibile che si ritiri dall’asta è esente dalle penalità previste dal mercato della capacità in caso di mancata fornitura e non può beneficiare delle rimunerazioni relative alla fornitura eccedentaria. Tale capacità ha la possibilità di prendere parte alle aste successive e può partecipare al mercato secondario. Come per le centrali inammissibili, la quantità messa all’asta è ridotta per tenere conto della quantità di capacità delle centrali che si ritirano.

Per garantire che per l’anno di fornitura sia pronta una capacità affidabile, prima dell’asta il gestore del sistema svolge controlli di preselezione allo scopo di confermare l’ammissibilità e lo stato delle offerte di tutti i potenziali fornitori. I requisiti di preselezione variano in funzione del tipo di capacità (ad esempio produzione e gestione della domanda).

I proponenti, nell’ambito del processo di preselezione, devono soddisfare requisiti di preselezione sia generici che specifici, i quali variano a seconda che l’unità sia un’unità di produzione esistente o potenziale oppure un’unità di gestione della domanda. Tra i requisiti generici figurano dati amministrativi di base (recapiti, stato della licenza, struttura societaria, ubicazione e varie dichiarazioni da parte degli amministratori), mentre le unità di produzione esistenti devono altresì dimostrare il loro rendimento passato. Le unità potenziali devono fornire elementi di prova che attestino l’autorizzazione di pianificazione e il contratto di collegamento, un piano di costruzione dettagliato nonché informazioni dettagliate sulle loro previsioni di spesa in conto capitale in rapporto alla durata dell’accordo di capacità auspicato. Inoltre, sono tenute a depositare un sostegno creditizio (vale a dire una garanzia d’offerta o «bid bond») a dimostrazione della loro seria intenzione di partecipare all’asta e di avviare un’unità operativa entro l’inizio dell’anno di fornitura.

I gestori della domanda di nuova generazione e non confermati (a differenza di quelli confermati¹⁸) sono tenuti a depositare una garanzia d’offerta del valore di 5000 GBP (5650 EUR circa)/megawatt per le aste T-4 e T-1 e di 500 GBP (565 EUR circa)/megawatt per le aste transitorie. Per quanto concerne la gestione della domanda, la misura prevede che la garanzia d’offerta venga trattenuta proporzionalmente al volume di capacità che non è stata effettivamente erogata dai gestori della domanda, purché questi forniscano almeno il 90 % della capacità che si erano impegnati a fornire. Sebbene possano raggruppare più siti per raggiungere la soglia minima di 2 MW, è opportuno sottolineare che i gestori della domanda sono tenuti a pagare una garanzia d’offerta per i 2 MW completi se anche solo una piccola parte di tale volume proviene da una capacità di gestione della domanda non confermata. Secondo il Regno Unito una CMU può essere confermata solo come unità singola, confermata nello stesso giorno nello stesso periodo di regolamento. Tale requisito di conferma come unità dovrebbe ridurre al minimo il rischio di manipolazioni. Altrimenti, i proponenti potrebbero procedere alla conferma in momenti diversi e formare un’unità che potrebbe non essere in grado di funzionare collettivamente durante un evento di stress, con un conseguente rischio per la sicurezza dell’approvvigionamento.

In seguito alla consultazione del marzo 2016 il governo del Regno Unito ha aumentato a 10000 GBP/MW la garanzia d’offerta pre-asta che deve essere depositata dalla produzione di nuova costruzione, per favorire una piena protezione dall’esposizione all’aumento degli oneri di risoluzione nonché per scoraggiare le candidature speculative, esigendo un livello maggiore di impegno pre-asta. Per la gestione della capacità non confermata, tuttavia, il livello della garanzia d’offerta pre-asta è stato lasciato a 5000 GBP/MW sulla base delle osservazioni presentate dalle parti interessate durante la consultazione, secondo le quali per gli aggregatori della gestione della domanda è relativamente più costoso ottenere la copertura del credito da parte dei prestatori.

Prima del periodo di preselezione, il gestore del sistema pubblica i fattori di derating specifici per ogni tecnologia. Per la maggior parte delle classi di tecnologia, tali fattori si basano sul rendimento registrato dal tipo di classe nei sette anni precedenti e rappresentano il contributo medio che si prevede di ricevere dalle centrali nei momenti di stress del sistema, suddiviso per tecnologia. Per alcune classi, per le quali i dati storici non sono disponibili o sono meno rilevanti come valida indicazione del rendimento futuro (ad esempio gli interconnettori o tecnologie innovative quale lo stoccaggio in batterie), si utilizza un metodo diverso. I fattori pertinenti si applicano a tutte le centrali che usano una specifica tecnologia, indipendentemente dalla loro età o condizione. I fornitori di capacità che si aggiudicano le aste percepiscono rimunerazioni (al prezzo di aggiudicazione dell’asta) proporzionate al loro fattore di derating moltiplicato per la capacità di connessione di cui dispongono (il volume che la loro connessione fisica alla rete permette loro di esportare nel sistema). Uno degli scopi del regime sanzionatorio è affinare il livello delle rimunerazioni riconosciute alle singole centrali, passando dal rendimento stimato al rendimento effettivo.

La decisione di indire o meno le aste della capacità è presa di anno in anno e si basa su una valutazione indipendente della capacità di energia elettrica condotta dal gestore del sistema. National Grid, basandosi su previsioni a 15 anni, valuta la probabile evoluzione dei margini di capacità futuri, del contributo della capacità interconnessa e della gestione della domanda e formula raccomandazioni in merito alla quantità di capacità necessaria per conformarsi allo standard di affidabilità permanente («enduring reliability standard»). Il governo è così in grado di valutare, ogni anno, se sia necessaria un’asta.

La decisione relativa alla quantità da appaltare in ogni asta si basa su uno standard di affidabilità permanente. Uno standard di affidabilità rappresenta un livello oggettivo di sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica e costituisce la base per stabilire una curva della domanda prima di ogni asta.

Il Regno Unito osserva che nessun sistema elettrico può mai essere affidabile al 100 % e che è sempre necessario cercare un compromesso tra il costo di garantire una capacità di riserva supplementare e il livello di affidabilità conseguito. Stabilire uno standard di affidabilità consente di raggiungere tale compromesso, in quanto individua il livello a cui i costi della fornitura di capacità superano i vantaggi di una maggiore sicurezza. Tale standard è teso a fornire agli investitori e ai partecipanti al mercato chiarezza in merito agli obiettivi a lungo termine del governo in materia di sicurezza dell’approvvigionamento nonché a contribuire a una riduzione dei costi per i consumatori. Inoltre, mira a garantire che il governo non possa appaltare oltre il livello di capacità adeguato dal punto di vista economico, il che impedisce l’eccessivo approvvigionamento di capacità della Gran Bretagna.

Per il mercato dell’energia elettrica della Gran Bretagna il governo del Regno Unito ha stabilito uno standard di affidabilità permanente pari a una perdita di carico attesa di tre ore/anno, il che equivale a un livello di sicurezza del sistema pari al 99,97 %. La perdita di carico attesa è il numero di ore/periodi all’anno in cui, nel lungo periodo, è statisticamente previsto che la capacità erogata non sarà in grado di soddisfare la domanda, e rispecchia il livello di capacità adeguato dal punto di vista economico. Lo standard di affidabilità è stato definito su base permanente ma, in caso di necessità, il governo avrà modo di rivederlo.

Ogni anno il gestore del sistema stabilisce la capacità necessaria per conformarsi allo standard di affidabilità e, entro il 30 maggio, fornisce indicazioni al governo per mezzo di una relazione sulla capacità di energia elettrica («Electricity Capacity Record» — ECR). La raccomandazione sulla quantità di capacità da appaltare tramite aste per conformarsi allo standard di affidabilità si basa sulla valutazione, condotta da National Grid, di diversi scenari riguardanti il livello della domanda di energia elettrica e la quantità di capacità fornita dalle centrali elettriche che non sono ammesse a beneficiare delle rimunerazioni della capacità, ad esempio quelle per la produzione a basse emissioni di carbonio, e rappresenta quindi la raccomandazione di National Grid sull’eventuale quantità di capacità da ottenere, per l’anno di fornitura in questione, tramite il mercato della capacità. La relazione di National Grid è esaminata da un gruppo di esperti tecnici indipendenti che fornisce consulenza al governo in merito alla solidità dell’analisi e delle raccomandazioni.

Il gestore del sistema utilizza una serie di scenari della domanda e di variabili per tenere conto delle incertezze legate alle condizioni meteorologiche, alla disponibilità delle centrali, ai flussi di interconnessione e ai livelli di produzione integrata. Successivamente, il gestore del sistema detrae la capacità cui non è consentito di partecipare all’asta (ad esempio una centrale a basse emissioni di carbonio che beneficia di altro sostegno) e la capacità con contratti in essere (ad esempio nel caso in cui a un fornitore di capacità sia stato attribuito un contratto pluriennale che copre l’anno di fornitura in questione).

Il gestore del sistema applica quindi un metodo di «solida ottimizzazione», che minimizza il peggiore esito possibile in termini di costi della capacità e di domanda non soddisfatta tra gli scenari e le variabili. La modellizzazione si traduce in una serie di opzioni recanti un’unica quantità da ottenere e una raccomandazione.

Nella notifica del 2014 il Regno Unito ha fornito la previsione di cui alla figura 1 relativamente all’intervallo di capacità che avrebbe potuto essere richiesta nel periodo compreso tra il 2018 e il 2030. La figura 2 illustra una previsione aggiornata al dicembre 2018.

Il governo adotta la decisione finale sulla quantità di capacità da ottenere in ogni asta sulla base di una curva della domanda, che viene calcolata secondo il metodo illustrato nei considerando seguenti.

La curva della domanda garantisce al governo un certo grado di flessibilità relativamente alla quantità di capacità da appaltare di anno in anno a seconda dei costi. Una curva della domanda in calo permette di raggiungere un compromesso tra affidabilità e costi, diminuendo quindi la capacità da ottenere in un dato anno se i prezzi sono particolarmente elevati. Inoltre, contribuisce alla riduzione dei rischi di manipolazione, fissando un prezzo d’asta massimo, e garantisce la flessibilità necessaria per diminuire la capacità da ottenere se i prezzi sono elevati – fattori, questi, che limitano la possibilità che i partecipanti spingano verso l’alto i prezzi esercitando potere di mercato.

Il governo pubblica la curva della domanda prima di ogni asta. La curva della domanda indica il rapporto tra il prezzo della capacità e la quantità di capacità all’asta richiesta dal gestore del sistema. Ogni curva della domanda è costruita attorno al livello-obiettivo di capacità richiesto per conformarsi allo standard di affidabilità indicato dal gestore del sistema e a una stima del ragionevole costo della nuova capacità (il costo netto dell’ingresso di nuovi operatori o «NET-CONE»). L’intersezione tra la capacità-obiettivo e il NET-CONE segna un punto nella curva della domanda. La figura 3 presenta un esempio della curva della domanda di capacità.

Il Net-CONE è determinato sulla base del prezzo di aggiudicazione atteso della capacità messa all’asta e, se necessario, è rivisto a ogni asta, ad esempio per tenere conto di nuove stime dei costi di ingegneria per le nuove costruzioni e di informazioni acquisite nel corso di aste precedenti. Il costo dell’ingresso di nuovi operatori è basato sulle stime del costo di capitale della capacità di nuova costruzione, indicate in una relazione¹⁹ commissionata dalle autorità del Regno Unito, supponendo un tasso di rendimento minimo del 7,5 % e un periodo di ammortamento pari a 25 anni.

Oltre al livello-obiettivo di capacità e al Net-CONE, tra gli altri parametri chiave della curva della domanda figurano: il prezzo d’asta massimo (il prezzo massimo che il governo è disposto a pagare per procurarsi la capacità), la soglia per price-taker (il prezzo massimo a cui le centrali esistenti possono offrire capacità in sede d’asta²⁰) e il livello minimo di fornitura necessario per svolgere l’asta (un requisito di concorrenza minima). Il governo conferma i parametri finali di ogni asta appena prima dell’inizio del rispettivo periodo di preselezione.

Il prezzo d’asta massimo determina l’apice della curva della domanda, vale a dire il prezzo a cui non sarà più messa all’asta altra capacità. Scopo di tale massimale di prezzo è tutelare i consumatori britannici da problemi imprevisti con l’asta, quale una mancanza di concorrenza o l’abuso di potere di mercato a opera dei partecipanti. Secondo le autorità del Regno Unito, tuttavia, un massimale di prezzo troppo basso potrebbe scoraggiare gli offerenti e ridurre la concorrenza: è quindi importante che il prezzo massimo sia fissato a un livello che incoraggi la concorrenza in sede d’asta e consenta al mercato di stabilire un prezzo efficiente per la nuova capacità, in base al giudizio dei partecipanti sui rischi e sui potenziali rendimenti nei mercati dell’energia elettrica e della capacità. Per riuscire a trovare il massimale di prezzo giusto occorre basarsi su una valutazione del grado di incertezza che circonda la stima centrale del Net-CONE.

Nel 2014 il governo del Regno Unito ha fissato il prezzo massimo a 75 GBP/kW. Il Regno Unito ha spiegato che tale prezzo massimo è superiore al prezzo di aggiudicazione dell’asta modellizzato in una serie di scenari credibili, ma non abbastanza elevato da permettere alle centrali di esercitare un potere di mercato significativo in caso di limitata partecipazione della capacità di nuova costruzione. Inoltre, consente di garantire che la capacità di nuova costruzione non possa cercare di recuperare tutti i suoi costi fissi con la sua offerta, dovendo tenere conto almeno parzialmente dei proventi del mercato dell’energia e delle rimunerazioni del mercato della capacità per un periodo superiore alla durata iniziale del contratto affinché il progetto sia sostenibile.

Prima dell’asta il governo ha anche un’atra opportunità per accertarsi che all’asta partecipi un livello di concorrenza sufficiente. Due settimane prima dell’asta le parti che hanno superato la preselezione e possono prendere parte all’asta devono comunicare se offriranno capacità. Tale comunicazione costituisce un impegno. Il governo può quindi esaminare l’elenco delle unità di capacità che parteciperanno all’asta — tenendo conto, ad esempio, del volume di capacità offerto, del mix di tecnologie e della proprietà delle unità offerte — e ha la possibilità di annullare l’asta se ritiene che la procedura non sarà abbastanza competitiva da arrecare beneficio ai consumatori.

L’asta della capacità si tiene ogni anno e riguarda la capacità da fornire quattro anni dopo: ad esempio, l’asta del 2014 riguardava la capacità da fornire nel 2018/19, con l’anno di fornitura che si estendeva dal 1o ottobre 2018 al 30 settembre 2019. Dall’attuazione della misura nel 2014 si sono tenute quattro aste T-4: nel 2014, 2015, 2016 e 2017. L’asta T-4 in programma per il 2018, che riguardava la capacità da fornire nel 2022, è stata sospesa dal Regno Unito dopo che la sentenza del Tribunale ha annullato la decisione della Commissione del 2014. Nel dicembre 2018 le autorità del Regno Unito, per garantire la fornitura nel 2022, hanno dichiarato che in via eccezionale, nell’ambito della misura notificata, avrebbero organizzato un’asta T-3 nel 2019 [cfr. considerando 18, lettera d)].

Un’ulteriore asta T-1 è indetta l’anno immediatamente precedente l’anno di fornitura dell’asta principale. La procedura seguita per definire la curva della domanda per quest’asta è uguale a quella utilizzata per l’asta (T-4) principale, con il governo che adotta la decisione finale sulla base di un’analisi fornita dal gestore del sistema. L’asta T-1 garantisce l’ottenimento della quantità giusta di capacità, grazie alla maggiore precisione delle previsioni sulla domanda disponibili, ed è importante per consentire alla capacità di gestione della domanda (per cui è complicato partecipare a un’asta che si tiene quattro anni prima della fornitura) di prendere attivamente parte al meccanismo. Dall’attuazione della misura nel 2014 è stata indetta un’asta T-1, all’inizio del 2018, per l’anno di fornitura 2018/19²¹. Come indicato al considerando 18, lettera a), nel giugno 2019 si è tenuta un’asta integrativa T-1 sostitutiva e condizionata per l’anno di fornitura 2019/20.

Una certa quantità di capacità è sottratta dalle aste T-4 per essere «riservata» per l’asta T-1. Nel 2014 e 2015 la quantità di capacità riservata è stata calcolata in base a una stima della capacità di gestione della domanda efficiente in termini economici che potrebbe partecipare alle aste ed è stata resa pubblica al momento della pubblicazione della curva della domanda relativa all’asta T-4 (2,5 GW). Nel marzo 2016 il governo del Regno Unito ha proceduto a un riesame del metodo utilizzato per determinare la quantità di capacità riservata per l’asta T-1. In seguito a tale riesame è stato concordato un nuovo metodo di «riserva», attualmente in uso dal 2016, basato sull’applicazione di un intervallo di confidenza del 95 % attorno alla raccomandazione annuale di National Grid per quanto riguarda la capacità delle aste T-4 contenuta nell’ECR. Nel modellare il processo «Least Worst Regrets» (LWR) nell’ECR, National Grid calcola un intervallo di confidenza del 95 % attorno alla raccomandazione sulla capacità. La tabella 3 illustra il volume riservato per le aste T–1.

Se nell’intervallo compreso tra le aste T-4 e T-1 la domanda subisce un calo, la quantità di capacità messa all’asta nell’asta T-1 viene ridotta. Tuttavia, poiché per la gestione della domanda le aste T-1 rappresentano una migliore via di accesso al mercato, nel 2014 il governo del Regno Unito si è impegnato ad acquistare, nelle aste T-1, almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima. Nell’asta T-1 relativa all’anno di fornitura 2018/19 è stato acquistato più del doppio della capacità riservata quattro anni prima (4,9 GW rispetto ai 2,5 GW originariamente previsti) mentre, nell’asta condizionata T-1 relativa all’anno di fornitura 2019/20, la capacità-obiettivo da acquistare era anche superiore a quella originariamente riservata (2,7 GW rispetto a 2,5 GW).

Il governo del Regno Unito si aspetta di indire aste T-4 e T-1 ogni anno, ma è solo al termine della procedura di preselezione che è in grado di decidere in via definitiva se indire o meno un’asta della capacità.

Il governo del Regno Unito ha la facoltà di annullare o posticipare l’asta in qualsiasi momento prima dell’inizio della prima procedura di aggiudicazione. Se il governo non decide di annullarla, l’asta prosegue in automatico. Una volta iniziata l’asta, il governo può unicamente decidere di rigettarne il risultato se vi sono motivi fondati per sospettare che National Grid, in qualità di organismo di attuazione, non abbia gestito l’asta conformemente al regolamento sulla capacità elettrica e alle norme relative al mercato della capacità. Se il governo non decide di annullarla, l’asta è automaticamente convalidata. Una volta avviata un’asta, il governo non può influenzarne il risultato.

Tutte le aste relative al mercato della capacità sono aste discendenti, a prezzo discriminatorio, in cui tutti i partecipanti prescelti, gli aggiudicatari, sono pagati secondo l’ultima offerta accettata. L’asta è indetta sulla base di norme prestabilite. All’inizio dell’asta il banditore annuncia un prezzo elevato; i partecipanti presentano quindi offerte al fine di indicare la quantità di capacità che sono disposti a fornire a tale prezzo. Questo processo viene ripetuto più volte secondo un calendario prestabilito fino a quando viene scoperto il prezzo più basso al quale la domanda corrisponde all’offerta. Tutti gli aggiudicatari vengono pagati lo stesso prezzo di aggiudicazione («pay-as-clear model»). Inoltre, esiste una serie di misure volte a ridurre al minimo i rischi di manipolazione e a garantire un risultato efficiente.

Ci aspetta che i partecipanti, nel decidere la capacità da fornire a un dato prezzo, tengano conto della possibilità di generare proventi nel mercato dell’energia. I proventi attesi nel mercato dell’energia variano da un fornitore all’altro, in funzione dei rispettivi fattori di carico previsti, dei prezzi all’ingrosso e dei costi del combustibile e del carbonio.

Nel 2014 il Regno Unito considerava la gestione della domanda «ridotta», la gestione della domanda derivata dalla produzione e la produzione integrata (o collegata alla distribuzione) (fino a 50 MW) settori nascenti che necessitavano di un ulteriore sostegno che li aiutasse a prepararsi alla concorrenza nelle aste principali del mercato della capacità. Di conseguenza, nel 2016 e 2017 sono state indette due aste transitorie (TA) per sostenerli. Mentre la prima asta transitoria era di fatto aperta alle tre categorie di capacità descritte sopra, il livello di successo raggiunto dalla produzione integrata (o collegata alla distribuzione) e dalla gestione della domanda derivata dalla produzione nella prima asta TA, nonché nelle aste T-4 del 2014 e 2015, hanno spinto il Regno Unito a ritenere che tali partecipanti fossero abbastanza maturi per competere con successo, nelle aste principali del mercato della capacità, contro altri tipi di capacità, senza bisogno di altro sostegno mirato. Il Regno Unito ha quindi escluso tali risorse dalla seconda (e ultima) asta TA, cui ha potuto partecipare solo la gestione della capacità «ridotta». Per la seconda asta TA, inoltre, il Regno Unito ha annunciato la decisione di verificare se un abbassamento della soglia di partecipazione (vale a dire 500 kW anziché 2 MW) potesse rappresentare una modifica positiva per tutti i partecipanti al regime permanente del mercato della capacità. La tabella 4 illustra i risultati dell’asta TA.

Per ogni asta indetta a partire dal 2014, la tabella 5 illustra la quantità di capacità da ottenere raccomandata da National Grid, il volume-obiettivo approvato dal segretario di Stato e la quantità effettivamente acquistata nelle aste T-4 e T-1.

Al fine di mitigare l’esercizio del potere di mercato in sede d’asta, i potenziali fornitori di capacità che hanno superato la preselezione vengono classificati come «price-taker» (che non possono presentare offerte superiori a una soglia relativamente bassa) o «price-maker» (che invece possono farlo). I fornitori di capacità esistenti sono automaticamente classificati come price-taker. I nuovi operatori e le risorse di gestione della domanda sono classificati come price-maker e hanno la facoltà di presentare offerte fino al massimale di prezzo complessivo previsto per l’asta. Secondo il Regno Unito, tale distinzione rafforza gli incentivi per i partecipanti a presentare offerte al valore reale della loro capacità e riduce il rischio che le centrali esistenti, con costi inferiori, possano cercare di fissare un prezzo più elevato negli anni in cui non è necessario l’ingresso di nuovi operatori. Il Regno Unito argomenta che la soglia per price-taker andrebbe fissata a un livello che comprenda la maggior parte delle centrali esistenti, pur mantenendosi a un prezzo abbastanza basso da ridurre il rischio di manipolazione. La soglia per price-taker è stata fissata a 25 GBP/kW (50 % del Net-CONE). Si tratta di un prezzo abbastanza elevato da comprendere la maggior parte delle centrali esistenti. Nel 2014 la modellazione del Regno Unito indicava che entro tale soglia si situava l’80 % circa delle centrali esistenti. La tabella 6 illustra che, in realtà, a rientrare nella soglia per price-taker era il 60 % circa delle centrali esistenti. Un massimale di 25 GBP/kW è inoltre ben al di sotto dei costi previsti per l’ingresso di nuovi operatori. Di conseguenza, una soglia per price-taker fissata a 25 GBP/kW riduce altresì il rischio di manipolazione.

Le centrali esistenti con costi particolarmente elevati possono essere autorizzate a partecipare a titolo di price-maker (e presentare offerte superiori alla soglia per price-taker), tuttavia devono giustificare il motivo per cui hanno bisogno di un livello di rimunerazione più elevato (ad esempio presentando al consiglio di amministrazione del fornitore un certificato e il piano di attività del consiglio di amministrazione). Tale giustificazione deve essere trasmessa a Ofgem e può essere utilizzata nell’ambito di qualunque indagine sull’abuso di potere di mercato.

Qualunque fornitore esistente che presenti un’offerta superiore alla soglia per price-maker e non si aggiudichi alcun contratto nell’asta ma continui comunque a operare nell’anno di fornitura sarà probabilmente oggetto di indagine da parte di Ofgem, che potrà avvalersi delle informazioni fornite congiuntamente all’offerta che determina il prezzo in sede d’asta.

I nuovi operatori possono stabilire un prezzo senza giustificare la propria offerta ma, qualora si sospettasse che intendono esercitare potere di mercato, Ofgem potrebbe avviare un’indagine al riguardo nell’ambito del suo normale ruolo di applicazione delle norme. In ogni caso, il livello dell’offerta è limitato dal massimale di prezzo stabilito nella curva della domanda trasmessa prima dell’asta.

Se vengono prescelti, ai fornitori di capacità viene attribuito un contratto di capacità al prezzo di aggiudicazione. I contratti di capacità disponibili hanno durata variabile, al fine di garantire parità di condizioni tra i fornitori di capacità.

La maggior parte dei fornitori di capacità esistenti ha accesso a contratti di un anno; i fornitori di capacità convenzionale che sostengono spese in conto capitale superiori a una soglia iniziale di 125 GBP/kW (ristrutturazione delle centrali) possono essere ammessi a contratti di capacità dalla durata massima di tre anni; i fornitori di capacità convenzionale che sostengono spese in conto capitale superiori a una soglia iniziale di 250 GBP/kW (nuove centrali) possono essere ammessi a contratti di capacità dalla durata massima di quindici anni. Tali soglie sono riviste ogni anno e sono state oggetto di leggeri aumenti nel corso del tempo, passando rispettivamente a 135 GBP/kW e 270 GBP/kW nel dicembre 2018. I contratti di durata superiore a un anno sono accessibili solo ai partecipanti alle aste T-4.

Per garantire certezza normativa e accrescere la fiducia degli investitori nei meccanismi, le condizioni fondamentali di un contratto di capacità sono considerate «diritti acquisiti»²⁵ (fatte salve eventuali future regolamentazioni contrarie, sebbene finora non siano state apportate modifiche di questo tipo). Tra le condizioni in questione figurano:

1. a) durata del contratto;

2. b) prezzo della capacità e diritto alla rimunerazione;

3. c) obbligo di fornire capacità e tasso di derating;

4. d) traguardi di completamento intermedi e oneri di risoluzione applicabili;

5. e) responsabilità massima per le penalità.

Il Regno Unito argomenta che ai nuovi operatori sono attribuiti contratti a più lungo termine per favorire nuovi ingressi competitivi nel mercato. Accordare ai nuovi operatori un contratto a lungo termine permette loro di ottenere un finanziamento a basso costo per i loro investimenti. Il Regno Unito ritiene che ciò consentirebbe di attenuare le barriere all’ingresso per le imprese indipendenti che non possono finanziare i loro investimenti in nuove capacità attraverso redditi provenienti da altre centrali del loro portafoglio. Promuovendo la concorrenza nel mercato della capacità, i contratti a più lungo termine potrebbero dunque ridurre i costi sostenuti dai consumatori nei mercati dell’energia e della capacità. Secondo le autorità britanniche l’offerta di contratti a più lungo termine dovrebbe inoltre ridurre il rischio che i partecipanti aventi costi di investimento o di ristrutturazione molto elevati cerchino di recuperare integralmente i loro costi su un contratto di un solo anno.

Nel periodo che intercorre tra l’asta e la fornitura e nell’anno (o negli anni) di fornitura, i partecipanti possono rettificare la propria posizione tramite negoziazioni, ad esempio assumendosi obblighi maggiori o minori o reperendo capacità alternative per far fronte alle carenze temporanee. La negoziazione secondaria è uno strumento importante che consente alle parti di gestire il rischio di venire esposte alle penalità previste nell’ambito del mercato della capacità. Le forme di negoziazione secondaria consentite nel mercato della capacità sono diverse: negoziazione finanziaria, riassegnazione del volume e negoziazione degli obblighi.

Il mercato della capacità segue un modello «energia fornita»: i fornitori di capacità sono tenuti a fornire energia ogniqualvolta necessario per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, vale a dire nelle situazioni di vero stress del sistema. In caso di mancata fornitura, possono incorrere in penalità. Il modello prevede inoltre la verifica fisica della capacità. La mancata dimostrazione della capacità al livello richiesto nel numero di occasioni richiesto comporta la revoca dei pagamenti fino a quando la capacità non sarà dimostrata con successo.

In base all’obbligo previsto dagli accordi di capacità, gli eventi di stress del sistema sono definiti come qualsiasi periodo di regolamento di mezz’ora in cui in qualsiasi punto del sistema si verifichino il controllo della tensione o la riduzione controllata del carico per almeno 15 minuti. I fornitori sono tenuti a determinare la propria risposta in tali momenti e ad evitare di contravvenire a qualsiasi condizione vigente ai sensi di un codice o della licenza. Finora il gestore del sistema ha emesso solo due avvisi relativi al mercato della capacità, il 31 ottobre 2016 e il 7 novembre 2016. L’inverno 2018/19 avrebbe dovuto rappresentare il primo anno di piena operatività della misura.

Per garantire che i partecipanti siano in grado di gestire adeguatamente il rischio di esposizione alle penalità, ad esempio il rischio che più centrali vadano fuori uso contemporaneamente, il gestore del sistema ha pubblicato un avviso di stress del sistema tramite un’«allerta relativa mercato della capacità», sulla base del metodo definito nelle norme relative al mercato della capacità (8.4.6)²⁶. A meno che non sia stata emessa tale allerta, un evento di scarsità non comporta né il rischio di incorrere nelle penalità previste nell’ambito del mercato della capacità, né rimunerazioni per la fornitura eccedentaria.

I contratti di capacità obbligano i partecipanti a fornire una quantità specifica di energia elettrica. L’obbligo incombente a un fornitore nei periodi di stress è calcolato sulla base degli obblighi che questo ha assunto nelle aste T-4 e T-1, ai quali si aggiunge qualsiasi altro obbligo, relativo agli specifici periodi di regolamento in cui si verifica un evento di stress, derivante dalla negoziazione secondaria.

Nei periodi di stress preceduti da un’allerta relativa al mercato della capacità emessa almeno quattro ore prima, gli obblighi dei fornitori variano in funzione del carico («load following»). Ciò significa che i fornitori sono tenuti a produrre energia elettrica o a ridurre la domanda fino al livello totale dell’obbligo assunto solo se, al fine di soddisfare la domanda, è necessaria tutta la capacità per la quale sono stati conclusi contratti di capacità sul mercato. In un evento di stress in cui per soddisfare la domanda è sufficiente il 70 % di tale capacità totale, ogni fornitore è tenuto a produrre energia elettrica o a ridurre la domanda solo in una misura pari al 70 % massimo dell’obbligo di capacità totale che si è assunto.

Secondo le autorità britanniche gli obblighi «load following» sono adeguati per garantire che i produttori siano incentivati a operare in modo efficiente sul mercato e sono proporzionati al danno causato ai consumatori da eventuali perdite di carico. Se ogni partecipante rischiasse di incorrere in penalità in virtù dell’intero obbligo di capacità a lui incombente ogniqualvolta si verifica un evento di stress del sistema, il mercato della capacità indurrebbe le centrali a operare a pieno regime anche quando non sia economicamente efficiente farlo, aumentando sia le emissioni che le bollette energetiche dei consumatori.

Il regime sanzionatorio mira a incentivare i fornitori di capacità a fornire energia quando necessario. Le unità con prestazioni inferiori al livello di rendimento atteso incorrono in penalità, mentre quelle che superano il livello atteso sono remunerate per la fornitura eccedentaria, in modo che alla fine dell’anno le rimunerazioni percepite da ogni unità ne riflettono a grandi linee il rendimento. Il regime sanzionatorio è composto da tre elementi principali:

1. a) un limite di responsabilità mensile pari al 200 % dei proventi mensili di capacità di un fornitore, che, in virtù della ponderazione delle rimunerazioni mensili in base alla domanda del sistema, in qualunque mese può esporre i fornitori a una penalità pari al 20 % massimo dei loro profitti annuali;

2. b) un limite annuale complessivo pari al 100 % dei proventi annuali;

3. c) un tasso di penalizzazione pari a un ventiquattresimo delle rimunerazioni annuali della capacità di un fornitore.

Il regime sanzionatorio è integrato da un rigoroso sistema di dimostrazione del rendimento finalizzato a garantire che i fornitori di capacità siano in grado di fornire energia quando necessario e che ricevano le relative rimunerazioni solo se affidabili. Ciò è particolarmente importante per quegli anni di fornitura in cui non si verificano eventi di stress, in quanto la verifica del rendimento dei fornitori serve ad accertarne la capacità fisica di fornire energia conformemente all’obbligo assunto.

La tabella 7 presenta un riepilogo del risultato delle varie aste del mercato della capacità indette a partire dal 2014, comprese le aste transitorie (TA).

Ai sensi dell’articolo 6, paragrafo 1, del regolamento sulla capacità elettrica (rimunerazione dei fornitori ecc.) del 2014, a tutti i fornitori autorizzati del mercato della capacità è applicato un prelievo teso a finanziare i costi del mercato della capacità (vale a dire i costi sostenuti per finanziare le rimunerazioni dei fornitori), secondo la procedura seguente:

1. a) i prelievi sono strutturati in base alla domanda del sistema, in modo che i fornitori di capacità percepiscano una percentuale maggiore della loro rimunerazione durante i mesi in cui la domanda è elevata (vale a dire in inverno) e una percentuale minore nei periodi in cui la domanda è modesta;

2. b) tre mesi prima dell’inizio dell’anno di fornitura i fornitori tracciano una previsione della loro domanda per il periodo compreso tra le ore 16 e le ore 19 di tutti i giorni infrasettimanali, dall’inizio di novembre alla fine di febbraio, e trasmettono queste stime all’organismo di regolamento;

3. c) gli oneri a carico dei fornitori sono determinati in base alla loro quota di mercato prevista e ai fornitori autorizzati è applicato un prelievo mensile al fine di abbinare il profilo di pagamento ai fornitori di capacità. Gli oneri a carico dei fornitori sono calcolati in base alla domanda registrata tra le ore 16 e le ore 19 dei giorni infrasettimanali invernali, al fine di incitare i fornitori a fare abbassare la domanda di energia elettrica dei loro clienti nei periodi in cui essa è generalmente più elevata. Ciò dovrebbe tradursi in una diminuzione della capacità richiesta e, come corollario, in una riduzione dei costi del mercato della capacità;

4. d) gli oneri a carico dei fornitori sono aggiornati per tenere conto dei dati effettivi riguardanti la quota di mercato, non appena questi divengono disponibili, come nel caso del processo di riconciliazione di cui al codice in materia di bilanciamento e regolamento (BSC) attualmente in essere. Tale processo di riconciliazione prosegue per 14 mesi parallelamente alla ricezione di dati riveduti sulla domanda.

Tutti i flussi di pagamento associati al mercato della capacità, per tutti i partecipanti, sono calcolati e gestiti dall’organismo di regolamento, assistito da un fornitore di servizi di regolamento (Elexon). Il ruolo e le responsabilità dell’organismo di regolamento e di Elexon sono descritti nella sezione 2.2.

Per ogni anno della fornitura le rimunerazioni della capacità sono determinate in base alla quantità indicata nel contratto di capacità di ciascun fornitore a seguito della conclusione della relativa asta: le rimunerazioni della capacità corrispondono alla quantità di capacità offerta durante l’asta dai fornitori prescelti, moltiplicata per il prezzo di aggiudicazione.

I fondi ricevuti dall’organismo di regolamento sono depositati in un conto bancario infruttifero del Government Banking System. L’organismo di regolamento è altresì responsabile della riscossione, del deposito e (ove necessario) della restituzione di eventuali garanzie d’offerta versate, nell’ambito del processo di preselezione, da produttori di nuova costruzione o gestori della domanda prima di ogni asta.

I principali flussi finanziari in ingresso e in uscita dall’organo di regolamento sono i seguenti:

1. a) a partire dall’esercizio finanziario 2015/16 ogni mese i fornitori sono tenuti a corrispondere all’organismo di regolamento i cosiddetti «oneri a favore dell’organismo di regolamento». Gli «oneri a favore dell’organismo di regolamento» coprono le spese amministrative sostenute dall’organismo di regolamento (e dal suo agente) per il mantenimento della funzione di regolamento del mercato della capacità. La riscossione di tale pagamenti avviene secondo l’esercizio finanziario del Regno Unito, che va da aprile a marzo, quindi secondo un calendario diverso da quello di altri flussi di pagamento del mercato della capacità, basati invece sull’anno di fornitura (che va da ottobre a settembre);

2. b) nell’anno di fornitura i fornitori sono tenuti a garantire una copertura del credito prima dell’inizio di ogni mese. Tale copertura deve essere pari al 110 % del prelievo mensile a carico del fornitore ed è tesa a garantire che sia possibile mantenere attivi i flussi di pagamento destinati al fornitore di capacità anche in caso di insolvenza di un fornitore;

3. c) nell’anno di fornitura i fornitori sono tenuti a corrispondere all’organismo di regolamento gli «oneri a favore dell’organismo di regolamento» entro 24 giorni lavorativi dalla fine di ogni mese. Il prelievo mensile a carico dei fornitori è un obbligo incombente ai fornitori (per mezzo di una condizione inserita nella loro licenza di fornitura) teso a finanziare il mercato della capacità;

4. d) qualora durante un evento di stress verificatosi nell’anno di fornitura il rendimento garantito sia inferiore all’obbligo assunto, i fornitori di capacità sono tenuti a versare all’organismo di regolamento una «penalità pecuniaria», che deve essere corrisposta entro 24 giorni lavorativi dalla fine del mese;

5. e) l’organismo di regolamento versa ai fornitori una «rimunerazione della capacità», vale a dire un importo calcolato in base all’obbligo di capacità assunto (la quantità stabilita in sede d’asta), entro 29 giorni dalla fine di ogni mese dell’anno di fornitura. Tutte le rimunerazioni dei fornitori sono finanziate dagli introiti derivanti dai prelievi applicati ai fornitori autorizzati. Se un fornitore di capacità non ha provveduto a pagare la sua penalità pecuniaria, la rimunerazione a favore di tale fornitore viene trattenuta fino al recupero della somma dovuta a titolo di penalità. Gli importi effettivamente riconosciuti ai fornitori tengono conto di qualsiasi negoziazione degli obblighi intervenuta tra l’asta e il periodo di fornitura;

6. f) qualora durante un evento di stress verificatosi nell’anno di fornitura i fornitori di capacità forniscano energia in eccesso rispetto all’obbligo assunto, l’organismo di regolamento riconosce loro una «rimunerazione per fornitura eccedentaria». Le rimunerazioni per fornitura eccedentaria dovute a ciascun fornitore di capacità sono calcolate alla fine dell’anno di fornitura e sono finanziate dai fondi riscossi a titolo di penalità nel corso dell’anno. Ciò non aumenta il livello complessivo di rimunerazione della capacità in un dato anno, in quanto le rimunerazioni per fornitura eccedentaria compensano le penalità riscosse a fronte della mancata fornitura;

7. g) se del caso, l’organismo di regolamento restituisce ai fornitori un «importo residuo delle penalità a carico dei fornitori». Trattasi dei proventi rimanenti dopo che le rimunerazioni per fornitura eccedentaria accumulatesi nel corso dell’anno sono state riconosciute al tasso necessario.

Il 1o aprile 2005 il Regno Unito ha introdotto in Gran Bretagna un regime unico di disposizioni in materia di negoziazione e trasmissione all’ingrosso dell’energia elettrica, denominato BETTA («British Electricity Trading and Transmission Arrangements»). Il BETTA si basa sul commercio bilaterale tra produttori, fornitori, clienti e operatori economici e il dispacciamento è quindi gestito in maniera autonoma dai partecipanti piuttosto che essere stabilito a livello centrale.

Il BETTA fa sì che i contratti per l’energia elettrica siano concordati nei mercati delle operazioni per consegna differita in un arco di tempo che va da diversi anni fino a 24 ore prima di un periodo di fornitura di mezz’ora. I broker dell’energia e le borse dell’energia a breve termine offrono ai partecipanti l’opportunità di perfezionare le loro posizioni contrattuali da una a 24 ore prima della fornitura. Tutti gli accordi sono bilaterali e conclusi al prezzo registrato nella borsa elettrica o concordato bilateralmente o mediante un broker.

In virtù del BETTA, il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica remunera i produttori per la loro energia elettrica e la loro capacità, e gli investitori devono basare le loro decisioni di investimento sulla previsione di recuperarne i costi vendendo energia elettrica sul mercato all’ingrosso.

In prossimità della fornitura subentra un meccanismo di bilanciamento attraverso il quale il gestore del sistema accetta offerte per l’energia elettrica in tempo quasi reale. Ciò consente al gestore del sistema di equilibrare domanda e offerta. Una volta scaduto il termine di chiusura («gate closure»), un’ora prima di ogni periodo di fornitura di mezz’ora, i produttori sono tenuti a comunicare al gestore del sistema la quantità di energia che si sono impegnati a fornire e il contributo atteso da ogni centrale. I fornitori (rivenditori) devono dichiarare la quantità che si sono impegnati ad acquistare, che dovrebbe corrispondere alla quantità che prevedono sarà consumata dai loro clienti. Infine, una procedura di compensazione degli squilibri effettua pagamenti a favore/carico di quei partecipanti al mercato le cui posizioni contrattuali non corrispondono alla produzione o al consumo di energia elettrica effettivamente registrati. Tale procedura copre anche altri costi legati al bilanciamento del sistema. Se le loro posizioni contrattuali non corrispondono alla produzione o al consumo effettivi, i partecipanti sono costretti a pagare un prezzo «cash-out» relativamente penalizzante. Pertanto, il prezzo per la compensazione degli squilibri o cash-out incentiva i partecipanti a contribuire al bilanciamento del sistema in tempo reale.

Alla fine del dicembre 2017 la capacità totale di produzione di energia elettrica nel Regno Unito ammontava a 81,3 GW. Inoltre, nel Regno Unito si contano quattro interconnettori che permettono il commercio con l’Europa: Inghilterra-Francia (capacità di 2 GW), Inghilterra-Paesi Bassi (1 GW), Irlanda del Nord-Irlanda (0,6 GW) e Galles-Irlanda (0,5 GW)²⁸. L’interconnettore NEMO tra Inghilterra e Belgio (1 GW) è divenuto operativo il 31 gennaio 2019.

Lo standard di affidabilità è espresso in termini di una perdita di carico attesa (LOLE). Ciò comporta la definizione di uno standard che stabilisca il numero medio di ore annue in cui si prevede che, in un anno normale, la domanda non sarà coperta dall’offerta. La perdita di carico attesa rappresenta il numero di ore annue in cui, nel lungo periodo, è statisticamente previsto che la capacità erogata non sarà in grado di soddisfare la domanda. Trattasi di un approccio probabilistico, che significa che la quantità effettiva varierà in funzione delle circostanze di un dato anno, quali ad esempio la rigidità dell’inverno; il fatto che un numero insolitamente elevato di centrali elettriche vada fuori uso in una determinata occasione; il contributo dell’energia eolica nei momenti di picco della domanda; e tutti gli altri fattori che incidono sull’equilibrio tra domanda e offerta di energia elettrica. Tuttavia, nell’interpretare tale parametro è importante tenere a mente che il livello di perdita di carico non corrisponde al numero di blackout; nella maggior parte dei casi la perdita di carico viene gestita senza conseguenze significative per i consumatori. Il livello critico stabilito dal Regno Unito equivale a una perdita di carico attesa di durata superiore alle tre ore.

Nella notifica il governo ha sottolineato che, indipendentemente dall’approccio di modellazione selezionato, l’evoluzione futura della sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica è molto difficile da prevedere con certezza a causa della variabilità di alcuni presupposti chiave, quali la domanda di energia elettrica, le decisioni di ritiro, le nuove costruzioni, il contributo dell’interconnessione e i fattori di disponibilità delle diverse tecnologie.

Al momento della notifica della misura, nel 2014, il Regno Unito ha dichiarato che la valutazione della capacità di energia elettrica condotta da Ofgem nel 2013 indicava che nel 2015/16 la perdita di carico attesa sarebbe aumentata fino a nove ore (pur rilevando un’incidenza limitata nel caso relativo alla disponibilità elevata di produzione convenzionale), per poi riprendersi prima di tornare a salire nel 2018/19. All’epoca il Regno Unito riteneva che la gamma di scenari fosse indicativa di incertezza, dato che il valore più alto della gamma superava le t ore nel 2018/19, e questo rappresentava, secondo il Regno Unito, un forte argomento a favore dell’intervento. Lo scenario di riferimento di Ofgem prevedeva 0,75 GW di esportazioni nette nella stagione invernale.

Il Regno Unito ha altresì dichiarato che il suo ministero dell’Energia e dei cambiamenti climatici (DECC) aveva effettuato simulazioni degli investimenti nella produzione fino al 2030. In assenza di un mercato della capacità, fino al 2016/17 lo scenario di riferimento del DECC presentava una tendenza analoga a quella dell’analisi condotta da Ofgem. Dopo il 2016/17, lo scenario di riferimento del DECC prefigurava una tendenza al ribasso dei margini della capacità, che sarebbe perdurata fino agli inizi del 2020. La modellizzazione del DECC presupponeva un’interconnessione supplementare di 2,9 GW entro il 2030 e che, nei momenti di picco della domanda, non vi fosse alcuna importazione o esportazione su base netta da parte degli interconnettori (vale a dire raggruppando l’intera capacità di interconnessione).

Il Regno Unito ritiene che l’analisi condotta dal governo britannico, unitamente a una distinta analisi fornita da National Grid, dimostri che il mercato della capacità continua a essere necessario al fine di garantire il rispetto dello standard di affidabilità di tre ore di LOLE. I modelli dai quali è escluso il mercato della capacità prefigurano il rischio di un mancato rispetto dello standard di affidabilità per ogni anno della modellazione.

Nell’ambito degli scenari energetici futuri²⁹, National Grid elabora un caso base di riforma del mercato dell’energia elettrica, che copre un periodo di cinque anni, al fine di determinare la capacità da ottenere nelle aste del mercato della capacità. Nel dicembre 2018 National Grid ha presentato una serie di presupposti riveduti per valutare l’impatto che potrebbe avere sul caso base l’assenza di un mercato della capacità nel Regno Unito. Secondo National Grid, senza il mercato della capacità, nel periodo compreso tra il 2019/20 e il 2023/24 la perdita di carico attesa spazierebbe tra le tre e le sette ore.

Il ministero per le Imprese, l’energia e la strategia industriale del Regno Unito (BEIS) ha condotto un’analisi in modo indipendente da National Grid, utilizzando le raccomandazioni più recenti di National Grid in relazione alla riforma del mercato dell’energia (ECR2018), congiuntamente a informazioni di carattere commerciale provenienti dal BEIS e a una valutazione del BEIS sull’economia delle centrali. Tale analisi conclude che la variazione LOLE prevista non rispetta lo standard di affidabilità di tre ore in tutti gli anni fino al 2030 (tra tre e 345 ore di LOLE tra il 2019/20 e il 2029/30).

Il Regno Unito sostiene che all’origine dei problemi di adeguatezza della capacità di produzione di cui alla sezione precedente si trovino due fallimenti del mercato principali.

Il primo fallimento del mercato è che l’affidabilità è un bene pubblico. I clienti non possono scegliere il livello di affidabilità desiderato, dato che il gestore del sistema non può disconnetterli selettivamente, e i consumatori non rispondono in tempo reale alle variazioni del prezzo all’ingrosso. È pertanto prevedibile che, in assenza di intervento, i fornitori di capacità non forniranno il livello socialmente ottimale di affidabilità. Ciò può anche comportare costi elevati per la società, a causa di una fornitura di energia elettrica inaffidabile. Si tratterebbe di costi esterni, qualora non fossero addebitati ai produttori.

Il secondo fallimento del mercato è il problema del «missing money». Il concetto è stato definito e descritto nella letteratura accademica e riguarda i mercati esclusivamente energetici³⁰. In teoria, l’incapacità dei consumatori di selezionare il livello di affidabilità desiderato potrebbe essere risolta, in un mercato esclusivamente energetico, consentendo un aumento dei prezzi a un livello che rispecchi il valore medio del carico perso, vale a dire al prezzo a cui i consumatori non sarebbero più disposti a pagare per l’energia e che permetterebbe ai produttori di percepire rimunerazioni di scarsità. Nella pratica, tuttavia, un mercato esclusivamente energetico potrebbe non riuscire a trasmettere i segnali di mercato giusti per garantire una sicurezza dell’approvvigionamento ottimale e per consentire agli investitori di ottenere finanziamenti da destinare ai progetti di costruzione di nuova capacità. Ciò significa che i soli proventi del mercato dell’energia potrebbero non essere sufficienti per attirare abbastanza investimenti in capacità a causa del problema del «missing money». I motivi per cui ciò può accadere sono due:

1. a) l’incapacità dei prezzi di riflettere la scarsità: gli attuali prezzi all’ingrosso dell’energia non aumentano abbastanza da rispecchiare il valore della capacità supplementare nei periodi di scarsità. Ciò è dovuto al fatto che i prelievi applicati ai produttori che presentano squilibri nel meccanismo di bilanciamento (cash-out) non rispecchiano il costo totale delle azioni di bilanciamento intraprese dal gestore del sistema (quale la riduzione della tensione);

2. b) la mancanza di certezza che i prezzi aumenteranno, anche se possono farlo: nei momenti in cui i prezzi del mercato all’ingrosso dell’energia dovrebbero raggiungere livelli elevati, gli investitori temono che il governo/l’autorità di regolamentazione del mercato interverrà, sulla base di un presunto abuso di potere di mercato, introducendo ad esempio un massimale di prezzo. Essi temono inoltre che, semplicemente, i costi non aumenteranno: ad esempio nel caso di un rendimento della capacità eolica superiore a quello previsto, che ridurrebbe le opportunità di intervento di una capacità più costosa e programmabile.

Il Regno Unito sostiene che quello del «missing money» non sia un problema teorico. Storicamente, i prezzi cash-out in Gran Bretagna non avevano mai superato i 938 GBP/MWh. Il Regno Unito argomenta che gli elementi di prova emersi dalle recenti situazioni di scarsità in Gran Bretagna indicano anche che i prezzi non sono aumentati al livello che ci si sarebbe aspettato. Il governo del Regno Unito e Ofgem hanno commissionato uno studio indipendente, per valutare il valore del carico perso (VoLL), secondo cui per i consumatori il valore medio di prevenzione delle disconnessioni nei momenti di picco del sistema si attesta intorno ai 17000 GBP/MWh³¹.

Il Regno Unito sostiene che nel breve e medio periodo i fallimenti del mercato siano esacerbati da piani di chiusura della capacità esistente molto rapidi: secondo lo scenario centrale di National Grid, in assenza dei proventi generati dal mercato della capacità, nel 2019/20 potrebbero chiudere fino a 8 GW di centrali a carbone e gas disponibili nel 2018/19.

In aggiunta alla misura notificata, il Regno Unito ha intrapreso e continua a intraprendere una serie di azioni, nel mercato dell’energia elettrica della Gran Bretagna, che potrebbero contribuire a mitigare i fallimenti del mercato descritti nella sezione precedente. Di seguito sono elencate le tre principali iniziative contenute nella notifica del Regno Unito.

La prima misura indicata dal Regno Unito mirava a ridurre fabbisogno globale di energia elettrica e aumentare la capacità di risposta della domanda dei consumatori. Il Regno Unito ha annunciato misure volte a diminuire il fabbisogno globale di energia elettrica, ad esempio attraverso il «Green Deal and Energy Company Obligation». Il Regno Unito persegue altresì opportunità per incoraggiare sia riduzioni durature della domanda, denominate dal governo riduzione della domanda di energia elettrica, sia riduzioni a breve termine della domanda, quale la limitazione/modifica della domanda, che il governo denomina gestione della domanda. In particolare, il Regno Unito si è impegnato a garantire che ogni abitazione e piccola impresa del paese riceva un contatore intelligente entro la fine del 2020³². I contatori intelligenti rendono possibile l’applicazione di una tariffazione in funzione dell’ora di consumo, che ha prezzi più bassi nelle fasce orarie non di picco. La prima tariffa statica basata sull’ora di consumo è stata introdotta nel Regno Unito all’inizio del 2017 da Green Energy, che ha offerto ai suoi clienti in possesso di un contatore intelligente una tariffa dell’energia elettrica molto più economica durante le notti dei giorni infrasettimanali. Tuttavia, ciò non riflette gli effettivi costi all’ingrosso, che permetterebbero ai consumatori di rispondere in tempo reale³³. Inoltre, nel luglio 2017, sulla base del lavoro svolto in precedenza e di un invito a presentare contributi, il governo del Regno Unito e Ofgem hanno pubblicato congiuntamente un piano in materia di sistemi intelligenti e flessibilità, denominato «Smart Systems and Flexibility Plan»³⁴. Tale piano illustra i principi alla base dell’approccio del Regno Unito, volto a favorire la transizione verso un sistema intelligente e flessibile, cui fanno seguito 29 azioni per il governo, Ofgem e/o il settore.

La seconda misura è la riforma dei «cash-out arrangements». I prezzi per la compensazione degli squilibri o cash-out incentivano i partecipanti al mercato a garantire che i volumi di energia elettrica che vendono o consumano corrispondano ai volumi che si sono impegnati a vendere o consumare. Secondo il Regno Unito, la riforma delle precedenti logiche di mercato contribuisce a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento.

Nel 2012 Ofgem ha avviato l’«Electricity Balancing Significant Code Review» (EBSCR)³⁵ per affrontare una serie di problematiche di lungo corso relative ai fattori che hanno provocato la contrazione dei prezzi cash-out. Ofgem ha adottato e pubblicato la sua decisione strategica finale nel maggio 2014³⁶. Le riforme attuate in materia di prezzi cash-out sono le seguenti:

1. a) i prezzi cash-out sono stati resi «marginali», basandone il calcolo sull’azione più onerosa intrapresa dal gestore del sistema per equilibrare il sistema. L’introduzione è avvenuta in più fasi, la prima delle quali prevedeva che i prezzi sarebbero stati calcolati utilizzando una media dei primi 50 MWh (anziché 500 MWh) di azioni del gestore del sistema a partire dal novembre 2015. Dal novembre 2018 i prezzi sono calcolati utilizzando il primo MWh;

2. b) nei calcoli dei prezzi cash-out è stato incluso un costo per le disconnessioni e la riduzione della tensione basato sul valore del carico perso (VoLL) per i consumatori. L’introduzione di questo costo è avvenuta in più fasi, partendo da 3000 GBP/MWh dal novembre 2015 e da 6000 GBP/MWh dal novembre 2018;

3. c) il metodo di calcolo dei costi della riserva è stato migliorato tenendo conto del valore che questa fornisce ai consumatori nei momenti di stress del sistema. Per farlo è stata introdotta una funzione per determinare prezzi della riserva che riflettano la scarsità che, al momento dell’utilizzo della riserva, ne stabilisce i prezzi in base alla scarsità prevalente nel sistema³⁷;

4. d) è stato introdotto il passaggio a un unico prezzo cash-out per ogni periodo di regolamento al fine di semplificare le disposizioni e ridurre i costi derivanti dagli squilibri, soprattutto per gli utenti di dimensioni più piccole.

Ofgem ha pubblicato un riesame della prima fase dell’EBSCR³⁸. Dall’attuazione della prima fase il prezzo per la compensazione degli squilibri (prezzo cash-out) è diminuito. La maggior parte dei prezzi per la compensazione degli squilibri è ora compresa tra i 20 e i 30 GBP/MWh, anziché tra i 30 e i 40 GBP/MWh osservati in precedenza. Tuttavia, il prezzo per la compensazione degli squilibri è divenuto più volatile. Il prezzo massimo raggiunto nei due anni precedenti la riforma era di 429,10 GBP/MWh, mentre dopo la riforma è salito a 1528,72 GBP/MWh.

Il governo del Regno Unito ritiene che il mercato della capacità e la riforma del cash-out abbiano ruoli distinti ma complementari nel cercare di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica. Di seguito sono elencati i motivi per cui è meglio perseguire il mercato della capacità e sostenere la riforma dei «cash-out arrangements» piuttosto che affidarsi unicamente alla riforma del cash-out:

1. a) se da un lato la riforma del cash-out dovrebbe accrescere gli incentivi a investire nel mercato dell’energia nel lungo periodo, dall’altro ci si attende che il suo impatto sui livelli complessivi degli investimenti nel breve e medio periodo sia più limitato³⁹. Ciò è dovuto al fatto che i produttori vendono quasi tutta la loro energia sui mercati delle operazioni per consegna differita. Con il passare del tempo, tuttavia, la riforma del cash-out farà aumentare i prezzi sui mercati delle operazioni per consegna differita, in quanto i produttori sfrutteranno le opportunità di arbitraggio tra tali mercati e il prezzo del meccanismo di bilanciamento;

2. b) la riforma del cash-out non può ovviare alla maggiore rischiosità degli investimenti in capacità termica dovuta alla decarbonizzazione del settore dell’energia elettrica: la capacità termica diverrà sempre di più una capacità di riserva e, pertanto, dovrà recuperare i suoi costi fissi conseguendo prezzi elevati nelle poche occasioni in cui si registra una scarsità e i prezzi aumentano;

3. c) nella pratica, gli investimenti potrebbero dipendere dalla liquidità del mercato delle «opzioni di affidabilità», con scambi basati su un prezzo che varia in tempo reale, che consentirebbe ai fornitori di pagare un prezzo fisso ai produttori in cambio della possibilità di acquistare energia al prezzo di esercizio. È improbabile che ciò emerga nell’ambito della riforma dei «cash-out arrangements» di Ofgem, dato che il mercato, anche alla luce delle attuali riforme del cash-out, resta uno pseudomercato in cui il cash-out è determinato tramite complesse procedure amministrative, ma potrebbe svilupparsi qualora fosse introdotto un mercato di bilanciamento dell’energia elettrica che funga da solido mercato di riferimento per lo scambio delle opzioni⁴⁰;

4. d) non è chiaro se gli investitori avranno fiducia nel mantenimento di eventuali nuove disposizioni. Ciò è dovuto al fatto che quando si lascia che i prezzi raggiungano livelli particolarmente elevati, per l’autorità di regolamentazione diventa sempre più difficile valutare se prezzi così alti siano frutto di un funzionamento efficace del mercato o di affarismo. Ciò significa che i produttori potrebbero essere restii a offrire energia a un prezzo elevato (temendo di essere indagati per abuso di mercato) o che possono aspettarsi in futuro un intervento pubblico volto a mitigare i picchi di prezzo più frequenti;

5. e) nel caso in cui le riforme del cash-out siano attuate e producano buoni risultati in termini di lotta ai fallimenti del mercato, un aumento dei prezzi cash-out potrebbe ridurre il costo dell’ottenimento di capacità dal mercato della capacità, cosicché il prezzo pagato per la capacità nelle aste dovrebbe scendere a zero;

6. f) nonostante la riforma del cash-out, una volta completata, possa determinare un aumento dei prezzi nei periodi di scarsità, il livello di incertezza intrinsecamente elevato degli eventi di scarsità fa sì che affidarsi unicamente alle rimunerazioni di scarsità, per quanto elevate, sia una strategia rischiosa per chi investe in grandi progetti di nuova costruzione. Per i progetti di nuova costruzione il mercato della capacità offre una rimunerazione stabile e regolare fino a 15 anni, il che riduce i rischi per gli investitori e incoraggia gli investimenti in capacità nuove ed esistenti.

La terza misura indicata dal Regno Unito è il completamento del mercato interno dell’energia e il rafforzamento dei livelli di interconnessione. Il Regno Unito ha recepito il terzo pacchetto energia nella normativa nazionale e ne ha sottolineato il contributo alla definizione dei codici di rete. In particolare, i codici di rete dell’UE concernenti il mercato, che uniformano i calendari per l’assegnazione e la negoziazione della capacità, introdurranno un insieme di norme sul mercato comune a tutta l’Europa e promuoveranno l’attuazione di un mercato dell’energia competitivo a livello paneuropeo. Il Regno Unito sostiene che tali modifiche abbiano il potenziale di rafforzare gli argomenti a favore degli investimenti in interconnessione grazie a un utilizzo più efficiente delle risorse disponibili. Il Regno Unito osserva altresì che, in Gran Bretagna, il livello di interconnessione è passato dal 4 % nel 2014 al 6 % della capacità totale installata nel 2019, grazie in particolare all’entrata in funzione dell’interconnettore NEMO il 31 gennaio 2019, e ha il potenziale di raggiungere il 9 % entro il 2021⁴¹.

Il Regno Unito ha anche dichiarato di partecipare attivamente al procedimento in corso a livello di UE teso a individuare, ogni due anni, i progetti transfrontalieri prioritari, come stabilito nel «regolamento TEN-E». A questi progetti prioritari è accordato lo status di «progetto di interesse comune», che consente loro di beneficiare di procedure di pianificazione e di rilascio delle autorizzazioni potenzialmente più rapide, di possibili incentivi normativi nonché di un eventuale accesso al sostegno finanziario erogato tramite il meccanismo per collegare l’Europa.

Il progetto di pianificazione e regolamentazione della trasmissione integrata («Integrated Transmission Planning and Regulation» —ITPR) di Ofgem si è concluso nel 2015⁴². Tale progetto ha istituito la procedura per la valutazione delle opzioni di rete («Network Options Assessment» — NOA) nonché ha stabilito la pubblicazione di relazioni NOA annuali. L’analisi del gestore del sistema fornisce informazioni migliori agli sviluppatori degli interconnettori, compresi i luoghi in cui è più semplice installare la nuova capacità di interconnessione. Il nuovo ruolo prevede anche l’esame di specifiche proposte degli interconnettori e la trasmissione a Ofgem delle valutazioni del rispettivo impatto.

L’Energy Act 2013 non stabilisce alcuna data limite per il mercato della capacità. Tuttavia, l’autorizzazione dell’aiuto di Stato è valida per un periodo di 10 anni⁴³ a decorrere dalla data di prima attuazione della misura nel 2014⁴⁴.

Sebbene il mercato della capacità sia stato notificato dalle autorità del Regno Unito prima di essere attuato, la decisione del 2014 che autorizza il regime è stata annullata dal Tribunale. Alla luce della sentenza di annullamento della decisione della Commissione del 2014, l’attuazione dell’aiuto in questione deve essere considerata illegittima⁴⁵.

Conformemente alla comunicazione della Commissione relativa alla determinazione delle norme applicabili alla valutazione degli aiuti di Stato illeciti⁴⁶, la Commissione ha valutato la compatibilità della misura con il mercato interno, dal dicembre 2014 al novembre 2018 e in futuro, sulla base delle condizioni stabilite alla sezione 3.9 della disciplina degli aiuti di Stato per l’ambiente e l’energia⁴⁷, che stabilisce condizioni specifiche per gli aiuti per l’adeguatezza della capacità di produzione ed è in vigore dal 1o luglio 2014.

La procedura di adozione di una nuova decisione può riprendere dal punto preciso in cui l’illegittimità si è verificata⁴⁸.

La Commissione, alla luce delle conclusioni tratte nella sentenza del Tribunale, secondo cui la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi circa la compatibilità di taluni aspetti della misura con il mercato interno, ha deciso di avviare il procedimento d’indagine formale.

La Commissione, sulla base delle informazioni disponibili e degli elementi descritti nella decisione di avviare un procedimento, ha chiesto l’invio di chiarimenti e osservazioni in particolare sulle questioni seguenti:

1. a) adeguatezza della misura:

   1. 1) se la misura sia sufficientemente aperta a tutti i pertinenti fornitori di capacità, e segnatamente ai gestori della domanda, a causa delle differenze tra le durate contrattuali applicabili, della garanzia limitata del volume dell’asta T-1 e del livello minimo di partecipazione;

   2. 2) se sia opportuno continuare a limitare la partecipazione di capacità interconnesse tramite un modello guidato dagli interconnettori;

2. b) proporzionalità della misura:

   1. 1) se la misura sia proporzionata, a causa delle differenze potenzialmente discriminatorie nel trattamento dei gestori della domanda rispetto ai produttori in termini di durata contrattuale;

   2. 2) se il metodo del recupero dei costi non abbia incentivato i consumatori a tal punto da indurli a ridurre il consumo durante i picchi della domanda e non abbia quindi ridotto al minimo l’importo totale dell’aiuto;

3. c) prevenzione degli effetti negativi sulla concorrenza e sugli scambi:

   1. 1) se la misura abbia permesso di prevenire tali effetti, dato che i contratti a lungo termine erano riservati alle unità di produzione, limitando l’apertura della misura, e che la partecipazione diretta della capacità estera non era attualmente consentita nel meccanismo di regolazione della capacità della Gran Bretagna.

La presente sezione sintetizza le osservazioni pervenute alla Commissione durante il periodo di consultazione da 35 parti interessate, in particolare dai portatori di interessi attivi nel settore energetico (quali imprese attive nella produzione convenzionale, interconnettori, operatori della produzione di energie rinnovabili e gestori della domanda, nonché associazioni di categoria e organizzazioni non governative), Ofgem e National Grid.

Sebbene nella decisione di avviare un procedimento la Commissione non abbia affrontato esplicitamente la questione dell’obiettivo comune o della necessità della misura, alcune parti interessate hanno presentato osservazioni specifiche al riguardo. La maggior parte di loro ha sostenuto l’obiettivo e la necessità della misura. Alcuni hanno semplicemente concordato con la conclusione preliminare della Commissione di cui alla decisione di avviare un procedimento, mentre altri:

1. a) hanno fatto riferimento ad analisi condotte da ENTSO-E, dal governo britannico, da National Grid e da terzi che dimostrano che l’assenza del mercato della capacità comporterebbe il mancato rispetto dello standard di affidabilità del Regno Unito;

2. b) hanno argomentato che, anche alla luce dei recenti sviluppi nel mercato dell’energia (ad esempio l’introduzione dei contatori intelligenti), il mercato della capacità continua a essere necessario; o

3. c) hanno spiegato che il mercato della capacità ha trasmesso un segnale importate a favore degli investimenti in nuove capacità e del mantenimento della capacità esistente.

Per quanto concerne il ruolo e il potenziale della gestione della domanda, alcune parti interessate hanno ravvisato nell’aumento del volume di gestori della domanda che partecipano alle aste un elemento a riprova del fatto che il mercato della capacità è stato concepito in modo adeguato e che non vi sono ostacoli per la gestione della domanda. Varie parti interessate hanno altresì sottolineato il ruolo positivo delle aste transitorie nel promuovere la crescita dei gestori della domanda, specialmente in considerazione dei prezzi più alti a cui si sono concluse e del fatto che non erano aperte ad altri fornitori di capacità.

Altre parti interessate hanno posto in dubbio la necessità del mercato della capacità argomentando che:

1. a) sul mercato del Regno Unito vi sarebbe un eccesso di offerta. Le osservazioni rilevavano l’approccio prudente adottato da National Grid nelle previsioni della domanda e dell’offerta, gli elevati margini di capacità per l’inverno 2018/19, il basso livello della perdita di carico attesa, le rassicurazioni fornite dal Regno Unito in merito alla sicurezza dell’approvvigionamento per quell’inverno, i bassi prezzi di aggiudicazione e la significativa crescita dell’interconnessione;

2. b) un mercato esclusivamente energetico garantirebbe una migliore adeguatezza della capacità di produzione, in particolare a seguito dell’attuazione nel Regno Unito di riforme quali la distribuzione di contatori intelligenti, le riforme del cash-out e i periodi di regolamento di mezz’ora. Una parte interessata ha citato a titolo di esempio il mercato esclusivamente energetico dell’Australia, in cui la volatilità dei prezzi all’ingrosso trasmette chiari segnali a favore degli investimenti nella gestione della domanda;

3. c) il mercato della capacità perpetuerebbe il problema del «missing money» contenendo i prezzi che riflettono la scarsità, che sono necessari per incoraggiare gli investimenti nella gestione della domanda e nello stoccaggio. Varie osservazioni hanno addotto le variazioni nei prezzi dell’energia elettrica registrate in seguito alla sentenza del Tribunale come elemento a riprova di questo effetto di contenimento;

4. d) la Commissione dovrebbe valutare attentamente il potenziale della gestione della domanda per un periodo di 10 anni ed esaminare l’impatto del mercato della capacità su tale potenziale. Le parti interessate, facendo riferimento a studi, indicano che: i) l’ampia diffusione di contatori intelligenti e di altri dispositivi utili potrebbe potenzialmente permettere di trasferire, nel 2025, 15 GW di domanda interna in un giorno invernale di picco, ii) in un modello del 2012 si stimava che i clienti industriali fornissero una capacità di gestione della domanda pari a 4-5 GW, mentre iii) per il 2012 il potenziale di gestione della domanda stimato per tutti gli edifici non residenziali e non industriali era compreso tra 1,2 GW e 4,4 GW in un giorno invernale di picco; iv) nel 2050 a Londra si potrebbe raggiungere fino a 1 GW di gestione della domanda. Ritengono inoltre che la partecipazione dei gestori della domanda alle aste del mercato della capacità sia bassa, dato che la gestione della domanda ha ottenuto l’1,37 % della capacità totale messa all’asta. Infine, alcune parti interessate hanno mosso critiche nei confronti delle aste transitorie (TA), definendole insufficienti per promuovere la gestione della domanda in ragione dell’esclusione dei gestori della domanda con contratti nell’ambito delle aste permanenti e a causa del fatto che la seconda TA è stata limitata alla gestione della domanda ridotta, e non era quindi sufficiente per promuovere questo tipo di gestione della domanda nel lungo periodo. Si rammaricano inoltre del fatto che il Regno Unito non abbia prorogato la TA di altri due anni.

Una parte interessata ha argomentato che il mercato della capacità sarebbe probabilmente incompatibile, sotto vari aspetti, con il regolamento (UE) 2019/943, perché: i) il Regno Unito avrà già attuato la maggior parte delle riforme del mercato dell’energia necessarie per evitare un mercato della capacità, e ii) se permanessero problemi legati alla capacità residua sarebbe preferibile una riserva strategica.

Alcune parti interessate hanno argomentato che le disposizioni esistenti in materia di notifica prima degli eventi di stress (vale a dire un’allerta di quattro ore, seguita ex post dall’individuazione della durata e dell’entità dell’evento) penalizzano le risorse decentralizzate, compresa la gestione della domanda, raccomandando al Regno Unito di valutare l’introduzione di un meccanismo di dispacciamento o di più allerte nelle fasi precedenti un evento di stress.

Alcune parti interessate hanno indicato che l’attuale regime sanzionatorio potrebbe non essere sufficientemente rigoroso da garantire che i fornitori di capacità reagiscano con efficacia durante gli eventi di stress.

Alcune parti interessate hanno argomentato che basare la definizione degli eventi di stress su un modello «energia fornita» contravviene al punto (225) della disciplina degli aiuti di Stato per l’ambiente e l’energia e consente di manipolare i fattori di derating in un modo che discrimina le tecnologie a basse emissioni di carbonio (eolica e solare) e quelle alternative (come lo stoccaggio).

Alcune parti interessate hanno argomentato che l’obbligo incombente agli aggiudicatari dei contratti di capacità di reagire a un evento di stress in qualsiasi momento della giornata e per tutta la durata dell’evento rende difficile incentivare i gestori della capacità a partecipare al mercato della capacità. Hanno pertanto sostenuto che il mercato della capacità dovrebbe prevedere la possibilità di offrire contratti di fornitura di capacità a tempo.

Le norme che attualmente disciplinano il mercato della capacità in Gran Bretagna fanno sì che la maggior parte dei fornitori di capacità esistenti abbia accesso a contratti di un anno. Solo i fornitori di capacità convenzionale che sostengono spese in conto capitale (CAPEX) superiori a una certa soglia possono essere ammessi a contratti di capacità a più lungo termine (fino a 15 anni).

Per giustificare l’esclusione dei gestori della domanda dai contratti a più lungo termine, molte parti interessate hanno posto in evidenza: i) i bassi livelli di spesa in conto capitale dei gestori della domanda⁴⁹, ii) la loro predilezione verso contratti a breve termine, a causa della volatilità dei loro portafogli, iii) la necessità di sottoscrivere contratti a più lungo termine per le capacità nuove e ristrutturate, al fine di evitare offerte più elevate nelle aste del mercato della capacità, livelli maggiori di aiuto e profitti accidentali per le capacità esistenti. Alcune parti interessate hanno altresì sottolineato che i gestori della domanda che producono «behind-the-meter» possono comunque essere ammessi a un contratto a più lungo termine se rispettano la soglia di spesa in conto capitale e se partecipano all’asta in qualità di produttori.

Alcune parti interessate hanno raccomandato di: i) limitare la durata contrattuale a un anno per tutte le capacità, ii) ammettere solo contratti di durata inferiore a 5 anni ma non sulla base delle spese in conto capitale, che non tengono conto di tutti i costi finanziari della gestione della domanda (quali i costi operativi), o iii) consentire ai gestori della domanda di avere accesso a contratti di durata compresa tra i 3 e i 5 anni. Altre parti hanno raccomandato di mantenere il sistema basato sulle soglie delle spese in conto capitale ma di permettere a qualsiasi tecnologia che raggiunga tali soglie (vale a dire anche le tecnologie operate dai gestori della domanda) di avere accesso a contratti a più lungo termine, nonché di rivedere regolarmente le soglie delle spese in conto capitale o persino di creare soglie diverse al fine di garantire la neutralità tecnologica.

Una certa quantità di capacità è sottratta dalle aste T-4 per essere «riservata» per l’asta T-1. Se nell’intervallo compreso tra le aste T-4 e T-1 la domanda subisce un calo, la quantità di capacità messa all’asta nell’asta T-1 viene ridotta. Tuttavia, poiché per la gestione della domanda le aste T-1 rappresentano una migliore via di accesso al mercato, nel 2014 il Regno Unito si è impegnato ad acquistare, nelle aste T-1, almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima.

In alcune osservazioni si è indicato che le attuali disposizioni non sono soddisfacenti in quanto rendono imprevedibile l’organizzazione di un’asta T-1. Il governo del Regno Unito può decidere di annullare un’asta o di modificare il volume di un’asta T-1. Alcune parti interessate hanno raccomandato di stabilire la quantità da ottenere nell’asta T-1 come percentuale della capacità necessaria per l’anno di fornitura o della capacità oggetto dell’asta T-4. Altre hanno sottolineato la necessità di aumentare in modo incrementale, nel corso di cinque anni, il volume delle aste T-1. Infine, alcune parti hanno raccomandato di: i) eliminare le aste T-4; ii) organizzare aste settimanali supplementari, o iii) organizzare aste T-2 supplementari.

La maggior parte delle parti interessate ha indicato che le attuali disposizioni sono adeguate e sufficienti, sottolineando in particolare l’elevato tasso di aggiudicazione conseguito dalla gestione della domanda nelle aste T-4. Esse hanno argomentato che: i) tutti gli attori del mercato sono ugualmente esposti all’incertezza dell’organizzazione o dei volumi delle aste T-4 e T-1, escludendo quindi che la gestione della domanda possa essere oggetto di discriminazione, ii) riservare volumi di capacità superiori per le aste T-1 potrebbe ridurre la competitività delle aste T-1, e iii) riservare volumi di capacità superiori per le aste T-1 potrebbe accrescere il rischio di un eccesso di approvvigionamento, qualora nell’anno di fornitura il fabbisogno di capacità risultasse inferiore ai livelli precedentemente stabiliti.

Come indicato ai considerando 30 e 31, per partecipare al mercato della capacità è richiesta una soglia minima di 2 MW per tutti i tipi di capacità.

Alcune parti interessate hanno raccomandato di fissare soglie per la partecipazione molto inferiori (100 kW, 500 kW, < 1 MW), facendo riferimento ad altri mercati in cui la gestione della domanda può partecipare [interconnessione Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM), mercato del bilanciamento e servizi accessori].

Inoltre, alcune parti hanno criticato l’importo elevato della garanzia d’offerta applicabile alla gestione della domanda e alla produzione (5000 GBP/MW nel 2014), in quanto discriminerebbe la gestione della domanda. Hanno argomentato che questo potrebbe rappresentare un ostacolo all’ingresso, in particolare per i nuovi gestori della domanda, poiché tutti i partecipanti al mercato della capacità devono impegnarsi a garantire una fornitura per un tempo indefinito, e i gestori della domanda potrebbero avere maggiori difficoltà rispetto ai produttori a coprire un lungo periodo di fornitura. Poiché per loro il rischio di insolvenza percepito è più elevato, i gestori della domanda potrebbero avere maggiori difficoltà a finanziare l’importo della garanzia d’offerta.

Per converso, molte parti interessate hanno sottolineato l’importanza di una soglia di partecipazione di 2 MW. Oltre alla necessità di mantenere contenuti i costi amministrativi, alcune parti interessate hanno indicato che: i) la soglia di 2 MW non sembra costituire un ostacolo alla partecipazione della gestione della domanda, dato che il Regno Unito ha provato ad abbassare la soglia di partecipazione in occasione della seconda asta transitoria (500 kW), alla quale tuttavia si sono qualificate solo otto CMU sotto i 2 MW con un contributo pari a meno del 3 % della capacità totale garantita in quell’asta, e che nelle ultime aste non si è notato alcun raggruppamento di CMU di gestione della domanda attorno alla soglia dei 2 MW. Hanno inoltre sottolineato che: ii) la soglia di 100 kW utilizzata per PJM si applica ad approvvigionamenti regionali di più piccola entità e non è quindi paragonabile.

Varie parti interessate hanno spiegato che il requisito della garanzia d’offerta è necessario per garantire una vera fornitura e scoraggiare i progetti speculativi. Una parte interessata ha sottolineato che, nelle aste transitorie per le quali il requisito della garanzia d’offerta era pari solo al 10 % del livello normale, una percentuale elevata della nuova capacità non è stata fornita (25 %).

Inoltre, alcune parti interessate hanno posto in evidenza i vantaggi concessi alla gestione della domanda rispetto ad altre tecnologie:

1. a) la gestione della domanda non confermata che non riesca a fornire l’intero volume della sua capacità durante i test della gestione della domanda si vede trattenuta la sua garanzia d’offerta su base proporzionale, purché fornisca almeno il 90 % della capacità che si era impegnata a fornire, e, anche in questo caso, la CMU di gestione della domanda può comunque preservare il suo contratto di capacità ed evitare gli oneri di risoluzione a condizione che rimanga al di sopra della soglia dei 2 MW;

2. b) gli oneri di risoluzione applicati alla gestione della domanda (fino a 10000 GBP/MW) sono inferiori a quelli di altri tipi di capacità (fino a 35000 GBP/MW);

3. c) i test congiunti consentono ai gestori della domanda di ridurre i rischi associati ai test della gestione della domanda ripartendo il rischio di una fornitura insufficiente su un certo numero di CMU (vale a dire che le CMU che garantiscono una fornitura eccedentaria possono essere utilizzate per compensare quelle la cui fornitura è invece insufficiente);

4. d) dal 2015 i gestori della domanda devono fornire una garanzia d’offerta solo una volta per una CMU non confermata e, pertanto, possono accedere alla preselezione per più aste consecutive fornendo una sola garanzia globale;

5. e) nel 2016 il governo del Regno Unito ha aumentato la garanzia d’offerta che la produzione di nuova costruzione è tenuta a presentare prima dell’asta a 10000 GBP/MW, mentre per la gestione della domanda non confermata il livello della medesima garanzia è rimasto a 5000 GBP/MW;

6. f) il diritto automaticamente acquisito dalla gestione della domanda di partecipare alle aste in qualità di «price-maker», che permette loro di presentare offerte superiori alla soglia che i «price-taker» sono tenuti ad accettare;

7. g) l’uniformità del fattore di derating, che per la gestione della domanda è fissato all’84 % indipendentemente dalla tecnologia utilizzata per fornire la capacità, mentre altre classi di tecnologia hanno fattori di derating specifici compresi tra il 17 % e il 96 %;

8. h) la possibilità, per la gestione della domanda, di partecipare a negoziazioni secondarie prima di confermare la capacità.

Alcune parti interessate hanno argomentato che ad alcune energie rinnovabili, in particolare quelle eolica e solare, non è attualmente concesso di partecipare al mercato della capacità, in violazione della disciplina. Pur accogliendo con favore l’adozione di nuove norme riguardanti le energie solare ed eolica, di cui al giugno 2019, esse hanno criticato il fatto che tali norme non erano già in vigore nel 2014 e che sono limitate alle energie eolica e solare, escludendo quindi altre fonti di energia rinnovabili o nuove tecnologie. Ad esempio, la partecipazione di un parco eolico all’asta T-4 del 2017 è stata respinta durante la fase di preselezione. Non esisteva inoltre alcun meccanismo per la preselezione di rinnovabili «merchant» per l’asta T-4 (annullata) del 2018 (per l’anno di fornitura 2022/23). In altre osservazioni si criticano i fattori di derating applicabili alle fonti di energia rinnovabili, ritenuti troppo restrittivi.

Un’altra parte interessata si è opposta all’inclusione, nel mercato della capacità, delle energie rinnovabili intermittenti, e in particolare di quelle costruite e finanziate nell’ambito di altre misure di sostegno, in quanto queste rimarrebbero operative indipendentemente dalle rimunerazioni previste dal mercato della capacità e potrebbero non essere in grado di produrre e vendere energia elettrica durante un evento di stress.

Molte parti interessate hanno sottolineato l’importanza dell’obiettivo a lungo termine di una partecipazione diretta delle capacità estere, insistendo al contempo sulla necessità di dare al Regno Unito il tempo sufficiente per adeguarvisi, in linea con il regolamento (UE) 2019/943.

Tuttavia, altre parti hanno criticato il modello guidato dagli interconnettori attualmente in uso nel Regno Unito e chiesto un rapido passaggio alla partecipazione diretta di capacità estere. In un’osservazione si sottolinea come agli interconnettori siano garantiti rendimenti regolamentati attraverso il meccanismo «cap and floor» (soglia massima e minima). Pertanto, non sarebbe opportuno che questi interconnettori partecipino al mercato della capacità mentre i progetti di produzione che ricevono sovvenzioni non sono autorizzati a prendervi parte.

Una parte interessata ha sottolineato che sarebbe stato opportuno permettere agli interconnettori di partecipare all’asta T-1 indetta all’inizio del 2018 e riguardante l’anno di fornitura 2018/19. Inoltre, ha criticato l’esclusione degli interconnettori dai contratti di capacità di durata superiore a un anno nonché il metodo di derating applicato agli interconnettori, che viene definito discriminatorio in particolare perché calcolato su base individuale anziché per tipo di tecnologia, come invece avviene per altre tecnologie che partecipano al mercato della capacità.

Una parte interessata ha posto in dubbio la conformità del mercato della capacità in Gran Bretagna con il punto (230) della disciplina, dato che, nel 2016, i produttori esistenti si sono aggiudicati le aste del mercato della capacità a un prezzo di 22,50 GBP/kW/anno, mentre nel 2017 il prezzo di aggiudicazione è passato a 8,40 GBP/kW/anno, il che è indicativo di sovracompensazione e profitti accidentali.

Le osservazioni relative alla durata contrattuale applicabile sono riassunte ai considerando da 134 a 136.

Una parte interessata ha sostenuto che la partecipazione dei fornitori di STOR a lungo termine [cfr. considerando 32, lettera f)] al mercato della capacità si tradurrebbe in profitti accidentali, mentre la loro esclusione non pregiudicherebbe la giustificazione economica iniziale. Inoltre, tali operatori potrebbero partecipare al mercato della capacità e alle aste annuali per i contratti STOR a breve termine, potendo quindi risolvere (se prescelti nelle aste del mercato della capacità) i loro contratti STOR a lungo termine senza incorrere in penalità.

Un’altra parte interessata ha argomentato che non vi è alcuna prospettiva che indichi che i fornitori di STOR a lungo termine realizzano profitti accidentali, dato che il mercato della capacità avrebbe determinato un abbassamento dei prezzi cash-out, un calo dei prezzi all’ingrosso e una contrazione dell’utilizzo delle centrali STOR. Inoltre, i fornitori di STOR a lungo termine sarebbero di fatto esclusi in quanto le norme definitive in materia di mercato della capacità precisano che solo le centrali elettriche commissionate dopo il 2014 possono essere considerate di nuova costruzione. Per di più, le banche non sarebbero più propense ad accettare un contratto di un solo anno per il mercato della capacità rispetto a un contratto STOR della durata di 15 anni. Tale parte ha anche sostenuto che un meccanismo di recupero sarebbe più proporzionato rispetto a un’esclusione totale e ha raccomandato di riconoscere alla sua centrale, con validità retroattiva, i contratti del mercato della capacità che avrebbero dovuto esserle attribuiti nel 2014 e negli anni successivi.

Il metodo del recupero dei costi si basa sul consumo di energia elettrica tra le ore 16 e le ore 19 di ogni giorno infrasettimanale invernale. Come spiegato al considerando 187 della decisione di avviare un procedimento, il Regno Unito, prima della consultazione pubblica relativa al meccanismo di regolazione della capacità, aveva inizialmente stabilito che l’importo degli oneri sarebbe stato calcolato sulla base della quota di mercato detenuta dai fornitori di energia elettrica sul totale della domanda di energia elettrica registrata durante i cosiddetti periodi di «triade», vale a dire durante i tre periodi di mezz’ora compresi tra novembre e febbraio in cui nel Regno Unito si registra il maggior consumo di energia elettrica.

Nella maggior parte delle osservazioni pervenute al riguardo il metodo applicato per il recupero dei costi è considerato proporzionato. In queste osservazioni si sottolinea che il metodo attualmente in uso permette di trovare il giusto equilibrio tra, da un lato, una base prevedibile ed equa per gli oneri a carico dei fornitori e, dall’altro, il mantenimento di un segnale teso alla riduzione della domanda durante il periodo in cui si prevede un picco della domanda.

Alcune parti interessate hanno anche espresso una serie di timori circa il metodo alternativo alla «triade»:

1. a) non conseguirebbe alcuna riduzione significativa della quantità di capacità da ottenere tramite il mercato della capacità, né del costo di tale capacità;

2. b) avrebbe fatto gravare i costi del mercato della capacità, in modo sproporzionato, sui consumatori domestici;

3. c) avrebbe costituito una base imprevedibile per il calcolo degli oneri, dato che è difficile prevedere la quantità di capacità da fornire durante le triadi;

4. d) gli eventi di stress del sistema non sarebbero necessariamente correlati ai tre periodi di mezz’ora rappresentati dalle triadi;

5. e) gli sforzi della gestione della domanda e/o della produzione integrata tesi a evitare le triadi (utilizzati per finanziare altre misure) hanno dato adito a decisioni di dispacciamento inefficienti e contratto i prezzi all’ingrosso nei periodi di picco.

Altre parti interessate hanno mosso critiche nei confronti del metodo selezionato per il recupero dei costi, argomentando che: i) non è coerente con la previsione secondo cui il mercato della capacità sarebbe attivato solo durante i periodi di picco della domanda, ii) solo pochi gestori della domanda sono riusciti a ridurre la domanda tra le ore 16 e le ore 19 di ogni giorno infrasettimanale invernale, e iii) la «vera» carenza di capacità sarebbe sopravvalutata e i costi complessivi del mercato della capacità sarebbero superiori. Queste parti hanno anche sostenuto che un metodo basato sui periodi della «triade» sarebbe più appropriato in quanto creerebbe un mercato che permetterebbe al mercato della capacità di evitare i costi. Una parte interessata ha presentato una serie di argomentazioni supplementari: per la maggior parte dei fornitori il metodo della triade non inciderebbe sulla prevedibilità dei prezzi, dato che quasi tutte le utenze domestiche e le piccole imprese sono regolamentate in base al profilo; evitare le triadi ha permesso di incoraggiare le utenze flessibili a partecipare alla gestione della domanda; e il metodo basato sulla fascia oraria compresa tra le ore 16 e le ore 19 incentiva l’uso di una produzione «behind-the-meter» inquinante per ridurre la domanda in questi periodi.

Alcune parti interessate hanno sostenuto la posizione della Commissione indicata al considerando 187 della decisione di avviare un procedimento, secondo cui la Commissione, nel valutare la questione, deve tener conto del punto (25) della disciplina, che prevede che la compatibilità della misura deve essere valutata esclusivamente sulla base dei criteri di cui alla sezione 3.9.5 della disciplina stessa. Tale disposizione non contiene alcun riferimento al finanziamento delle misure relative all’adeguatezza della capacità di produzione. Altre parti interessate, per contrasto, hanno rimandato alla sentenza del Tribunale per esprimere la loro contrarietà a tale posizione.

Alcune parti interessate hanno sottolineato che il mercato della capacità dovrebbe: i) essere espressamente concepito per ridurre al minimo le emissioni di gas serra, sostenendo la sicurezza del sistema mediante tecnologie a emissioni zero, ii) sostenere un maggior numero di energie rinnovabili, o iii) favorire le fonti energetiche strategicamente importanti dal punto di vista della decarbonizzazione, escludendo progressivamente i combustibili inquinanti o le tecnologie che non sono compatibili con un settore dell’energia elettrica decarbonizzato.

In alcune osservazioni si sottolinea anche che l’indagine della Commissione dovrebbe tenere conto delle nuove norme relative ai meccanismi di regolazione della capacità di cui al regolamento (UE) 2019/943, in particolare al fine di limitare le capacità con elevate emissioni di CO2.

Alcune parti interessate hanno sottolineato una serie di azioni intraprese dal Regno Unito a seguito della sentenza del Tribunale (cfr. considerando 18), quale l’indizione di un’asta T-1 sostitutiva e (eventualmente) un’asta T-3 (cfr. considerando 53 e 156 della decisione di avviare un procedimento. Tali azioni continuerebbero a garantire il rispetto dei contratti esistenti, in cambio della prospettiva di pagamenti differiti, e il prelievo degli oneri a carico dei fornitori. Ciò conferirebbe ai partecipanti al mercato della capacità un vantaggio economico durante il periodo di divieto di esecuzione e costituirebbe quindi un aiuto illegale.

Tali parti hanno chiesto alla Commissione di emettere un’ingiunzione di sospensione a norma dell’articolo 13, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2015/1589 del Consiglio⁵⁰, ordinando al Regno Unito di sospendere l’erogazione di ogni aiuto concesso illegalmente fino a che la Commissione non abbia deciso in merito alla compatibilità dell’aiuto.

La presente sezione sintetizza le osservazioni pervenute dal Regno Unito il 12 aprile 2019, relative alla decisione di avviare un procedimento, e quelle pervenute il 7 giugno, il 19 luglio e il 12 settembre 2019.

Il Regno Unito è dell’idea che la propria analisi, corroborata dal gestore della rete elettrica nazionale (NG ESO), dimostri che l’assenza del mercato della capacità si ripercuoterebbe negativamente sulla sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica, mentre la perdita di carico attesa (LOLE) supererebbe lo standard di affidabilità di tre ore/anno per ogni anno a partire dal 2019/20. Il 7 giugno 2019 il Regno Unito ha comunicato di aver rivisto, insieme all’NG ESO, l’analisi presentata nel dicembre 2018, descritta nei considerano 102, 103 e 104 (e nei considerando 94, 95 e 96 della decisione di avviare un procedimento) e ha confermato che essa continua a rappresentare la più recente e fondata argomentazione circa la necessità del mercato della capacità.

Il Regno Unito non concorda con l’argomentazione secondo la quale l’offerta sul mercato dell’energia elettrica in Gran Bretagna è in eccesso:

1. a) il sistema di definizione del parametro utilizzato dall’NG ESO non è eccessivamente prudente, anzi cerca di garantire un adeguato equilibrio tra i rischi (tra un approvvigionamento eccedente e l’inadeguatezza della capacità) in un processo intrinsecamente incerto. Il Regno Unito rammenta che Ofgem incentiva l’NG ESO a prevedere la domanda in modo accurato⁵¹.

2. b) i margini di capacità per l’inverno 2018/19, migliori delle previsioni, dimostrano quanto sia incerto e difficile prevedere in modo accurato il fabbisogno di capacità (si osservi che la valutazione per il 2018/19 è stata completata all’inizio del 2014). Nella sua relazione sulle prospettive per l’inverno, l’NG ESO ha spiegato che alcune unità di maggiori dimensioni, la cui offerta d’asta sul mercato della capacità aveva avuto esito negativo, sarebbero probabilmente rimaste operative nel corso dell’inverno 2018/19. Fatto spiegabile visti i prezzi all’ingrosso più elevati imposti dell’aumento del prezzo del gas e dei costi del carbonio;

3. c) questo mutamento inaspettato e favorevole delle condizioni di mercato, prima dell’inverno 2018/19, ha inoltre permesso al governo del Regno Unito di rilasciare dichiarazioni rassicuranti circa la sicurezza dell’approvvigionamento per quell’inverno, nonostante la sentenza del Tribunale. Secondo il Regno Unito, il fatto che attualmente i prezzi di aggiudicazione siano bassi è uno dei successi del mercato della capacità: gli elevati livelli di concorrenza durante le aste hanno garantito la capacità necessaria, compresa quella nuova, a un prezzo al consumo inferiore a quanto originariamente previsto.

4. d) per quanto riguarda l’asserzione secondo cui la significativa espansione degli interconnettori ha prodotto un’eccedenza di capacità, il Regno Unito osserva che gli interconnettori partecipano alle aste e pertanto il loro contributo al fabbisogno di capacità del paese è debitamente considerato. I fattori di derating per gli interconnettori sono rivisti annualmente per garantire che si mantengano nei limiti dell’adeguatezza.

Il Regno Unito contesta l’opinione secondo la quale un mercato esclusivamente energetico sia preferibile per garantire l’adeguatezza della capacità di produzione: i) il Regno Unito rammenta i fallimenti del mercato descritti nei considerando da 105 a 109 (e nei considerando da 97 a 101 della decisione di avviare un procedimento); ii) per quanto riguarda la distribuzione dei contatori intelligenti, precisa che meno di un terzo dei consumatori ne fa attualmente uso e che le tariffe in base al tempo di utilizzo sono al loro esordio. Il Regno Unito pertanto non crede che dal 2014 il fallimento del mercato dell’affidabilità come bene pubblico sia particolarmente cambiato e ritiene che sia troppo presto per valutare in quale misura una maggiore distribuzione potrebbe influire su di esso; iii) dall’introduzione del mercato della capacità, la riforma del cash-out ha aumentato il prezzo cash-out per le ore di picco, ma data l’incertezza intrinsecamente elevata degli eventi di scarsità fa sì che affidarsi unicamente alle rimunerazioni della scarsità, per quanto elevate, sia una strategia rischiosa per gli investitori: è improbabile che la riforma del cash-out risolva da sola il problema del «missing money»; iv) facendo riferimento all’analisi della politica energetica australiana condotta dall’International Energy Agency nel 2018, il Regno Unito osserva che in Australia i prezzi dell’energia elettrica sono elevati a causa della mancanza di concorrenza e di problemi strutturali, non perché l’Australia sia un mercato esclusivamente energetico ben funzionante.

Il Regno Unito contesta inoltre l’opinione secondo la quale il mercato della capacità perpetuerebbe il problema del «missing money»: i) la procedura d’asta competitiva mette in evidenza le dimensioni del «missing money». Secondo le aspettative del Regno Unito, affrontando le cause del problema del «missing money» e aumentando la possibilità di garantire le rimunerazioni di scarsità grazie al mercato dell’energia elettrica, gli operatori dipenderanno meno dai proventi del mercato della capacità perché le aste competitive spingeranno i prezzi di aggiudicazione verso lo zero. A quel punto, probabilmente, il mercato della capacità non sarà più necessario; ii) contrariamente a quanto sostenuto da alcuni, il Regno Unito non ritiene che i prezzi del mercato dell’energia elettrica siano stati alterati dalla sentenza del Tribunale o da successive decisioni o annunci del governo. Se si considerano le tendenze a più lungo termine, si nota che dal 2017/18, primo anno di fornitura del mercato della capacità, i prezzi medi del carico di base e la volatilità sono in realtà aumentati. Ciò suggerirebbe che esistono altri e più importanti fattori di alterazione dei prezzi e che alcune parti interessati sopravvalutano gli effetti di contenimento prodotti dal mercato della capacità.

Il Regno Unito, citando l’«EMR Electricity Capacity Report» di National Grid, del 2018, sostiene che i dati disponibili sulla gestione della domanda siano pochissimi e che la migliore fonte relativa ai contratti in tale ambito siano i registri del mercato della capacità, come descritto nella tabella 2 della decisione di avviare un procedimento (cfr. tabella 1 della presente decisione). L’analisi dei risultati delle prime aste transitorie (cfr. tabella 4) indica che circa il 70 % dei contratti relativi alla gestione della domanda è stato aggiudicato alla produzione «behind-the-meter», derivante in generale da generatori diesel di riserva. Il Regno Unito sostiene che, secondo una recente indagine di settore eseguita tra i gestori della domanda, la partecipazione al mercato della capacità di operatori esistenti sia elevata (70 %). Inoltre, le stime di partecipazione della gestione della domanda in altri servizi nel settore dell’energia elettrica tendono a essere simili: ad esempio, nel portafoglio di prodotti e servizi di bilanciamento di National Grid nel 2015 la gestione della domanda è stata pari a circa 708 MW. Il Regno Unito indica che vi sono stati numerosi tentativi di stimare la potenziale quantità totale di capacità di gestione della domanda del paese, ma specifica che tali stime sono spesso accompagnate da avvertenze relative alla loro reciproca difformità a causa della mancanza di dati reali. Ad esempio, il Regno Unito ha indicato che, mentre l’Association for Decentralized Energy nel 2016 aveva stimato che in tutto il paese avrebbero potuto essere risparmiati 9,8 GW almeno una volta all’anno entro il 2020, secondo lo scenario immaginato da National Grid nel 2018, i risparmi nell’ambito della gestione della domanda a livello industriale e aziendale possono plausibilmente arrivare entro il 2019/20 a 1 GW, che nell’arco di un decennio può circa raddoppiare.

Per quanto riguarda le aste transitorie, il Regno Unito indica che sono state concepite specificamente per sostenere il settore della gestione della domanda e che secondo valutazioni indipendenti, in generale, hanno conseguito il loro obiettivo. Le aste transitorie come obiettivo secondario dovevano contribuire a migliorare la comprensione del settore. Le prove raccolte nell’ambito di queste valutazioni mettevano in evidenza alcuni modi in cui incoraggiare la partecipazione della gestione della domanda al mercato della capacità. Tali modi ora sono stati attuati o sono in corso di attuazione (cfr. il considerando 145, «test congiunti», e il considerando 180 per la riallocazione delle componenti delle CMU di gestione della domanda). Infine, il Regno Unito indica che nel 2014 e 2015 i partecipanti alle aste transitorie erano stati esclusi dalle aste T-4 (ma non dalle altre aste T-4) perché non necessitavano del sostegno supplementare disponibile tramite tali aste in quanto erano già sufficientemente maturi per parteciparvi. Ai partecipanti alle aste transitorie è stato tuttavia consentito di partecipare alle aste T-1 per gli anni di fornitura corrispondenti, garantendo così che avessero un accesso al mercato per ogni anno di fornitura.

Il Regno Unito non condivide l’opinione di alcune parti interessate secondo cui una riserva strategica sarebbe preferibile a un meccanismo di regolazione della capacità relativo all’intero mercato. Se da un lato il Regno Unito riconosce che le riserve strategiche possono essere un modo efficace per affrontare i problemi di adeguatezza temporanei, dall’altro ritiene che esse siano un’opzione meno adeguata nei mercati in cui i problemi di capacità sono più marcati o prolungati, in quanto comportano un rischio maggiore di distorsione del mercato. Secondo il Regno Unito ciò è dovuto a una serie di fattori, in particolare all’inefficienza creata dalla conservazione della riserva fuori dal mercato, all’acquisto di capacità di riserva insufficiente o inadeguata, causato dalla necessità di una gestione più centralizzata di tale riserva e al rischio che la riserva continui ad aumentare perché gli impianti preferiscono «manipolare» il meccanismo, scegliendo la sicurezza della riserva piuttosto che rischiare partecipando a un mercato esclusivamente energetico⁵².

Inoltre, il Regno Unito afferma che una riserva strategica non incentiverebbe gli investimenti in nuove centrali. Anzi, in effetti potrebbe creare un prezzo massimo (o la percezione di un prezzo massimo) sul mercato, in quanto gli investitori possono temere che le autorità britanniche, in caso di picchi di prezzo, siano indotte a ridurre il prezzo di dispacciamento della riserva, eliminando le rimunerazioni di scarsità e compromettendo il loro investimento. Secondo il Regno Unito, i meccanismi di regolazione della capacità relativi all’intero mercato sono un mezzo più efficace per incentivare gli investimenti in nuove capacità necessari ad affrontare i problemi di adeguatezza a lungo termine.

Il Regno Unito dichiara di aver scelto i sistemi di notifica prima degli eventi di stress per conformarsi alla disciplina, in particolare al punto 225 relativo alla rimunerazione della capacità resa disponibile e non dell’energia fornita. Un meccanismo di dispacciamento specifico interferirebbe con i mercati. Nell’ambito della revisione quinquennale, il Regno Unito prevede di studiare meccanismi per fornire maggiori informazioni ai partecipanti in merito agli eventi di stress, anche se non prevede di attuare una modalità di pieno dispacciamento.

Per quanto riguarda l’efficacia del regime sanzionatorio del mercato della capacità, il Regno Unito, per dar seguito alla revisione quinquennale, prenderà in considerazione il suo rafforzamento per rispondere alla maggiore partecipazione di tecnologie non convenzionali.

Il Regno Unito riconosce la probabilità che i fornitori incorrano in sanzioni se non riescono a fornire fisicamente l’energia durante gli eventi di stress. Si può a tal proposito considerare che il mercato della capacità segua un modello «energia fornita». Nel contesto del mercato della capacità, è altamente improbabile che nella pratica si verifichino distorsioni del dispacciamento, in quanto gli eventi di stress sono definiti in riferimento alle azioni di ultima istanza da parte di National Grid una volta che il mercato non è stato in grado di fornire energia. Il mercato della capacità pertanto sarebbe conforme al punto (225) della disciplina.

Il Regno Unito indica che ai fornitori di capacità partecipanti alle aste transitorie era proposta la variante a fascia oraria dei contratti standard, per cui potevano scegliere di fornire capacità solo tra le ore 16 e le ore 19 a fronte di una minore rimunerazione. Nella aste transitorie la domanda per tale prodotto si è rivelata trascurabile: solo una delle 89 unità che hanno partecipate alle aste con esito positivo ha scelto questo tipo di contratto. Pertanto, secondo il Regno Unito, l’assenza di un prodotto a fascia oraria nelle aste principali non può essere considerata un ostacolo significativo alla partecipazione. Inoltre, il governo britannico sostiene che i contratti di capacità a fascia oraria non soddisfino pienamente i requisiti di adeguatezza della capacità di produzione (gli eventi di stress del sistema non sono necessariamente limitati a questa fascia oraria) e creerebbero ulteriore complessità nel calcolo del fabbisogno totale di capacità per un determinato anno di fornitura.

Il Regno Unito indica che, in assenza di contratti a lungo termine, la nuova produzione finanziata mediante progetti potrebbe essere esclusa dalle aste della capacità. Senza questo periodo di ammortamento più lungo, i proponenti finanziati mediante progetti sarebbero tenuti a presentare offerte elevate, potenzialmente superiori al prezzo d’asta massimo. Questo inutile aumento del livello delle offerte comporterebbe a sua volta un incremento dell’aiuto totale erogato tramite il mercato della capacità e un maggior rischio che altri fornitori di capacità percepiscano profitti accidentali. Potrebbe anche indurre le capacità di nuova costruzione a non partecipare affatto all’asta, riducendo così la concorrenza.

Il Regno Unito sottolinea che le osservazioni delle parti interessate che segnalano i bassi livelli di spesa in conto capitale per la gestione della domanda sono coerenti con le informazioni sui costi di capitale della gestione della domanda ridotta, raccolte mediante la valutazione indipendente della seconda asta transitoria. Il Regno Unito ritiene che il costo medio di 0,15 GBP/kW sia trascurabile rispetto alla soglia minima di spesa in conto capitale di 270 GBP/kW per i contratti a quindici anni. Per quanto riguarda l’argomentazione secondo cui gli aggregatori devono sostenere significativi costi per il personale amministrativo e di ricerca della clientela, il Regno Unito osserva che essa è pertinente solo per l’attività di aggregazione, non per la gestione della domanda in sé, e che argomentazioni analoghe potrebbero valere anche in relazione ad altri tipi di capacità. Inoltre, il Regno Unito indica che anche i nuovi gestori della domanda con produzione «behind-the-meter» potrebbero partecipare al mercato della capacità in quanto produttori, presentando offerte per i contratti a quindici anni.

Il Regno Unito osserva che il principio di non discriminazione non impone che tutte le imprese siano trattate esattamente allo stesso modo in tutti i casi. Le differenze di trattamento possono essere obiettivamente giustificate e, di fatto, possono essere necessarie per evitare discriminazioni. I gestori della domanda e i nuovi produttori non sono nella stessa posizione, ad esempio per quanto riguarda il loro livello di spesa in conto capitale. Pertanto, non devono necessariamente essere trattati nello stesso modo in termini di durata contrattuale. Gli esiti d’asta non forniscono per ora alcuna prova che l’accesso differenziato ai contratti a più lungo termine comporti in pratica la distorsione di tali esiti. Le prestazioni della gestione della domanda sono paragonabili (e regolarmente superiori) a quelli della produzione di nuova costruzione: ad esempio nella più recente asta T-4 le capacità di gestione della domanda non confermate hanno ottenuto un tasso di successo e volumi più elevati della produzione di nuova costruzione.

Infine, il Regno Unito indica che le norme del mercato della capacità sono state modificate nel giugno 2019, permettendo ai gestori della domanda di riallocare le componenti della loro CMU durante il periodo contrattuale. Il Regno Unito sostiene che l’assenza di un’adeguata regolamentazione che consenta ai gestori della domanda di avere accesso a contratti a più lungo termine potrebbe, in tal caso, creare un espediente nel sistema. I gestori della domanda potrebbero aggregare componenti costose per raggiungere artificialmente le soglie di spesa in conto capitale per poi sostituirle con componenti più economiche durante il periodo contrattuale.

Per quanto riguarda l’esclusione degli interconnettori dai contratti a più lungo termine, il Regno Unito osserva che, sebbene nel mercato della capacità non vi siano contratti pluriennali per gli interconnettori, sono previsti diversi progetti di interconnessione, il che suggerisce che per incentivare tali investimenti non siano necessari contratti più lunghi.

Il Regno Unito ritiene che il principio di utilizzo delle soglie di spesa in conto capitale per determinare la durata del contratto rimane adeguato e potrebbe essere ampliato. Pertanto, il 12 settembre 2019 il Regno Unito si è impegnato:

1. a) a consentire a tutti i tipi di capacità (ad eccezione degli interconnettori), in grado di dimostrare il rispetto delle soglie di spesa in conto capitale descritte al considerando 75, di partecipare al processo di preselezione per presentare offerte per i vari tipi di contratto disponibili e

2. b) a mantenere dette soglie sotto controllo per garantire che rimangano adeguate.

L’approccio scelto per riservare capacità per l’asta T-1 mira a trovare un equilibrio tra la minimizzazione dei rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento (che favorirebbe un volume d’asta T-4 maggiore) e i rischi di sovrapprovvigionamento (che favorirebbe un volume d’asta T-1 maggiore). Inoltre, le aste T-1 sono considerate una soluzione preferibile per la capacità di gestione del mercato in quanto tale capacità ha generalmente tempi di realizzazione più brevi.

L’impegno riguardo al volume d’asta di cui alla decisione del 2014 è stato finora rispettato, mettendo all’asta T-1 volumi effettivi superiori alla capacità riservata quattro anni prima.

Il Regno Unito ha inoltre indicato che riservare quattro anni prima delle aste T-1 una percentuale fissa della capacità totale per l’anno di fornitura ridurrebbe la capacità disponibile per i nuovi impianti da mettere all’asta T-4 e sarebbe pertanto discriminatorio. Questa pratica aumenterebbe inoltre il volume dell’asta T-1 a un livello che potrebbe non essere necessariamente rispettato, rendendo le aste T-1 non competitive, in particolare se coincidenti con la chiusura di altre centrali.

La facoltà del segretario di Stato di rinviare o annullare un’asta (cfr. considerando 65 e 138) è necessaria per garantire un controllo efficace del mercato della capacità e della procedura d’asta nonché per consentire al governo di intervenire in circostanze impreviste (ad esempio, annullamento delle aste a seguito della sentenza del Tribunale). Inoltre, il Regno Unito osserva che queste disposizioni riguardano allo stesso modo sia le aste T-4 e T-1 sia tutti i partecipanti preselezionati. Non si può quindi affermare che un particolare tipo di fornitore di capacità sia svantaggiato.

Per continuare a dare visibilità ai fornitori di capacità, il 12 settembre 2019 il Regno Unito si è impegnato:

1. a) a continuare a mettere all’asta T-1 almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima nell’ambito del processo di definizione del parametro per l’asta T-4 per lo stesso anno di fornitura e

2. b) a continuare a utilizzare il metodo di riserva, basato sull’intervallo di confidenza del 95 % descritto al considerando 62, per determinare la quantità di capacità minima che sarà riservata per l’asta T-1.

Secondo il Regno Unito: i) un’asta T-2 adatta a una produzione ridotta e decentrata sarebbe discriminatoria nei confronti di centrali con tempi di costruzione più lunghi. Inoltre, la necessità di un’asta T-2 non è chiara, in quanto, ad oggi, quella della produzione integrata di piccola scala, con tempi di costruzione più brevi, è una delle categorie di nuova produzione con maggior successo nelle aste T-4; ii) le aste settimanali non trasmetterebbero quei segnali di investimento a lungo termine che costituiscono uno degli obiettivi del mercato della capacità e non è chiaro quali benefici potrebbero apportare in termini di sicurezza dell’approvvigionamento o in che modo si differenzierebbero dai dispositivi esistenti in materia di negoziazione secondaria.

Il Regno Unito osserva che lo scopo della soglia minima di 2 MW è di mantenere gestibile l’amministrazione dei processi del mercato della capacità. La possibilità di aggregazione garantisce che la capacità di minore entità non sia esclusa o svantaggiata nel mercato. La seconda asta transitoria non ha suscitato un interesse significativo da parte delle unità di entità inferiore a 2 MW (cfr. considerando 68). Il Regno Unito indica che per le aste recenti non vi è stato alcun raggruppamento di unità a livello di 2 MW, come invece ci si potrebbe aspettare se ci fosse una richiesta o una preferenza per unità di minore entità. Inoltre, il Regno Unito rammenta, come già nella sua notifica del 2014, che la soglia di 2 MW è bassa, in particolare perché nel 2014 i servizi di bilanciamento di National Grid avevano soglie di partecipazione più elevate (la riserva operativa a breve termine e la risposta alla frequenza erano fissate a 3 MW) e perché tale soglia era molto inferiore a quella utilizzata in molti altri meccanismi di regolazione della capacità europei in cui soglie di 10-50 MW non erano rare (in riferimento alla relazione finale sull’indagine settoriale sui meccanismi di regolazione della capacità⁵³).

Il Regno Unito concorda con le osservazioni delle parti interessate di cui ai considerando 143, 144 e 145.

Il Regno Unito indica che la partecipazione come parte di una CMU aggregata, nella maggior parte dei casi, dovrebbe permettere di escludere i rischi di mancata fornitura. L’aggregatore può concepire le proprie unità in modo che l’interruzione del funzionamento di una componente possa essere compensata da un’altra appartenente alla stessa o a un’altra CMU all’interno del portafoglio, riducendo così il rischio di incorrere in penalità o in oneri di risoluzione del contratto.

Il Regno Unito afferma inoltre che è opportuno mantenere il livello della garanzia d’offerta a metà di quello della produzione di nuova costruzione, al fine di garantire che il requisito non crei un’indebita barriera all’ingresso di nuovi gestori della domanda. Per quanto riguarda l’esposizione dei gestori della domanda a una garanzia dell’offerta piena anche se la maggior parte delle componenti è confermata, la modifica della norma di riallocazione delle componenti (cfr. considerando 180) ha creato un meccanismo di flessibilità che risolve pienamente la questione.

Il Regno Unito riconosce che alcune CMU di entità inferiori a 2 MW potrebbero chiedere di partecipare all’asta senza aggregarsi, ma ritiene che la soglia minima di 2 MW non rappresenti un ostacolo tecnico alla partecipazione dei gestori della domanda. Tuttavia, il Regno Unito riconosce che dal 2014 si è registrata una tendenza verso soglie di ingresso più basse nei mercati dell’energia elettrica, per esempio 1 MW per TERRE⁵⁴.

Per tener conto degli sviluppi del mercato descritti al considerando 193, il 12 settembre 2019 il Regno Unito si è impegnato:

1. a) a ridurre a 1 MW la soglia minima di partecipazione al mercato della capacità, come descritto ai considerando 30 e 31, per tutte le aste la cui preselezione inizia a partire da gennaio 2020 e

2. b) a rivalutare tale soglia entro ottobre 2021 per esaminare le possibilità di un’ulteriore riduzione.

Il Regno Unito indica che, nel 2014, secondo le previsioni, per l’energia eolica e solare, i cui costi di capitale erano elevati, sarebbe stato necessario un sostegno sostanziale ed esplicito alle basse emissioni di carbonio, come i contratti per differenza o il regime «Renewable Obligation». Simili sovvenzioni avrebbero di fatto escluso tali forme di energia dal mercato delle capacità, pertanto non è stato ritenuto necessario concepire e attuare norme a favore della loro partecipazione.

Il Regno Unito riconosce che i costi di capitale per alcune energie rinnovabili sono nettamente diminuiti negli ultimi anni. Non appena è risultato evidente l’interesse per la costruzione di impianti eolici e solari «senza sovvenzioni» e per la loro inclusione nel mercato della capacità, sono state esaminate e attuate il più rapidamente possibile le modifiche necessarie, comprese la definizione di un nuovo metodo di derating e la garanzia di non duplicare gli aiuti di Stato. Le modifiche delle norme relative al mercato della capacità necessarie per aggiungere tali tecnologie intermittenti sono state adottate dal Parlamento britannico il 4 giugno 2019. Il Regno Unito conferma che le energie rinnovabili (eolica e solare) potranno partecipare alle aste T-1, T-3 e T-4 previste per il gennaio 2020 (previa decisione finale positiva in materia di aiuti di Stato). Di conseguenza, il parco eolico di cui al considerando 146, che non ha potuto partecipare alla preselezione per l’asta T-4 annullata nel 2018, potrebbe ancora partecipare alla prossima asta T-3, ossia per lo stesso anno di fornitura (2022/23).

Per rispondere a situazioni simili a quella descritta al considerando 146, il 12 settembre 2019 il Regno Unito si è impegnato a elaborare tutte le norme necessarie (ad esempio, e non solo, per quanto riguarda i fattori di derating) per garantire l’effettiva partecipazione di qualsiasi nuovo tipo di capacità che possa efficacemente contribuire alla soluzione del problema dell’adeguatezza della capacità di produzione, non appena tale capacità abbia il potenziale per contribuirvi.

Il Regno Unito non condivide l’osservazione di cui al considerando 147 e sottolinea che l’energia eolica contribuisce alla sicurezza dell’approvvigionamento: fatto dimostrabile prendendo l’esempio delle condizioni meteorologiche estreme del marzo 2018 (la cosiddetta «Bestia da est»), quando l’energia eolica è stata considerata un fattore chiave per evitare un evento di stress. Dopo un’analisi approfondita, è stato pertanto messo a punto un metodo di derating adeguato per includere tali impianti nel mercato della capacità.

Il Regno Unito indica che nonostante sia sempre stata chiara la sua posizione sulla partecipazione diretta di capacità estera alla misura come migliore soluzione al problema della sicurezza dell’approvvigionamento, non è stato possibile attuarla immediatamente per le ragioni descritte al considerando 35 (e al considerando 28 della decisione di avviare un procedimento).

Tenendo conto del fatto che, dal 2014, altri Stati membri hanno attuato meccanismi di regolazione della capacità a livello di mercato con la prospettiva di consentire la partecipazione diretta di capacità estere e tenendo conto dell’entrata in vigore, il 4 luglio 2019, del regolamento (UE) 2019/943, il 12 settembre 2019 il Regno Unito si è impegnato:

1. a) ad adoperarsi affinché la capacità estera possa partecipare direttamente alle aste la cui preselezione inizia a partire da gennaio 2020, a condizione che siano stati conclusi contratti di cooperazione con i gestori dei sistemi di trasmissione dei paesi limitrofi in cui sono ubicate le capacità partecipanti; e in ogni caso:

2. b) ad aprire la partecipazione diretta della capacità estera a tutte le aste la cui preselezione inizia dopo che i metodi, le regole comuni e i termini, di cui all’articolo 26, paragrafo 11, del regolamento (UE) 2019/943 sul mercato interno dell’energia elettrica, sono stati approvati dall’ACER e pubblicati sul suo sito web in conformità dell’articolo 27 del suddetto regolamento e sono divenuti applicabili.

Il Regno Unito non ritiene che il regime «cap and floor» (soglia massima e minima) offra un vantaggio sleale agli interconnettori partecipanti alle aste del mercato della capacità. Gli eventuali proventi del mercato della capacità sono presi in considerazione prima di valutare le entrate degli interconnettori rispetto al regime «cap and floor». Un interconnettore ottiene un corrispettivo minimo solo se le sue entrate totali (comprese quelle del mercato della capacità) sono al di sotto del minimo predefinito. Analogamente, se le entrate totali sono superiori alla soglia massima, l’interconnettore restituisce la somma in eccesso al consumatore. Gli interconnettori quindi restano esposti ai prezzi di mercato e alle fluttuazioni delle entrate entro i limiti del regime «cap and floor».

Infine, il Regno Unito ha affermato di aver chiaramente reso noto a tutte le parti interessate, fin dal settembre 2014, che gli interconnettori avrebbero potuto partecipare alle aste per l’anno di fornitura 2019/20: quindi non all’asta T-1 organizzata all’inizio del 2018 per l’anno di fornitura 2018/19. Nell’ambito del processo di valutazione degli aiuti di Stato del 2014, il Regno Unito si era impegnato come segue: se la valutazione ex post avesse dimostrato che il contributo degli interconnettori all’asta T-4 prevista per il 2014 era stato sottostimato, il Regno Unito avrebbe ridotto proporzionalmente la capacità dell’asta T-1 del 2017 (cfr. considerando 124 della decisione del 2014). Il Regno Unito ha sostenuto che, per rispettare tale impegno, aveva dovuto ridurre la quantità di capacità messa all’asta T-1 per l’anno di fornitura 2018/19 e che ciò era incompatibile con un aumento della capacità da ottenere, necessario per consentire la partecipazione degli interconnettori all’asta T-1. Per quanto riguarda il metodo di derating utilizzato per gli interconnettori, il Regno Unito ha indicato che esistono differenze a seconda del tipo di tecnologia per garantire condizioni di parità. In particolare, i fattori di derating sono stabiliti per ogni singolo interconnettore perché vi sono differenze significative tra interconnettori e mercati collegati. Inoltre, ogni anno l’NG ESO stabilisce una serie adeguata di fattori di derating per ogni paese interconnesso (utilizzando una metodologia di modellizzazione stocastica paneuropea). Questo metodo globale viene poi convalidato dal PTE, che conferma la correttezza dell’analisi dell’NG ESO e propone il derating adeguato per ogni fascia. Il segretario di Stato adotta quindi i valori finali. Il Regno Unito ha inoltre sottolineato che aggiudicare contratti a più lungo termine agli interconnettori non sarebbe coerente con la sua posizione secondo la quale il modello di interconnessione è una soluzione a breve termine (cfr. considerando 199) adottabile fino all’introduzione di una partecipazione estera diretta.

Le osservazioni relative alla durata contrattuale sono riassunte ai considerando da 177 a 180.

Per il Regno Unito l’approccio adottato nel 2014 per quanto riguarda i fornitori di STOR a lungo termine (STOR LT) si basava sui migliori dati disponibili all’epoca. Si supponeva che permettendo agli operatori STOR di partecipare al mercato della capacità essi avrebbero realizzato profitti accidentali contravvenendo ai punti (228) e (230) della disciplina. All’epoca, infatti, si presumeva ragionevolmente che negli anni successivi gli operatori STOR avrebbero ottenuto congrui corrispettivi per l’utilizzo, oltre a quelli fissi per la disponibilità.

Il Regno Unito non si aspettava che i corrispettivi per l’utilizzo cessassero del tutto. È ora verosimile che solo in caso di un evento di stress i fornitori di STOR LT potranno ottenere un corrispettivo per l’utilizzo, poiché in tal caso National Grid provvederà al dispacciamento di tutte le risorse a sua disposizione.

Il Regno Unito ha sostenuto che l’esclusione degli impianti STOR LT dalle aste per contratti a lungo termine era coerente con la logica secondo la quale i contratti a lungo termine erano offerti solo a quelle centrali che altrimenti avrebbero incontrato una barriera all’ingresso sul mercato. Inoltre, gli impianti in funzione al momento della prima asta nel 2014 non potevano più essere considerati «nuovi».

Il Regno Unito ha sottolineato che gli operatori aggiudicatari di un’asta potevano decidere di recedere dai contratti STOR, essendo la risoluzione esente da penalità.

Il Regno Unito ha spiegato che il «meccanismo di recupero» raccomandato, oltre a non essere stato proposto dalla parte interessata nel 2014, non è stato ritenuto necessario perché i proventi degli operatori STOR LT erano considerati equivalenti ai regimi di sovvenzione alle basse emissioni di carbonio (CfD, RO, FiT), anch’essi esclusi dalla partecipazione al mercato della capacità.

Il Regno Unito ha osservato che la proposta di rimedio avanzata dalla parte interessata, consistente nell’aggiudicare il contratto alla centrale in via retroattiva a partire dal 2014, non è ragionevole. In questo modo all’operatore sarebbe elargito un compenso privo di rischi a spese dei consumatori per un periodo durante il quale il mercato della capacità non gli ha imposto di eseguire alcuna fornitura.

In considerazione di un possibile mutamento delle condizioni del mercato rispetto al 2014, il Regno Unito valuterà l’opportunità di consentire l’ammissibilità della parte interessata a future aste.

Il Regno Unito ha sottolineato che, per quanto riguarda la valutazione della proporzionalità di una misura, la disciplina (punto 3.9.5) non prevede che il finanziamento di una misura di adeguatezza della capacità di produzione sia un criterio pertinente. Tuttavia, il Regno Unito ritiene che la metodologia di tariffazione sia proporzionata.

Il Regno Unito ha indicato che, a prescindere da quanto il mercato della capacità incentivi la gestione della domanda con la possibilità di evitare i costi, ciò non può tradursi in una riduzione del volume complessivo del mercato della capacità. Il motivo sta nel fatto che la stessa capacità di gestione della domanda è ammissibile alle aste e alla fornitura del volume richiesto. Riducendo il volume complessivo del mercato della capacità si rischierebbe di contare due volte la capacità fornita dalla gestione della domanda: una prima volta come prevista riduzione della domanda basata sul mercato e una seconda volta come fornitore della gestione della domanda nel mercato della capacità, se vincitore d’asta.

Inoltre, vi sono già forti incentivi per ridurre la domanda durante le tre mezz’ore di picco della triade (il valore del beneficio derivante dai regimi di tariffazione per l’uso della rete di trasmissione del sistema è passato da circa 10 GBP/kW nel 2005/06 a circa 47 GBP/kW nel 2016/17 e secondo le previsioni avrebbe dovuto superare i 70 GBP/kW entro il 2020/21). Consentire che il mercato della capacità in quello stesso periodo evitasse i costi probabilmente non avrebbe stimolato un’ulteriore attività della gestione della domanda, ma avrebbe fornito un ritorno finanziario maggiore ai gestori della domanda che in quel momento stavano già agendo per ridurre la domanda.

Il Regno Unito ha osservato che gli eventi di stress del sistema non saranno necessariamente correlati ai tre periodi di mezz’ora detti triadi, ma potranno anche essere associati a periodi di scarsa produzione (ad esempio eolica) o durare più a lungo. Inoltre, prevedere l’approvvigionamento (e la relativa quota di mercato) necessario durante le triadi è difficile, in quanto queste ultime sono identificate ex post (cioè la determinazione dei tempi avviene solo dopo la fine del periodo di picco). Di conseguenza, potrebbero esserci notevoli discrepanze tra i costi previsti dai fornitori e i costi effettivi del mercato della capacità, il che potrebbe comportare un aumento dei costi per i consumatori, in quanto i fornitori cercherebbero di gestire l’incertezza trasferendo i costi con un premio di rischio. Inoltre, basando il metodo di recupero dei costi del mercato della capacità su un maggior numero di ore (cioè i picchi dalle ore 16 alle ore 19 nei giorni infrasettimanali invernali) per i clienti industriali di dimensioni maggiori sarebbe più difficile evitare completamente i costi del mercato della capacità e quindi sarebbero trattati in modo più simile ai consumatori domestici e alle piccole imprese.

Secondo il Regno Unito, l’argomentazione secondo cui l’attuale metodo incoraggia i gestori della domanda a produrre solo «behind-the-meter» si basa sull’ipotesi che il periodo dalle ore 16 alle ore 19 sia troppo ampio per consentire ai clienti di ridurre regolarmente la domanda durante quelle ore. Non è necessario, secondo il Regno Unito, ridurre la domanda durante l’intero periodo per poterne beneficiare. Ciò implicherebbe semplicemente che i gestori della domanda ridotta non ne otterrebbero tutti i benefici.

Il Regno Unito, se da un lato ritiene che la metodologia scelta per il recupero dei costi sia proporzionata in quanto mantiene un certo effetto di incentivazione sulla gestione della domanda ed evita o attenua gli effetti negativi associati alla metodologia della triade, dall’altro intende esaminare, nell’ambito del processo di riesame quinquennale, se alcune modifiche possano essere utili per tener conto dell’esperienza e degli sviluppi del mercato.

Il Regno Unito ha osservato che il regolamento (UE) 2019/943 impone agli Stati membri di eliminare gradualmente i contratti e i pagamenti relativi alla capacità di produzione (compresi i generatori utilizzati dai gestori della domanda «behind-the-meter») con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica. Una modifica in questo senso della «Capacity Market Rule» è entrata in vigore il 18 luglio 2019. La modifica ha introdotto un limite di emissioni di carbonio di quel livello per la capacità di nuova costruzione oggetto di preselezione in vista delle aste di capacità che si terranno all’inizio del 2020 (comprese le nuove componenti che parteciperanno come gestione della domanda non confermata).

Il 12 settembre 2019 il Regno Unito si è impegnato a rispettare le disposizioni del regolamento (UE) 2019/943 e in particolare ad adottare, entro la fine del 2020, modifiche normative per garantire che al massimo entro il1o luglio 2025 la capacità di produzione la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019 e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e superiori a 350 kg di CO2 di origine fossile in media all’anno per kWh installato non sia impegnata né riceva pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro del mercato della capacità.

Il Regno Unito riconosce che la sentenza del Tribunale gli impone di non concedere aiuti prima che la Commissione, terminate le formalità di indagine, adotti una decisione in merito alla concessione di aiuti di Stato nell’ambito del regime del mercato della capacità. La sentenza tuttavia non impone al Regno Unito di non attuare elementi del regime che non comportano la concessione di eventuali aiuti.

Secondo il Regno Unito, non vi è violazione del divieto di esecuzione nelle seguenti situazioni:

1. a) l’aggiudicazione di contratti condizionati di fornitura di capacità a seguito di un’asta integrativa T-1 tenutasi nel giugno 2019 [cfr. considerando 18, lettera a)], in quanto tali contratti non conferiscono alcun vantaggio economico ai fornitori finché la Commissione non abbia approvato la concessione di aiuti di Stato. I fornitori saranno tenuti a rispettare determinati obblighi senza alcuna garanzia di ottenere una rimunerazione o altri vantaggi economici, in quanto la rimunerazione è subordinata all’approvazione della Commissione;

2. b) imporre ai fornitori, durante il periodo di divieto di esecuzione, il rispetto degli obblighi derivanti da contratti di fornitura della capacità in essere. Anche in questo caso, i fornitori non hanno alcuna garanzia di ottenere alla fine una rimunerazione della capacità. Inoltre, ciò impone ai fornitori di capacità un onere, non un vantaggio;

3. c) durante il periodo di divieto di esecuzione, consentire ai fornitori di effettuare versamenti volontari all’organismo di regolamento del mercato della capacità e consentire a quest’ultimo di riceverli, per compensare i potenziali oneri a carico dei fornitori. I versamenti dei fornitori non finanzieranno gli aiuti finché la Commissione non abbia approvato la concessione di aiuti di Stato.

Il Regno Unito si è impegnato ad applicare le condizioni relative alla trasparenza di cui alla sezione 3.2.7 della disciplina per quanto riguarda gli aiuti concessi nel quadro del mercato della capacità.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione giunge alla conclusione preliminare che la misura costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del trattato. Né il Regno Unito né le parti interessate hanno messo in discussione tale punto di vista.

L’articolo 107, paragrafo 1, del trattato afferma che sono aiuti di Stato «gli aiuti concessi dagli Stati, ovvero mediante risorse statali, sotto qualsiasi forma».

Secondo l’articolo 107, paragrafo 1, del trattato sono incompatibili con il mercato interno gli aiuti di Stato che «nella misura in cui incidano sugli scambi tra Stati membri, […] favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza».

All’articolo 107, paragrafi 2 e 3, del trattato sono elencate le circostanze specifiche in cui gli aiuti sono o possono considerarsi compatibili con il mercato interno. La valutazione della Commissione sull’applicabilità di tali circostanze nel caso di specie è esposta nella sezione 6.

Affinché le misure siano considerate aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del trattato a) devono essere imputabili allo Stato e b) le somme di denaro devono provenire da fondi statali, essendo concesse direttamente o indirettamente da un qualunque ente pubblico designato o istituito dallo Stato⁵⁵. Per le ragioni esposte ai considerando 227, 228 e 229 della presente decisione, la Commissione ritiene che la misura sia imputabile al Regno Unito e che la rimunerazione della capacità costituisca una risorsa statale in quanto è sotto il controllo dello Stato.

Il mercato della capacità è stato istituito nel Regno Unito dal segretario di Stato per l’energia e i cambiamenti climatici in virtù dei poteri conferitigli dall’Energy Act 2013. Il 1o agosto 2014 il Regno Unito ha adottato provvedimenti di diritto derivato, tra cui il regolamento sulla capacità elettrica (Electricity Capacity Regulation) e norme relative al mercato della capacità (Capacity Market Rules) che disciplinano l’attuazione del mercato della capacità. L’approvazione della quantità di capacità da mettere all’asta, le procedure di preselezione, il contenuto dei contratti di fornitura di capacità e gli obblighi dei detentori di capacità sono responsabilità dello Stato.

Il Regno Unito ha istituito un organismo di regolamento per garantire l’assunzione di responsabilità, la governance e il controllo del processo di riscossione e di erogazione dei pagamenti. L’organismo di regolamento è un ente statale e le autorità britanniche hanno dichiarato che il governo ne detiene il totale controllo (cfr. considerando 27).

Come descritto ai considerando 88 e 89, la misura è finanziata mediante una maggiorazione (prelievo) stabilita per legge e applicata a tutti i fornitori autorizzati. Il prelievo è obbligatorio ed è riscosso dall’organismo di regolamento il quale, in seguito, ordina i pagamenti da effettuare ai fornitori di capacità. Lo Stato ha la facoltà di disporre dei fondi tramite l’organismo di regolamento.

Ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, TFUE, un vantaggio è un beneficio economico che un’impresa non avrebbe ottenuto in condizioni normali di mercato, ossia in assenza di un intervento dello Stato⁵⁶.

La Commissione osserva che gli aggiudicatari delle aste ricevono, attraverso il mercato della capacità, una rimunerazione che non riceverebbero se continuassero a operare sul mercato dell’elettricità in condizioni economiche normali vendendo solo energia elettrica e servizi accessori (BETTA - descritti nella sezione 2.8). La misura conferisce quindi un vantaggio economico alle imprese che hanno partecipato alle aste con esito positivo. Questo vantaggio è selettivo in quanto favorisce solo alcune imprese, vale a dire gli aggiudicatari delle aste, che si trovano in una situazione di fatto e di diritto paragonabile a quella di altri fornitori di capacità che non hanno potuto, o non hanno voluto, partecipare alle aste o che hanno partecipato ma con esito negativo.

Inoltre, la misura finora ha conferito un vantaggio selettivo solo a determinate imprese in grado di contribuire alla soluzione del problema di adeguatezza individuato, in quanto le capacità inferiori a 2 MW (cfr. considerando 30 e 31) e le capacità estere sono escluse dalla partecipazione diretta al mercato della capacità (cfr. considerando 34), sebbene anch’esse possano contribuire a ridurre il problema di adeguatezza. In futuro, l’esistenza di una soglia minima di partecipazione alle aste, anche se ridotta nel modo descritto al considerando 193, continuerà ad impedire la partecipazione diretta (cioè senza aggregazione) di alcune capacità.Inoltre, il mercato della capacità continuerà ad escludere alcune imprese in grado di contribuire alla soluzione del problema di adeguatezza individuato, a meno che tutte le capacità estere situate in altri Stati membri, limitrofi o meno, non possano partecipare alle aste. Di conseguenza, anche da questa prospettiva più ristretta, la misura conferisce un vantaggio selettivo.

La misura rischia di falsare la concorrenza e di incidere sugli scambi nel mercato interno. La produzione e la vendita di energia elettrica sui mercati all’ingrosso e al dettaglio sono attività aperte alla concorrenza in tutta l’UE⁵⁷. Un vantaggio conferito tramite risorse statali a un’impresa del settore rischia di incidere sugli scambi all’interno dell’Unione e di falsare la concorrenza.

Alla luce della valutazione di cui alla presente sezione, la Commissione conclude che la misura costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del trattato. L’articolo 107, paragrafo 1, è subordinato all’applicazione di uno dei motivi specifici di compatibilità di cui all’articolo 107, paragrafi 2 e 3, del trattato. L’unico motivo che potrebbe essere rilevante nel caso di specie è quello di cui all’articolo 107, paragrafo 3, lettera c). Nella sezione 6 si valuta se nel caso di specie tale motivo sussista.

Sebbene il mercato della capacità sia stato notificato dalle autorità del Regno Unito prima di essere attuato, la decisione della Commissione del 2014 che autorizza il regime è stata annullata dal Tribunale. Alla luce della sentenza di annullamento della decisione della Commissione del 2014, l’attuazione dell’aiuto in questione fino alla sentenza del Tribunale deve essere considerata illegittima⁵⁸.

A seguito della sentenza del Tribunale del novembre 2018 e dell’annullamento della decisione del 2014, il Regno Unito ha adottato alcune misure, elencate al considerando 18. La presente sezione esamina se tali misure costituiscano un nuovo aiuto illegittimo.

In primo luogo, per quanto riguarda l’organizzazione di un’asta integrativa T-1 nel giugno 2019, non si è verificata alcuna violazione del divieto di esecuzione, in quanto i contratti aggiudicati a seguito di tale asta contenevano una clausola di condizionalità in base alla quale i diritti contrattuali erano conferiti solo in seguito a una decisione positiva sugli aiuti di Stato. La misura attuata dal Regno Unito dopo il novembre 2018 pertanto non costituisce un nuovo aiuto illecito.

In secondo luogo, per quanto riguarda il proseguimento dell’applicazione dei contratti di fornitura della capacità aggiudicati nelle aste tenutesi prima del novembre 2018 e i prelievi nell’ambito del mercato della capacità richiesti ai fornitori durante la sospensione dei pagamenti, il Regno Unito non viola il divieto di esecuzione. Tali misure non possono essere considerate un vantaggio economico in quanto per le imprese rappresentano un costo, non un vantaggio. Questa misura da sola pertanto non costituisce un nuovo aiuto illegittimo.

In terzo luogo, per quanto riguarda l’apertura delle procedure di preselezione avvenuta il 22 luglio 2019 per un’asta T-1, un’asta T-3 e un’asta T-4, che dovrebbero svolgersi nel primo trimestre del 2020, nessun contratto è stato ancora firmato. Di conseguenza, nemmeno questa misura costituisce un nuovo aiuto illegittimo.

L’articolo 107, paragrafo 3, lettere da a) a e), del trattato specifica alcuni tipi di aiuti che possono essere considerati compatibili con il mercato interno. Alla lettera c) sono menzionati gli aiuti destinati ad agevolare lo sviluppo di talune attività o di talune regioni economiche, sempre che non alterino le condizioni degli scambi in misura contraria al comune interesse.

La disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020⁵⁹ («la disciplina») stabilisce le condizioni alle quali gli aiuti per l’energia e l’ambiente possono essere considerati compatibili con il mercato interno a norma dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del trattato. La disciplina è applicabile dal 1o luglio 2014. La sua sezione 3.9 stabilisce le condizioni specifiche alle quali sono concessi gli aiuti per garantire l’adeguatezza della capacità di produzione.

Come indicato al precedente considerando 235, l’annullamento della decisione del 2014 comporta che l’attuazione dell’aiuto fino alla sentenza del Tribunale deve essere considerata illegittima. Conformemente alla comunicazione della Commissione relativa alla determinazione delle norme applicabili alla valutazione degli aiuti di Stato illegalmente concessi⁶⁰, la Commissione ha valutato la compatibilità della misura con il mercato interno sulla base delle condizioni stabilite nella sezione 3.9 della disciplina. In conformità del punto (248) della disciplina, gli aiuti illegalmente concessi nel settore dell’energia devono essere valutati in base alle norme in vigore alla data in cui l’aiuto è stato concesso, ossia il 16 dicembre 2014.

La procedura di adozione di una nuova decisione può riprendere dal punto preciso in cui l’illegittimità si è verificata⁶¹.

Le sezioni 3.9.1 e 3.9.2 della disciplina stabiliscono le condizioni specifiche da applicare per valutare in che misura l’aiuto contribuisca a un obiettivo di interesse comune ben definito e in che misura sia necessario l’intervento statale.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione è giunta alla conclusione preliminare che il mercato della capacità contribuisce a un obiettivo di interesse comune ed è necessario.

Nel 2014 il Regno Unito ha messo in atto una metodologia per identificare l’eventuale inadeguatezza della capacità di produzione sulla base di un modello che utilizza l’«enduring reliability adequacy standard», un indicatore prescelto per misurare l’adeguatezza delle capacità di produzione. Nella sua notifica del 2014, il Regno Unito dimostrava che l’adeguatezza delle capacità di produzione avrebbe potuto raggiungere livelli critici quattro anni dopo, cioè a partire dal 2018/19. Tali risultati sono sostanzialmente coerenti con quelli pubblicati dall’ENTSO-E nella più recente relazione sull’adeguatezza del sistema disponibile all’epoca⁶². Nel 2014 l’ENTSO-E stimava che nello scenario A per la Gran Bretagna (che teneva conto solo di sviluppi di capacità di produzione considerati sicuri) la capacità rimanente dopo il 2016 avrebbe potuto essere insufficiente a coprire un margine di riferimento adeguato in assenza di importazioni tramite interconnessione.

Secondo le più recenti previsioni di adeguatezza a medio termine di ENTSO-E per il 2018 (MAF 2018)⁶³, il livello di LOLE (ore/anno) per il Regno Unito nel caso base è stimato a 1,29 ore nel 2020 e 1,30 nel 2025, ben al di sotto dell’obiettivo LOLE di tre ore fissato dal Regno Unito come descritto nel considerando 98. Il MAF 2018 indica che previsioni migliori possono essere attribuite anche ai meccanismi di regolazione della capacità esistenti. Il MAF 2018 è stato pubblicato il 3 ottobre 2018, ossia prima della sentenza del Tribunale che ha annullato la decisione del 2014. Il calcolo del MAF 2018 ha quindi tenuto conto degli effetti dell’esistenza del mercato della capacità nel Regno Unito. Infatti, nell’appendice 2 del MAF 2018, il Regno Unito indica che la Gran Bretagna ha istituito un mercato della capacità per garantire di avere una capacità disponibile sufficiente a soddisfare lo standard di affidabilità di tre ore/anno di perdita di carico attesa (Loss of Load Expectation — «LOLE»). I risultati del MAF sono coerenti con queste aspettative e quindi non si prevedono problemi di adeguatezza in Gran Bretagna.

L’individuazione della persistente necessità del mercato della capacità per il futuro deve basarsi su scenari controfattuali nei quali si supponga che nel Regno Unito non esiste un mercato della capacità. Come descritto ai considerando 102, 103 e 104, le analisi dimostrano che quando il si esclude dalla modellizzazione il mercato della capacità, per ogni anno incluso nella modellizzazione lo standard di affidabilità può non essere rispettato. In particolare, l’analisi di National Grid descritta al considerando 103 si fonda sul caso base che considera la riforma del mercato dell’energia elettrica, utilizzato per gli scenari energetici futuri elaborati da National Grid. Gli scenari energetici futuri sono anche la base delle ipotesi utilizzate nel MAF 2018 per il Regno Unito. Pertanto, conformemente al punto (221) della disciplina, l’analisi di National Grid è coerente con l’analisi dell’ENTSO-E.

Il mercato della capacità può avere come risultato di sostenere la produzione basata su combustibili fossili. Tuttavia, come descritto nella sezione 2.8.4, il Regno Unito ha già attuato, sta attuando o sta prendendo in considerazione misure supplementari per porre rimedio ai fallimenti del mercato individuati, in particolare il fatto che l’affidabilità è un bene pubblico e il cosiddetto problema del «missing money». Queste misure supplementari mirano a perfezionare la partecipazione della gestione della domanda, a riformare i «cash-out arrangements» e a promuovere maggiori livelli di interconnessione. La Commissione ritiene che queste misure supplementari dovrebbero condurre a una riduzione delle capacità richieste nell’ambito del mercato della capacità. Inoltre, la Commissione osserva che il Regno Unito propone misure ad hoc per sostenere la produzione a basse emissioni di carbone (ad esempio i contratti per differenza) e ha adottato rigorosi livelli di prestazione in materia di emissioni per evitare di attivare una produzione ad alta intensità di carbonio. Il Regno Unito riferisce che dal 2014 ciò ha portato a una forte riduzione del numero di nuovi generatori diesel aggiudicatari di contratti di capacità⁶⁴. Inoltre, la Commissione osserva che la valutazione dell’adeguatezza della capacità di produzione (condotta su base annua) tiene conto del volume di produzione, mentre il contributo degli interconnettori è aperto a tutti i tipi di fornitori di capacità, compresi gli operatori di gestione della domanda. Di conseguenza, la Commissione ritiene che il Regno Unito abbia esaminato a sufficienza i mezzi per attenuare gli effetti negativi che la misura potrebbe avere sull’obiettivo di eliminare gradualmente le sovvenzioni dannose per l’ambiente, come indicato al punto (220) della disciplina.

La misura mira a ottenere la capacità necessaria a soddisfare lo standard di affidabilità. La misura ha pertanto un obiettivo ben definito. I fornitori di capacità si impegnano a fornire energia elettrica nei momenti di stress del sistema a fronte di una rimunerazione della capacità. La metodologia per stabilire la quantità di capacità da mettere all’asta si basa su una valutazione annuale della sicurezza dell’approvvigionamento eseguita dal gestore del sistema.

La natura e le cause del problema dell’adeguatezza della capacità di produzione sono state analizzate e quantificate, come descritto nelle precedenti sezioni 2.8.2 e 2.8.3. È stata descritta l’unità di misura per la quantificazione (ossia lo standard di affidabilità) ed è stato fornito il suo metodo di calcolo (cfr. considerando 46 e 47). La Commissione conclude pertanto che il punto (222) della disciplina è rispettato.

Come spiegato al considerando 128, alcune parti interessate hanno sollevato dubbi riguardo alla necessità del mercato della capacità.

Per quanto riguarda la presunta situazione di eccesso di offerta sul mercato britannico dell’energia elettrica, sollevata da alcune parti interessate, la Commissione ha analizzato le argomentazioni presentate sia da tali parti interessate [cfr. considerando 128, lettera a)] sia dal Regno Unito (cfr. considerando 166). La Commissione ritiene che le critiche sollevate dalle parti interessate non mettano in questione la necessità del mercato della capacità: in particolare, come ogni altro meccanismo di regolazione della capacità, anche questo subisce l’influenza di forti incertezze che richiedono un equilibrio tra il rischio di un eccesso di approvvigionamento da un lato e l’inadeguatezza del sistema dall’altro. I margini di capacità dell’inverno 2018/19, migliori del previsto, riflettono questa incertezza⁶⁵. Inoltre, come spiegato da Ofgem nella sua relazione finale citata al considerando 21, i margini calcolati prima dell’attuazione del mercato della capacità a partire dal 2017 includevano la Contingency Balancing Reserve («CBR») e, senza queste misure, i margini di capacità sarebbero stati molto più bassi⁶⁶. Nella sua relazione, Ofgem ha inoltre spiegato come le previsioni della perdita di carico attesa per i cinque anni di fornitura precedenti confermassero ulteriormente la sua opinione sulla forte necessità di mantenere il mercato della capacità. Inoltre, i bassi prezzi di aggiudicazione possono essere considerati una prova dell’elevato livello di concorrenza nelle aste del mercato della capacità e non necessariamente un segno di sovraccapacità. Infine, come spiegato al considerando 34, gli interconnettori hanno potuto partecipare alle aste a partire dalla seconda asta, tenutasi nel 2015, per cui il loro contributo alla sicurezza dell’approvvigionamento è stato calcolato.

Per quanto riguarda l’opinione di alcune parti interessate secondo cui l’adeguatezza della capacità di produzione sarebbe meglio garantita da un mercato esclusivamente energetico, la Commissione prende atto delle argomentazioni di alcune parti interessate [cfr. considerando 128, lettera b)] e del Regno Unito [cfr. considerando 167]. La Commissione non ha motivi per modificare le conclusioni di cui alla tabella 8 della decisione di avviare un procedimento e le mantiene: ammette che, fintantoché non sono disponibili alla maggioranza degli utenti la rilevazione individuale in tempo reale e i contratti a prezzi dinamici, l’affidabilità presenta molte delle caratteristiche di un bene pubblico. In un prossimo futuro l’approvvigionamento elettrico sicuro conserverà il carattere di bene pubblico in quanto è improbabile che i consumatori gestiscano sistematicamente i loro consumi in risposta ai segnali di scarsità provenienti dai mercati.

Analogamente, per quanto riguarda la questione relativa al fallimento del mercato detto «missing money», la Commissione prende atto degli argomenti presentati da alcune parti interessate [cfr. considerando 128, lettera c)] e dal Regno Unito (cfr. considerando 168). La Commissione non ha motivi per modificare le conclusioni di cui alla tabella 8 della decisione di avviare un procedimento del procedimento e le mantiene. In particolare, la Commissione ribadisce che la realizzazione di un mercato della capacità non può avvenire a scapito del buon funzionamento dei mercati a breve termine. Le riforme di cui alla precedente sezione 2.8.4 contribuiscono a migliorare il funzionamento dei mercati dell’energia elettrica della Gran Bretagna, ma non eliminano il problema del «missing money».

Sulla base della valutazione di cui ai considerando 254 e 255, la Commissione conclude che il Regno Unito ha chiaramente dimostrato, conformemente al punto (223) della disciplina, i motivi per cui non ci si può attendere che il mercato fornisca la capacità adeguata in assenza del mercato della capacità.

Per quanto riguarda la stima delle potenzialità della gestione della domanda, la Commissione sottolinea che, secondo il punto (224), lettera b), della disciplina, la Commissione è tenuta a prendere in considerazione, tra l’altro e se del caso, solo gli elementi forniti e relativi alla valutazione dell’impatto della partecipazione della gestione della domanda. La Commissione prende atto delle stime molto diverse fornite dalle parti interessate [cfr. considerando 128, lettera d)] e dal Regno Unito (cfr. considerando 169) in risposta alla decisione di avviare un procedimento. La Commissione osserva inoltre che, come indicato nella tabella 1, la capacità della gestione della domanda che partecipa alle aste è in crescita ed ha raggiunto i 2,6 GW all’asta T-4 organizzata nel 2018.

Tra le varie misure adottate dal Regno Unito per promuovere la gestione della domanda conformemente al punto (224), lettera b), della disciplina, alcune parti interessate hanno criticato solo le aste transitorie in quanto insufficienti a promuovere la partecipazione della gestione della domanda [cfr. considerando 128, lettera d)]. La Commissione prende atto delle argomentazioni del Regno Unito di cui al considerando 170 e delle osservazioni di altre parti interessate di cui al considerando 126. In particolare, la Commissione ritiene che le aste transitorie siano state concepite per promuovere la gestione della domanda escludendo quasi tutti gli altri tipi di capacità. È significativo il fatto che queste aste si sono concluse a prezzi più elevati rispetto alle normali aste del mercato della capacità.

La Commissione pertanto conclude che, in conformità delle sezioni 3.9.1 e 3.9.2 della disciplina, il mercato della capacità contribuisce a un obiettivo ben definito di interesse comune ed è necessario.

La sezione 3.9.3 della disciplina specifica le condizioni per valutare se una misura è uno strumento adeguato per conseguire l’obiettivo di interesse comune.

Come indicato ai considerando 129 e 171, alcune parti interessate ritengono che una riserva strategica sarebbe preferibile ai meccanismi di regolazione della capacità relativi all’intero mercato per affrontare il problema dell’adeguatezza della capacità di produzione nel Regno Unito. Il Regno Unito invece ha obiettato che una riserva strategica non risponderebbe ai fallimenti del mercato soggiacenti (cfr. considerando 171 e 172).

Come spiegato nella relazione finale sull’indagine settoriale sui meccanismi di regolazione della capacità⁶⁷, non sono necessari interventi a lungo termine se, in base alle valutazioni di adeguatezza e al parere dei responsabili politici, nel lungo termine il mercato può essere modificato, applicando le opportune riforme per garantire sufficienti incentivi agli investimenti e a condizione che vi siano capacità disponibili sufficienti per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento fino a quel momento. Tuttavia, potrebbe essere necessario garantire che la capacità disponibile non venga a mancare prematuramente. In tali circostanze, la riserva strategica dovrebbe essere la risposta più appropriata, in quanto può contribuire a controbilanciare la quantità di capacità esistente che abbandona il mercato. Se vengono individuati problemi di adeguatezza a lungo termine, il meccanismo di regolazione della capacità più appropriato per affrontare il problema è probabilmente un meccanismo relativo all’intero mercato basato sul volume.

Una riserva strategica non risolverebbe il problema degli investimenti per le nuove centrali. I meccanismi di regolazione della capacità relativi all’intero mercato, invece, incoraggiano più efficacemente gli investimenti per affrontare i problemi di adeguatezza a lungo termine.

La misura è stata concepita per sostenere e integrare gli sviluppi del mercato ed essere coerente con il mercato interno dell’energia e le politiche energetiche dell’Unione: in particolare lo sviluppo di una gestione attiva della domanda, maggiore concorrenza e maggiori investimenti nelle capacità di interconnessione.

La Commissione conclude pertanto che la scelta dello strumento è appropriata per rispondere al fallimento del mercato soggiacente che ostacola gli investimenti a lungo termine.

Nella decisione di avviare un procedimento la Commissione è giunta alla conclusione preliminare che la misura rimunerava il solo servizio di disponibilità. Tuttavia, come spiegato ai considerando da 130, 131 e 132 della presente decisione, alcune parti interessate hanno sollevato dubbi al riguardo.

Per quanto riguarda la preoccupazione espressa dalle parti interessate in merito agli accordi di notifica degli eventi di stress (cfr. considerando 130), la Commissione ritiene che l’attuazione di un meccanismo di dispacciamento potrebbe interferire con i segnali del mercato e potrebbe pertanto essere considerata incompatibile con il punto (225) della disciplina.

Per quanto riguarda il proposto rafforzamento del regime sanzionatorio (cfr. considerando 131 e 174) e la preoccupazione espressa dalle parti interessate in merito al modello «energia fornita» del mercato della capacità (cfr. considerando 132 e 175), occorre precisare che i beneficiari ricevono un compenso per le unità di capacità che mettono a disposizione (GBP/MW) e non per l’energia fornita (GBP/MWh), in conformità del punto (225) della disciplina. Ciò detto, la Commissione osserva che il mercato della capacità segue un modello «energia fornita» (cfr. sezione 2.6), in base al quale i fornitori di capacità possono incorrere in penalità se non forniscono fisicamente energia durante gli eventi di stress del sistema, indipendentemente dai segnali forniti dal mercato all’ingrosso. La Commissione ritiene che sia compito precipuo del market coupling (sia giornaliero che infragiornaliero) e dei mercati di bilanciamento garantire l’uso efficiente delle risorse disponibili per il sistema, anche attraverso gli interconnettori. Un modello «energia fornita» può essere pregiudizievole in quanto i fornitori di capacità possono essere indotti ad eseguire il dispacciamento anche quando non è redditizio sulla base dei soli prezzi di mercato, al fine di evitare sanzioni. Tuttavia, è altamente improbabile che, nella pratica, nel mercato della capacità si verifichino distorsioni del dispacciamento, dato che gli eventi di stress sono definiti in riferimento ad azioni che di solito sarebbero adottate come ultima risorsa dal gestore del sistema, una volta che il mercato non è riuscito a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento.

Di conseguenza, la Commissione conclude che il mercato della capacità rimunera unicamente il servizio di disponibilità in conformità della sezione 3.9.3 della disciplina.

Sebbene la Commissione non abbia affrontato esplicitamente la questione nella decisione di avviare un procedimento, alcune parti interessate hanno sostenuto che, per evitare discriminazioni nei confronti dei gestori della domanda, il mercato della capacità dovrebbe offrire contratti che prevedano la fornitura a tempo (cfr. considerando 133).

Sulla base degli elementi di prova forniti dal Regno Unito e riassunti al considerando 176, la Commissione ritiene che l’assenza di contratti di fornitura a tempo non sia discriminatoria. In particolare, il fatto che solo una delle 89 CMU partecipanti all’asta transitoria abbia optato per il contratto di fornitura a tempo dimostra che il sistema attualmente in uso non rappresenta un ostacolo alla partecipazione dei gestori della domanda.

La sentenza del Tribunale ha stabilito che viste le diverse durate contrattuali offerte alla capacità diversa da quella di produzione, in particolare ai gestori della domanda, da un lato, e ai produttori, dall’altro, la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi circa la compatibilità della misura con il mercato interno. La Commissione ha pertanto esaminato se l’assenza di contratti di capacità a più lungo termine per i gestori della domanda riduca le loro possibilità di partecipazione al mercato della capacità.

Il punto (226) della disciplina richiede di trovare un equilibrio tra due obiettivi concorrenti: da un lato, l’apertura del meccanismo a tutti i tipi di capacità e, dall’altro, la necessità di fornire incentivi adeguati sia alle capacità esistenti che a quelle nuove.

Come indicato nella decisione di avviare un procedimento, da un lato la Commissione è del parere che i contratti di capacità di durata superiore ad un anno possano essere giustificati in caso di spese in conto capitale elevate e di difficoltà di finanziamento, promuovendo così nuovi ingressi competitivi nel mercato. Come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 177), ciò vale in particolare per la produzione di nuova costruzione. A parte le proposte generali a favore di contratti di durata inferiore [cfr. punti i), ii) e iii) del considerando 136], la Commissione non ha ricevuto osservazioni che contestassero la pertinenza dei contratti a più lungo termine (fino a 15 anni) come incentivo alla nuova capacità, conformemente al punto (226) della disciplina. La Commissione ritiene in particolare che ricorrere alle soglie di spesa in conto capitale per determinare l’ammissibilità a contratti a più lungo termine sia appropriato, in quanto esse forniscono una buona indicazione della difficoltà di ottenere un finanziamento: più elevato è l’investimento, più difficile è assicurarsi il finanziamento. Dall’altro lato, la Commissione ritiene che l’esclusione della capacità diversa da quella di produzione dall’accesso a contratti di più lunga durata non sia stata discriminatoria in quanto le centrali e la gestione della domanda esistenti non necessitano di contratti a più lungo termine per ottenere un finanziamento, tenuto conto del loro fabbisogno minore di capitale (che indica una minore importanza di assicurarsi un finanziamento). La Commissione ritiene pertanto che contratti più brevi non abbiano posto i produttori o i gestori della domanda esistenti in una posizione di svantaggio competitivo rispetto alla nuova produzione. È stato quindi trovato il giusto equilibrio tra i due obiettivi concorrenti di cui al considerando 273.

La Commissione ritiene che diversi elementi confermino che le differenze tra le durate contrattuali non hanno in pratica portato ad alcuna discriminazione nei confronti dei gestori della domanda. In primo luogo, i risultati delle aste non indicano, ad oggi, che una differenza nell’accesso ai contratti a più lungo termine abbia, nella pratica, distorto gli esiti delle aste. Anzi, le prestazioni della gestione della domanda sono paragonabili (ma di solito superiori) a quelle della produzione di nuova costruzione (cfr. considerando 179). In secondo luogo, la Commissione non ha trovato alcuna conferma del fatto che i gestori della domanda che rispettavano la soglia della spesa in conto capitale per i contratti a più lungo termine non avessero potuto partecipare al mercato della capacità. In terzo luogo, le stime della spesa in conto capitale reale dei gestori della domanda fornite dalle parti interessate erano molto basse; alcune parti interessate, in qualità di gestori della domanda, ritenevano anzi che la spesa in conto capitale per loro fosse ben al di sotto delle soglie, addirittura vicina allo zero (cfr. considerando 135). La spesa in conto capitale dei gestori della domanda individuata nella seconda asta transitoria era in media di 0,15 GBP/kW (cfr. considerando 178). In quarto luogo, i gestori della domanda che producono «behind-the-meter» (ossia il 60 %-70 % della gestione della domanda che partecipa attivamente ai mercati della flessibilità) possono avere accesso a contratti a più lungo termine se partecipano all’asta in qualità di produttori (cfr. considerando 135 e 178). In quinto luogo, le soglie delle spese in conto capitale stabilite per la partecipazione alle aste sono state aggiornate regolarmente (cfr. considerando 75).

Di conseguenza, per il passato, la Commissione ritiene che le differenze tra le durate contrattuali applicabili non abbiano comportato, nella pratica, alcuna discriminazione nei confronti dei gestori della domanda.

L’attuale situazione in cui l’accesso ai contratti a più lungo termine è limitato ai produttori non ha portato ad alcun trattamento discriminatorio. Tuttavia, la partecipazione alle aste dei gestori della domanda è in aumento (cfr. tabella 2) e non si può escludere che, in futuro, tali gestori non raggiungano le soglie della spesa in conto capitale stabilite. Pertanto, per garantire che in futuro a nessuna capacità che raggiunga tali soglie sia impedito di accedere a contratti a più lungo termine a causa del tipo di capacità, la Commissione accoglie con favore gli impegni del Regno Unito seguenti: i) a consentire a tutti i tipi di capacità (ad eccezione degli interconnettori), in grado di dimostrare il rispetto delle soglie di spesa in conto capitale descritte al considerando 75, di partecipare al processo di preselezione per presentare offerte per i vari tipi di contratto disponibili e ii) mantenere dette soglie sotto controllo per garantire che rimangano adeguate (cfr. considerando 182). Questo cambiamento sarebbe conforme alla relazione della commissione per la scienza e la tecnologia della Camera dei Comuni del Regno Unito, menzionata al considerando 21, che raccomanda che i fornitori di capacità diversa da quella di produzione che partecipano alle gare per i contratti del mercato di capacità siano ammessi a presentare offerte per contratti fino a quindici anni, in linea con i nuovi impianti di produzione.

Come spiegato ai considerando 161, 162 e 163 della decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha chiesto chiarimenti sulla situazione giuridica, l’attuazione pratica e l’effetto incentivante delle aste T-1, in particolare per quanto riguarda le CMU della gestione della domanda, giacché l’asta T-1 offre alla gestione della domanda una migliore via d’accesso al mercato.

Per quanto riguarda la pregressa situazione giuridica delle aste T-1, la Commissione rammenta che nel 2014 le autorità britanniche si sono impegnate a mettere alle aste T-1 almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima. Tale impegno era vincolante, sulla base della decisione del 2014. Spettava poi al Regno Unito attuare la misura recepita nella legislazione nazionale, compresi i pertinenti impegni, per conformarsi alla decisione della Commissione sotto tutti gli aspetti⁶⁸.

La Commissione osserva inoltre che, come spiegato al considerando 162 della decisione di avviare un procedimento e come descritto nella tabella 3 e al considerando 63 della presente decisione, dal 2014 la capacità da garantire e quella effettivamente garantita all’asta T-1 hanno sempre superato la capacità originariamente «riservata» nell’asta T-4.

La Commissione riconosce che, come indicato al considerando 162 della decisione di avviare un procedimento e come sottolineato da alcune parti interessate (cfr. il precedente considerando 138), il segretario di Stato può decidere di non indire aste T-1. Tuttavia, come indicato da altre parti interessate (cfr. considerando 139) e dal Regno Unito (cfr. considerando 186), il segretario di Stato può rinviare o annullare sia le aste T-4 che le aste T-1: nessuna discriminazione nei confronti dei gestori della domanda appare quindi evidente. Inoltre, nella pratica, nessun’asta è stata annullata, ad eccezione di quelle successive alla sentenza del Tribunale, quando le autorità britanniche hanno sospeso completamente il mercato della capacità.

Per quanto riguarda il volume di capacità da riservare, la Commissione concorda con le osservazioni ricevute da alcune parti interessate e dal Regno Unito che mettevano in evidenza l’equilibrio tra la necessità di garantire una via di accesso al mercato alla gestione della domanda tramite le aste T-1, da un lato, e la necessità di evitare un eccesso di approvvigionamento o aste non competitive e di dimensioni eccessive, dall’altro. Quest’ultimo rischio si è aggravato visto l’elevato e crescente livello di partecipazione dei gestori della domanda alle aste T-4 (cfr. tabella 1). Infatti, se il fabbisogno di capacità diminuisce tra l’asta T-4 e l’asta T-1, il target sarà corretto verso il basso per evitare tale rischio. Tale flessibilità è necessaria anche per garantire la compatibilità con il punto (231) e il punto (232), lettera c), della disciplina. La Commissione conclude pertanto che l’attuale metodo di «riserva», descritto al considerando 62, è adeguato.

Alcune parti interessate hanno suggerito l’eliminazione delle aste T-4 o l’organizzazione di aste settimanali supplementari oppure di aste T-2. L’organizzazione delle aste T-4 è tuttavia necessaria per garantire il rispetto del punto (226) della disciplina, cioè prevedere un tempo di realizzazione sufficiente per i nuovi investimenti. La Commissione concorda con l’argomentazione del Regno Unito (cfr. considerando 188) secondo cui la necessità di indire aste T-2 oltre alle aste T-4 e T-1 non è giustificata. Inoltre, le aste settimanali non trasmetterebbero il giusto segnale di investimento a lungo termine necessario per raggiungere gli obiettivi del mercato della capacità.

Per una maggiore certezza giuridica dei partecipanti alle aste, la Commissione accoglie con favore gli impegni del Regno Unito di cui al considerando 187: i) continuare a mettere all’asta T-1 almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima nell’ambito del processo di definizione del parametro per l’asta T-4 per lo stesso anno di fornitura e ii) continuare a utilizzare il metodo di riserva, basato sull’intervallo di confidenza del 95 % descritto al considerando 62, per determinare la capacità minima che sarà riservata per l’asta T-1.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha chiesto di chiarire se la soglia minima di 2 MW (descritta ai considerando 30 e 31) possa costituire una barriera all’ingresso dei nuovi gestori della domanda nel mercato della capacità. In particolare, se da un lato i gestori della domanda possono aggregare più siti per raggiungere la soglia minima di 2 MW, dall’altro sono tenuti a pagare una garanzia d’offerta per i 2 MW completi, anche se solo una parte di tale volume è una capacità non confermata.

Per quanto riguarda la soglia di 2 MW, la Commissione ritiene che nel 2014 fosse bassa rispetto alle soglie di partecipazione applicate in altre misure gestite da National Grid e in altri paesi europei (cfr. considerando 189). Inoltre, la soglia dei 100 kW utilizzata da PJM si applica a piccole aste regionali e non è quindi comparabile (cfr. considerando 143). In più, come spiegato al considerando 68 della presente decisione, il Regno Unito ha provato ad applicare una soglia di partecipazione più bassa per la seconda asta transitoria, ma solo otto CMU sotto i 2 MW si sono qualificate, con un contributo pari a meno del 3 % della capacità totale garantita in quell’asta. Inoltre, se vi fosse stata una maggiore domanda di partecipazione di CMU più piccole, alle aste avrebbe dovuto partecipare un raggruppamento di CMU a livello di 2 MW, ma così non è stato (cfr. considerando 189). Entrambi gli elementi dimostrano che le CMU più piccole non erano intenzionate a partecipare al mercato della capacità.

Per quanto riguarda la garanzia dell’offerta, la Commissione conviene che tale requisito è utile per garantire l’effettiva fornitura e scoraggiare i progetti speculativi, come sottolineato da alcune parti interessate (cfr. considerando 144) e dal Regno Unito (cfr. considerando 40 e 42).

La Commissione ha inoltre esaminato se l’entità della garanzia potesse essere considerata una barriera all’ingresso di nuovi gestori della domanda nel mercato della capacità. In primo luogo, la Commissione ha concluso (cfr. considerando 271) che l’assenza di contratti di fornitura a tempo non è, in se stessa, discriminatoria nei confronti dei gestori della domanda. In secondo luogo, come spiegato da alcune parti interessate (cfr. considerando 145) e dal Regno Unito (cfr. considerando 190), i nuovi gestori della domanda beneficiano rispetto ad altre tecnologie di una serie di vantaggi nel mercato della capacità. In particolare, la Commissione osserva che, come descritto al considerando 42, il governo britannico ha aumentato a 10000 GBP/MW l’importo della garanzia d’offerta pre-asta per la produzione di nuova costruzione, a seguito di una consultazione svoltasi a marzo 2016. Allo stesso tempo, il livello della garanzia d’offerta pre-asta per la gestione della domanda non confermata è rimasto a 5000 GBP/MW, alleggerendo l’onere in termini relativi. Inoltre, dal 2015, i gestori della domanda devono fornire una garanzia d’offerta solo una volta per una CMU non confermata e, pertanto, possono accedere alla preselezione per più aste consecutive e fornire una garanzia solo una volta. Inoltre, per stabilire se un requisito, per esempio la garanzia d’offerta, sia discriminatorio nei confronti della gestione della domanda, occorre prendere in considerazione altre caratteristiche del mercato della capacità. Tra quelle citate dalle parti interessate e riassunte al considerando 145 vi sono, ad esempio, gli oneri di risoluzione del contratto, che per la gestione della domanda sono un requisito inferiore (fino a 10000 GBP/MW) rispetto ad altre forme di capacità (fino a 35000 GBP/MW). Infine, come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 192), la modifica della norma di riallocazione delle componenti (cfr. considerando 180) attuata nel giugno 2019 ha notevolmente limitato l’esposizione dei gestori della domanda non confermata alla piena garanzia d’offerta (anche se la maggior parte delle loro componenti è confermata).

La Commissione conclude pertanto che la soglia minima di partecipazione di 2 MW, compreso il relativo requisito di garanzia dell’offerta, non ha finora costituito, nella pratica, una barriera all’ingresso dei gestori della domanda nel mercato della capacità. Come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 193), la realtà del mercato sta evolvendo e non è escluso che alcuni gestori della domanda con capacità inferiore a 2 MW preferiscano partecipare alle aste individualmente. Pertanto, la Commissione accoglie con favore l’impegno del Regno Unito, come specificato al considerando 193, di ridurre la soglia minima di partecipazione al mercato della capacità, nel modo descritto ai considerando 30 e 31, a 1 MW per tutte le aste la cui preselezione inizia nel gennaio 2020, nonché l’impegno del Regno Unito di riesaminare tale soglia entro ottobre 2021 in vista di una possibile ulteriore riduzione, come descritto al considerando 193.

Il punto (226) della disciplina stabilisce che la misura dovrebbe essere aperta agli operatori che utilizzano tecnologie sostitutive. Le fonti energetiche rinnovabili possono contribuire ad affrontare il problema dell’adeguatezza della capacità di produzione. La Commissione respinge pertanto l’opinione, espressa da una parte interessata, secondo cui tali tecnologie non dovrebbero essere incluse nel mercato della capacità (cfr. considerando 147). Come spiegato nella sezione 2.3, i fattori di derating vengono utilizzati per tenere conto del rischio che tutta o parte della capacità non sia disponibile durante un evento di stress del sistema. Il metodo utilizzato per determinare i fattori di derating applicabili all’energia eolica e solare è stato approvato dal PTE⁶⁹ e porta a fattori commisurati a quelli utilizzati in altri mercati della capacità dell’UE⁷⁰. Pertanto, a differenza di alcune parti interessate (cfr. considerando 146), la Commissione ritiene che i fattori di derating siano adeguati.

Sebbene la Commissione non abbia affrontato esplicitamente tale questione nella decisione di avviare un procedimento, alcune parti interessate hanno sostenuto che l’esclusione delle tecnologie non sovvenzionate dalla partecipazione al mercato della capacità non fosse compatibile con la disciplina. Come riferito al considerando 146, una parte interessata ha spiegato che il suo parco eolico non sovvenzionato non ha potuto partecipare all’asta T-4 del 2017 e che non esisteva alcuna possibilità di preselezione per l’asta T-4 del 2018 poi annullata (per l’anno di consegna 2022/23).

La Commissione ritiene che le norme di cui ai considerando 32 e 33 siano efficaci per evitare il cumulo con altri aiuti di Stato. Tuttavia, esse non devono comportare l’esclusione dei fornitori di capacità che non ricevono tali aiuti. La Commissione prende atto delle argomentazioni del Regno Unito di cui al considerando 195 e riconosce che il Regno Unito ha agito rapidamente. La Commissione accoglie con favore l’entrata in vigore, nel giugno 2019, delle nuove norme del mercato della capacità che consentono la partecipazione delle tecnologie eoliche e solari, come descritto al considerando 196. Tali norme saranno applicabili a partire dalle aste T-1, T-3 e T-4 previste per gennaio 2020 e quindi consentiranno al gestore del parco eolico di cui al considerando 291 di partecipare alla prossima asta T-3 (anno di fornitura 2022/23). Allo stesso tempo, la Commissione osserva che vi è un solo caso in cui un fornitore non ha potuto partecipare a nessun’asta, nello specifico un parco eolico all’asta T-4 del 2017, con un effetto trascurabile sul mercato della capacità nel suo complesso.

Per alcune tecnologie i costi di capitale sono nettamente diminuiti negli ultimi anni, perciò probabilmente le misure di sostegno di cui al considerando 32 non saranno più necessarie. Pertanto, per evitare, in futuro, l’esclusione dei fornitori di capacità che non ricevono tali aiuti, come nella situazione descritta al considerando 291, la Commissione accoglie con favore l’impegno del Regno Unito, descritto al considerando 197, di elaborare tutte le norme necessarie (ad esempio e non solo per quanto riguarda i fattori di derating) per garantire l’effettiva partecipazione di qualsiasi nuovo tipo di capacità che possa efficacemente contribuire alla soluzione del problema dell’adeguatezza della capacità di produzione, non appena tale capacità abbia il potenziale per contribuirvi.

Il punto (226) della disciplina stabilisce che l’aiuto dovrebbe tenere anche conto della misura in cui la capacità di interconnessione potrebbe porre rimedio a eventuali problemi di adeguatezza della capacità di produzione.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha spiegato che nel 2014 il Regno Unito aveva dimostrato che in quella fase non era possibile far partecipare capacità estere alla misura senza attuare altri accordi transfrontalieri. La Commissione riconosce la complessità di una effettiva partecipazione transfrontaliera al mercato della capacità a quell’epoca. Il Regno Unito ha invece consentito alle capacità interconnesse di partecipare direttamente alla seconda asta, tenutasi nel 2015. La Commissione tuttavia nutriva dubbi in merito al fatto che la partecipazione transfrontaliera al mercato della capacità dovesse continuare ad essere limitata agli interconnettori.

A norma dell’articolo 26 del regolamento (UE) 2019/943, che si applicherà a decorrere dal 1o gennaio 2020, i meccanismi di capacità devono essere aperti alla partecipazione transfrontaliera diretta dei fornitori di capacità ubicati in un altro Stato membro. In questo contesto, la Commissione accoglie con favore l’impegno del Regno Unito, di cui al considerando 200:

1. a) ad adoperarsi affinché la capacità estera possa partecipare direttamente alle aste la cui preselezione inizia a partire da gennaio 2020, a condizione che siano stati conclusi contratti di cooperazione con i gestori dei sistemi di trasmissione dei paesi limitrofi in cui sono ubicate le capacità partecipanti; e

2. b) in ogni caso ad aprire la partecipazione diretta della capacità estera a tutte le aste la cui preselezione inizia dopo che i metodi, le regole comuni e i termini, di cui all’articolo 26, paragrafo 11, del regolamento (UE) 2019/943 sul mercato interno dell’energia elettrica, sono stati approvati dall’ACER e pubblicati sul suo sito web in conformità dell’articolo 27 del suddetto regolamento e sono divenuti applicabili.

Per quanto riguarda le osservazioni di alcune parti interessate sul sistema di remunerazione «cap and floor» applicabile agli interconnettori (cfr. considerando 149), la Commissione ritiene che questa situazione sia diversa da quelle descritte ai considerando 32 e 33 per quanto riguarda il cumulo con altri aiuti. Come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 201), gli eventuali proventi del mercato della capacità sono presi in considerazione prima di valutare le entrate degli interconnettori rispetto al regime «cap and floor». Un interconnettore può ottenere un corrispettivo minimo solo se le sue entrate totali (comprese quelle del mercato della capacità) sono al di sotto della soglia minima, mentre se le entrate totali sono superiori alla soglia massima, l’interconnettore restituisce la somma in eccesso al consumatore. Pertanto, il sistema «cap and floor» è diverso da una misura di sostegno che comporterebbe il cumulo con altri aiuti. Di conseguenza, la Commissione ritiene che gli interconnettori non avrebbero dovuto essere esclusi dalla partecipazione al mercato della capacità su questa base.

Per quanto riguarda l’osservazione della parte interessata sull’esclusione degli interconnettori dall’asta T-1 tenutasi all’inizio del 2018 per l’anno di fornitura 2018/19 (cfr. considerando 150), la Commissione prende atto delle argomentazioni presentate dal Regno Unito di cui al considerando 202. In particolare, come spiegato ai considerando 143 e 144 della decisione di avviare un procedimento, la Commissione riconosce che il Regno Unito ha aumentato la stima del contributo degli interconnettori durante gli eventi di stress a seguito della raccomandazione del PTE e per rispettare il considerando 124 della decisione del 2014. Il loro contributo netto è aumentato da 0 GW a 2,1 GW per l’anno di fornitura 2018/19 (cfr. considerando 36). Di conseguenza, il Regno Unito ha corretto al ribasso la quantità di capacità da ottenere tramite l’asta T-1. Per consentire agli interconnettori di partecipare all’asta T-1 sarebbe stato però necessario aumentare la capacità da mettere all’asta, contrariamente alle attese del mercato basate sulle condizioni dell’asta T-4 del 2014.

Per quanto riguarda i fattori di derating applicati agli interconnettori, la Commissione ritiene che la metodologia basata sui singoli interconnettori non sia discriminatoria. Come spiegato dal Regno Unito al considerando 202, questo particolare approccio agli interconnettori è giustificato dalla notevole diversità degli interconnettori e dei mercati collegati. A causa di tale diversità National Grid utilizza una serie di fattori di derating per ciascun paese interconnesso (calcolata in base a una metodologia di modellizzazione stocastica paneuropea). Inoltre, il PTE esamina in modo indipendente se i tassi di derating sono adeguati.

La Commissione conclude pertanto che il mercato della capacità è conforme alla sezione 3.9.3 della disciplina.

La Commissione ha valutato se la misura abbia un effetto di incentivazione come richiesto alla sezione 3.9.4 della disciplina, che fa riferimento alle condizioni di cui alla sezione 3.2.4 della medesima disciplina. Un effetto di incentivazione si verifica quando l’aiuto stimola il beneficiario a cambiare comportamento, inducendolo a migliorare il funzionamento di un mercato dell’energia ben funzionante, sicuro, accessibile e sostenibile, ossia un cambiamento di comportamento che non si verificherebbe senza l’aiuto.

Nella notifica del 2014, il Regno Unito ha dimostrato con stime sull’adeguatezza della capacità di produzione che in uno scenario controfattuale senza la misura, l’adeguatezza della capacità di produzione avrebbe raggiunto livelli critici entro il 2018/19, come illustrato al considerando 100 e nella figura 4. In altre parole, senza la misura i fornitori di capacità non avrebbero messo a disposizione la capacità necessaria a soddisfare lo standard di affidabilità fissato dal Regno Unito per garantire la fornitura di energia in periodi di stress. Come spiegato al considerando 126, lettera c), alcune parti interessate hanno confermato che il mercato della capacità riveste un ruolo importante nel sostenere gli investimenti in nuove capacità e mantenere le capacità esistenti.

Senza tale misura, la variazione LOLE prevista non rispetterebbe lo standard di affidabilità di tre ore in tutti gli anni fino al 2030. Pertanto, senza il mercato della capacità, il problema dell’adeguatezza della capacità di produzione persisterebbe.

L’obiettivo della misura in questo caso è garantire la sicurezza dell’approvvigionamento mantenendo disponibile una capacità sufficiente. Come spiegato ai considerando 302 e 303, senza la misura non vi sarebbe una capacità sufficiente a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, in quanto per una parte significativa di centrali i proventi ottenuti dal mercato esclusivamente energetico sarebbero insufficienti per coprire i costi.

La misura pertanto ha un effetto di incentivazione in quanto spinge le capacità esistenti a rimanere sul mercato e ad essere disponibili in periodi di scarsità e quelle nuove ad entrare sul mercato. La misura incentiva in questo modo gli operatori del mercato nuovi ed esistenti a contribuire all’obiettivo della sicurezza dell’approvvigionamento.

Infine, conformemente al punto (52) della disciplina, l’aiuto è concesso sulla base di una procedura di gara competitiva. La procedura descritta nella sezione 2.4 non è discriminatoria ed è aperta a tutti i tipi di fornitori di capacità e l’aiuto è concesso sulla base del prezzo di aggiudicazione. Inoltre, il numero di imprese è sufficiente e il volume è un vincolo imprescindibile per evitare che tutti i partecipanti ricevano aiuti (cfr. ad esempio le precedenti tabelle 1 e 2).

Di conseguenza, la Commissione conclude che il mercato della capacità ha un effetto di incentivazione ed è conforme alla sezione 3.9.4 della disciplina.

A norma della sezione 3.9.5 della disciplina, una misura è considerata proporzionata se soddisfa le condizioni seguenti: i) la compensazione permette ai beneficiari di percepire un tasso di rendimento ragionevole (una misura quale una procedura di gara competitiva basata su criteri chiari, trasparenti e non discriminatori sarà considerata una modalità adeguata per stabilire tassi di rendimento ragionevoli in circostanze normali); ii) la misura prevede meccanismi intrinseci volti a prevenire profitti accidentali; e iii) il prezzo corrisposto per la disponibilità tende automaticamente allo zero se si prevede che il livello di capacità fornita sia adeguato al livello di capacità richiesto.

La conformità del mercato della capacità alla prima condizione relativa al tasso di rendimento ragionevole è valutata nelle sezioni 6.4.1 e 6.4.2.

Per quanto riguarda la seconda condizione, un meccanismo di regolazione della capacità relativo all’intero mercato rispecchia il risultato di un mercato energetico efficiente. Le aste sono concepite come aste discendenti, a prezzo discriminatorio, in cui gli aggiudicatari sono pagati al prezzo di aggiudicazione. Nella definizione di «procedura di gara competitiva» di cui al punto (43) della disciplina il pagamento del prezzo di aggiudicazione è una delle possibilità specificamente menzionate e quindi si presume abbia le caratteristiche intrinseche che comportano tassi di rendimento ragionevoli conformemente al punto (229) della disciplina. Inoltre il rischio di profitti accidentali è minimizzato, conformemente al punto (230) della disciplina, dalle caratteristiche seguenti: un massimale di prezzo complessivo di 75 GBP/kW, un limite di offerta per i price-taker di 25 GBP/kW e una durata a breve termine dell’accordo contrattuale per la maggior parte delle categorie di fornitori di capacità. La minore rimunerazione delle capacità esistenti, menzionata da una parte interessata (cfr. considerando 151), riflette soltanto le differenze del valore di adeguatezza per i diversi anni e non equivale a un profitto accidentale. Di conseguenza, la Commissione conclude che il mercato della capacità britannico rispetta la condizione di prevenzione dei profitti accidentali.

Per quanto riguarda la terza condizione, il carattere competitivo dell’asta, descritto nella sezione 2.4 della presente decisione, dovrebbe far tendere i prezzi allo zero se l’offerta è sufficiente a soddisfare la domanda, conformemente al punto (231) della disciplina. È stato effettivamente osservato che alcune aste si sono concluse a prezzi molto più bassi del previsto, in particolare addirittura vicini allo zero nell’asta T-1 del 2019, quando il prezzo di aggiudicazione è stato di 0,77 GBP/kW (cfr. tabella 7).

Nonostante i dubbi prima facie, come discusso nella sezione 6.2.3.2, per il passato, la Commissione ritiene che le differenze tra le durate contrattuali applicabili non abbiano comportato in pratica alcuna discriminazione nei confronti dei gestori della domanda. In particolare, la Commissione ritiene che l’esclusione della capacità diversa da quella di produzione dall’accesso a contratti di più lunga durata non sia stata discriminatoria in quanto le centrali e la gestione della domanda esistenti non ottengono particolare vantaggio da contratti più lunghi, tenuto conto del loro fabbisogno minore di capitale (che indica una minore necessità di assicurarsi un finanziamento). La Commissione ritiene pertanto che i contratti più brevi non pongano i produttori e i gestori della domanda esistenti in una posizione di svantaggio rispetto alla nuova produzione. Inoltre, come spiegato al considerando 275, le osservazioni ricevute contengono diversi elementi importanti che confermano questa analisi. La misura rispetta pertanto la condizione relativa alla procedura di gara competitiva di cui al punto (229) della disciplina, secondo la quale tale procedura deve basarsi su criteri trasparenti e non discriminatori. La Commissione osserva che l’uso delle soglie di spesa in conto capitale è sufficiente a garantire che i contratti a più lungo termine siano accessibili solo alle capacità che possono trovare difficoltà nell’ottenere finanziamenti. Pertanto, la Commissione accoglie con favore gli impegni del Regno Unito volti a consentire a tutti i tipi di capacità (ad eccezione degli interconnettori), in grado di dimostrare il rispetto delle soglie di spesa in conto capitale, di partecipare al processo di preselezione per presentare offerte per i vari tipi di contratto disponibili e a mantenere dette soglie sotto controllo per garantire che rimangano adeguate (cfr. considerando 182).

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha ritenuto che l’esclusione dei fornitori di STOR LT non fosse discriminatoria. Questo punto è stato tuttavia contestato dalle parti interessate (cfr. considerando 153 e 154) e dal Regno Unito (cfr. considerando da 204 a 210) durante il procedimento di indagine formale.

Per quanto riguarda l’esclusione in sé, la Commissione ritiene che, per il passato, il Regno Unito abbia legittimamente considerato il rischio di profitti accidentali derivanti dalla partecipazione di fornitori di STOR LT. Sulla base delle informazioni disponibili all’epoca, questo rischio sembrava importante, come spiegato anche da un’altra parte interessata (cfr. considerando 153). Inoltre, come spiegato nella decisione di avviare un procedimento, e di nuovo da una parte interessata (cfr. considerando 153) e dal Regno Unito (cfr. considerando 207), la Commissione ritiene che le centrali in questione possano effettivamente partecipare al mercato della capacità a condizione che rinuncino al contratto a lungo termine con il gestore del sistema se vincitori dell’asta. La Commissione prende atto inoltre della decisione del Regno Unito di mantenere il regime STOR a lungo termine separato dal regime del mercato della capacità, senza un «meccanismo di recupero»: una decisione simile a quella che esclude le capacità che beneficiano di regimi di sostegno alle energie rinnovabili dal mercato della capacità. Infine, la Commissione prende atto dell’intenzione del Regno Unito di rivalutare l’esclusione degli operatori STOR a lungo termine alla luce delle informazioni disponibili sulle nuove condizioni di mercato (cfr. considerando 210): anche questa nuova valutazione terrà conto del rischio di profitti accidentali.

Per quanto riguarda l’esclusione degli impianti divenuti operativi prima del 2014 dalla possibilità di avere accesso a contratti a più lungo termine, la Commissione concorda con le argomentazioni del Regno Unito esposte al considerando 206. In particolare, le centrali divenute operative precedentemente alla prima asta del mercato della capacità non incontravano particolari ostacoli all’ingresso nel mercato della capacità (ad esempio, il finanziamento della costruzione) e quindi non avevano motivo di essere ammissibili a contratti a più lungo termine.

Come indicato al considerando 187 della decisione di avviare un procedimento, la Commissione deve tener conto del punto (25) della disciplina, secondo il quale la compatibilità della misura deve essere valutata esclusivamente sulla base dei criteri di cui alla sezione 3.9.5 della disciplina stessa. In particolare, tale sezione non contiene alcun riferimento al finanziamento delle misure relative all’adeguatezza della capacità di produzione. Alcune parti interessate (cfr. considerando 159) e il Regno Unito (cfr. considerando 211) sostengono questa tesi. La Commissione conclude che la proporzionalità del mercato della capacità britannico deve essere valutata solo rispetto ai punti da (228) a (231) della disciplina, come nei considerando da 308 a 315.

Tuttavia, anche se il punto (27), lettera e), e il punto (69) della disciplina fossero applicabili alla misura in questione, la Commissione ritiene che il metodo di recupero dei costi sia proporzionato.

In primo luogo, come spiegato da alcune parti interessate (cfr. considerando 156) e dal Regno Unito (cfr. considerando 214), il metodo di recupero dei costi coniuga l’interesse per il mantenimento di un incentivo alla riduzione della domanda con la necessità di ridurre l’incertezza dei fornitori in merito alla probabile quota di costi a loro carico. Tale incertezza si tradurrebbe in un premio di rischio che i fornitori trasferirebbero ai consumatori, aumentando così i costi dell’energia elettrica.

In secondo luogo, il metodo di recupero dei costi va esclusivamente a vantaggio dei gestori della domanda, non dei produttori (poiché il costo viene applicato sul segmento al dettaglio). In ogni caso, rispetto a metodi alternativi come le tariffe forfettarie o la tassazione generale (cfr. considerando 212), questo metodo aggiunge la domanda dei periodi di picco agli incentivi alla riduzione della domanda già esistenti sul mercato dell’elettricità britannico. Come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 215), l’argomentazione secondo cui l’attuale metodo incoraggia i gestori della domanda a produrre solo «behind-the-meter» si basa sull’ipotesi che il periodo dalle ore 16 alle ore 19 sia troppo ampio per consentire ai clienti di ridurre regolarmente la domanda durante quelle ore e quindi di beneficiare di una tariffa ridotta. Tuttavia, non è necessario ridurre la domanda durante l’intero periodo per poterne beneficiare; ciò implicherebbe semplicemente che i gestori della domanda ridotta non ne otterrebbero tutti i benefici.

In terzo luogo, come spiegato dalle parti interessate (cfr. considerando 157) e dal Regno Unito (cfr. considerando 214), il metodo alternativo alla triade preferito da altre parti interessate (cfr. considerando 158) non sarebbe necessariamente in linea con i momenti di stress del sistema e potrebbe condurre a decisioni di dispacciamento inefficaci. Non vi sono pertanto motivi per ritenere che il metodo di recupero dei costi applicato dal Regno Unito sia meno proporzionato di altri metodi di finanziamento possibili, in particolare il metodo della triade.

La Commissione conclude pertanto che il mercato della capacità è conforme alla sezione 3.9.5 della disciplina.

La sezione 3.9.6 della disciplina specifica le condizioni per evitare effetti negativi indebiti sulla concorrenza e sugli scambi.

Come spiegato ai considerando 30 e 31, il mercato della capacità è aperto all’aggregazione sia della domanda che dell’offerta, conformemente all’ultima frase del punto (232), lettera a), della disciplina.

Come descritto nella sezione 2.3.1, il mercato della capacità in linea di principio è aperto alla partecipazione di produttori che utilizzano tecnologie diverse e di operatori che offrono misure con prestazioni tecniche equivalenti, quali la gestione della domanda, interconnessioni e stoccaggio, in conformità delle prime due frasi del punto (232), lettera a), della disciplina. Nella decisione di avviare un procedimento, tuttavia, la Commissione ha chiesto chiarimenti in merito all’apertura del mercato della capacità, in particolare riguardo ad alcuni suoi elementi costitutivi.

Sulla base degli elementi di prova forniti dal Regno Unito e riassunti al considerando 176, la Commissione ritiene che l’assenza di contratti di fornitura a tempo non sia discriminatoria. In particolare, il fatto che solo una delle 89 CMU partecipanti all’asta transitoria abbia optato per il contratto di fornitura a tempo dimostra che il sistema attualmente in uso non rappresenta un ostacolo alla partecipazione dei gestori della domanda.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha chiesto chiarimenti sul trattamento potenzialmente discriminatorio della capacità di gestione della domanda rispetto alla capacità di produzione a causa delle differenti durate contrattuali applicabili.

Da un lato la Commissione è del parere che i contratti di capacità di durata superiore ad un anno possano essere giustificati in caso di spese in conto capitale elevate e di difficoltà di finanziamento, promuovendo così nuovi ingressi competitivi nel mercato. Ciò vale in particolare per la produzione di nuova costruzione. A parte le proposte generali a favore di contratti di durata inferiore [cfr. punti i), ii) e iii) del considerando 136], la Commissione non ha ricevuto osservazioni che contestassero la pertinenza dei contratti a più lungo termine (fino a 15 anni) come incentivo alla nuova capacità, conformemente al punto (226) della disciplina. La Commissione ritiene in particolare che ricorrere alle soglie di spesa in conto capitale per determinare l’ammissibilità a contratti a più lungo termine sia appropriato, in quanto esse forniscono una buona indicazione della difficoltà di ottenere un finanziamento. Dall’altro lato, la Commissione ritiene che l’esclusione della capacità diversa da quella di produzione dall’accesso a contratti di più lunga durata non sia stata discriminatoria in quanto le centrali e la gestione della domanda esistenti non ottengono particolare vantaggio da contratti più lunghi, tenuto conto del loro fabbisogno minore di capitale (che indica una minore importanza di assicurarsi un finanziamento). La Commissione ritiene pertanto che i contratti più brevi non pongano i produttori e i gestori della domanda esistenti in una posizione di svantaggio rispetto alla nuova produzione.

La Commissione ritiene che le differenze tra le durate contrattuali non abbiano comportato in pratica alcuna discriminazione nei confronti dei gestori della domanda. In primo luogo, i risultati delle aste non indicano, ad oggi, che una differenza nell’accesso ai contratti a più lungo termine abbia, nella pratica, distorto gli esiti delle aste. Anzi, indicano che le prestazioni della gestione della domanda sono paragonabili (ma di solito superiori) a quelli della produzione di nuova costruzione (cfr. considerando 179). In secondo luogo, la Commissione non ha trovato alcuna conferma del fatto che i gestori della domanda che rispettavano la soglia della spesa in conto capitale per i contratti a lungo termine non avessero potuto partecipare al mercato della capacità. In terzo luogo, le stime della spesa in conto capitale reale dei gestori della domanda fornite dalle parti interessate erano molto basse; alcune parti interessate, in qualità di gestori della domanda, ritenevano anzi che la spesa in conto capitale per loro fosse ben al di sotto delle soglie, addirittura vicina allo zero (cfr. considerando 135). La spesa in conto capitale dei gestori della domanda individuata nella seconda asta transitoria era in media di 0,15 GBP/kW (cfr. considerando 178). In quarto luogo, i gestori della domanda che producono «behind-the-meter» (ossia il 60 %-70 % della gestione della domanda che partecipa attivamente ai mercati della flessibilità) possono avere accesso a contratti a più lungo termine se partecipano all’asta in qualità di produttori (cfr. considerando 135 e 178). In quinto luogo, le soglie delle spese in conto capitale stabilite per la partecipazione alle aste sono state aggiornate regolarmente (cfr. considerando 75).

Di conseguenza, per il passato, la Commissione ritiene che le differenze tra le durate contrattuali applicabili non abbiano comportato, nella pratica, restrizioni ingiustificate alla partecipazione dei gestori della domanda. La Commissione osserva che l’uso delle soglie di spesa in conto capitale è sufficiente a garantire che i contratti a più lungo termine siano accessibili solo alle capacità che possono trovare difficoltà nell’ottenere finanziamenti. Pertanto, la Commissione accoglie con favore gli impegni del Regno Unito volti: i) a consentire a tutti i tipi di capacità (ad eccezione degli interconnettori), in grado di dimostrare il rispetto delle soglie di spesa in conto capitale descritte al considerando 75, di partecipare al processo di preselezione per presentare offerte per i vari tipi di contratto disponibili e ii) mantenere dette soglie sotto controllo per garantire che rimangano adeguate (cfr. considerando 182).

Per quanto riguarda la pregressa situazione giuridica delle aste T-1, la Commissione rammenta che nel 2014 le autorità britanniche si sono impegnate a mettere alle aste T-1 almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima. Tale impegno era vincolante, sulla base della decisione del 2014. Spettava poi al Regno Unito attuare la misura recepita nella legislazione nazionale, compresi i pertinenti impegni, per conformarsi alla decisione della Commissione sotto tutti gli aspetti⁷¹.

La Commissione osserva inoltre che, come spiegato al considerando 162 della decisione di avviare un procedimento e come descritto nella tabella 3 e al considerando 63 della presente decisione, dal 2014 la capacità da garantire e quella effettivamente garantita all’asta T-1 hanno sempre superato la capacità originariamente «riservata» nell’asta T-4.

La Commissione riconosce che, come indicato al considerando 162 della decisione di avviare un procedimento e come sottolineato da alcune parti interessate (cfr. il precedente considerando 138), il segretario di Stato può decidere di non indire aste T-1. Tuttavia, come indicato da altre parti interessate (cfr. considerando 139) e dal Regno Unito (cfr. considerando 186), il segretario di Stato può rinviare o annullare sia le aste T-4 che le aste T-1: nessuna discriminazione nei confronti dei gestori della domanda appare quindi evidente. Inoltre, nella pratica, nessun’asta è stata annullata, ad eccezione di quelle successive alla sentenza del Tribunale, quando le autorità britanniche hanno sospeso completamente il mercato della capacità.

Per quanto riguarda il volume di capacità da riservare, la Commissione concorda con le osservazioni ricevute da alcune parti interessate e dal Regno Unito che mettevano in evidenza l’equilibrio tra la necessità di garantire una via di accesso al mercato alla gestione della domanda tramite le aste T-1, da un lato, e la necessità di evitare un eccesso di approvvigionamento o aste non competitive e di dimensioni eccessive, dall’altro. Quest’ultimo rischio si è aggravato visto l’elevato e crescente livello di partecipazione dei gestori della domanda alle aste T-4 (cfr. tabella 1). Infatti, se il fabbisogno di capacità diminuisce tra l’asta T-4 e l’asta T-1, il target sarà corretto verso il basso per evitare tale rischio. Tale flessibilità è necessaria anche per garantire la compatibilità con il punto (231) e il punto (232), lettera c), della disciplina. La Commissione conclude pertanto che l’attuale metodo di «riserva», descritto al considerando 62, è adeguato.

Alcune parti interessate hanno suggerito l’eliminazione delle aste T-4 o l’organizzazione di aste settimanali supplementari oppure di aste T-2. L’organizzazione delle aste T-4 è tuttavia necessaria per garantire il rispetto del punto (226) della disciplina, cioè prevedere un tempo di realizzazione sufficiente per i nuovi investimenti. La Commissione concorda con l’argomentazione del Regno Unito (cfr. considerando 188) secondo cui la necessità di indire aste T-2 oltre alle aste T-4 e T-1 non è giustificata. Inoltre, le aste settimanali non trasmetterebbero il giusto segnale di investimento a lungo termine necessario per raggiungere gli obiettivi del mercato della capacità.

Per una maggiore certezza giuridica dei partecipanti alle aste, la Commissione accoglie con favore gli impegni del Regno Unito di cui al considerando 187: i) continuare a mettere all’asta T-1 almeno il 50 % della capacità riservata quattro anni prima nell’ambito del processo di definizione del parametro per l’asta T-4 per lo stesso anno di fornitura e ii) continuare a utilizzare il metodo di riserva, basato sull’intervallo di confidenza del 95 % descritto al considerando 62, per determinare la capacità minima che sarà riservata per l’asta T-1.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha chiesto di chiarire se la soglia minima di 2 MW (descritta ai considerando 30 e 31) possa costituire una barriera all’ingresso dei nuovi gestori della domanda nel mercato della capacità. In particolare, se da un lato i gestori della domanda possono aggregare più siti per raggiungere la soglia minima di 2 MW, dall’altro sono tenuti a pagare una garanzia d’offerta per i 2 MW completi, anche se solo una parte di tale volume è una capacità non confermata.

Per quanto riguarda la soglia di 2 MW, la Commissione ritiene che nel 2014 fosse bassa rispetto alle soglie di partecipazione applicate in altre misure gestite da National Grid e in altri paesi europei (cfr. il precedente considerando 189). Inoltre, la soglia dei 100 kW utilizzata da PJM si applica a piccole aste regionali e non è quindi comparabile (cfr. considerando 143). In più, come spiegato al considerando 68 della presente decisione, il Regno Unito ha provato ad applicare una soglia di partecipazione più bassa per la seconda asta transitoria, ma solo otto CMU sotto i 2 MW si sono qualificate, con un contributo pari a meno del 3 % della capacità totale garantita in quell’asta. Inoltre, se vi fosse stata una maggiore domanda di partecipazione di CMU più piccole, alle aste avrebbe dovuto partecipare un raggruppamento di CMU a livello di 2 MW, ma così non è stato (cfr. considerando 189). Entrambi gli elementi dimostrano che le CMU più piccole non erano intenzionate a partecipare al mercato della capacità.

Per quanto riguarda la garanzia dell’offerta, la Commissione conviene che tale requisito è utile per garantire l’effettiva fornitura e scoraggiare i progetti speculativi, come sottolineato da alcune parti interessate (cfr. considerando 144) e dal Regno Unito (cfr. considerando 40 e 42).

La Commissione ha inoltre esaminato se l’entità della garanzia potesse essere considerata una barriera all’ingresso di nuovi gestori della domanda nel mercato della capacità. In primo luogo, la Commissione ha concluso (cfr. considerando 271) che l’assenza di contratti di fornitura a tempo non è, in se stessa, discriminatoria nei confronti dei gestori della domanda. In secondo luogo, come spiegato da alcune parti interessate (cfr. considerando 145) e dal Regno Unito (cfr. considerando 190), i nuovi gestori della domanda beneficiano rispetto ad altre tecnologie di una serie di vantaggi nel mercato della capacità. In particolare, la Commissione osserva che, come descritto al considerando 42, il governo britannico ha aumentato a 10000 GBP/MW l’importo della garanzia d’offerta pre-asta per la produzione di nuova costruzione, a seguito di una consultazione svoltasi a marzo 2016. Allo stesso tempo, il livello della garanzia d’offerta pre-asta per la gestione della domanda non confermata è rimasto a 5000 GBP/MW, alleggerendo l’onere in termini relativi. Inoltre, dal 2015, i gestori della domanda devono fornire una garanzia d’offerta solo una volta per una CMU non confermata e, pertanto, possono accedere alla preselezione per più aste consecutive e fornire una garanzia solo una volta. Inoltre, per stabilire se un requisito, per esempio la garanzia d’offerta, è discriminatorio nei confronti della gestione della domanda, occorre prendere in considerazione altre caratteristiche del mercato della capacità. Tra quelle citate dalle parti interessate e riassunte al considerando 145 vi sono, ad esempio, gli oneri di risoluzione del contratto, che per la gestione della domanda sono un requisito inferiore (fino a 10000 GBP/MW) rispetto ad altre forme di capacità (fino a 35000 GBP/MW). Infine, come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 192), la modifica della norma di riallocazione delle componenti (cfr. considerando 180) attuata nel giugno 2019 ha notevolmente limitato l’esposizione dei gestori della domanda non confermata alla piena garanzia d’offerta (anche se la maggior parte delle loro componenti è confermata).

La Commissione conclude pertanto che la soglia minima di partecipazione di 2 MW, compreso il relativo requisito di garanzia dell’offerta, non ha finora costituito, nella pratica, una barriera all’ingresso dei gestori della domanda nel mercato della capacità. Come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 193), la realtà del mercato sta evolvendo e non è escluso che alcuni gestori della domanda con capacità inferiore a 2 MW preferiscano partecipare alle aste individualmente. Pertanto, la Commissione accoglie con favore l’impegno del Regno Unito, come specificato al considerando 193, di ridurre la soglia minima di partecipazione al mercato della capacità, nel modo descritto ai considerando 30 e 31, a 1 MW per tutte le aste la cui preselezione inizia nel gennaio 2020, nonché l’impegno del Regno Unito di riesaminare tale soglia entro ottobre 2021 in vista di una possibile ulteriore riduzione, come descritto al considerando 193.

Le fonti energetiche rinnovabili possono contribuire ad affrontare il problema dell’adeguatezza della capacità di produzione. La Commissione respinge pertanto l’opinione, espressa da una parte interessata, secondo cui tali tecnologie non dovrebbero essere incluse nel mercato della capacità (cfr. considerando 147). Come spiegato nella sezione 2.3, i fattori di derating vengono utilizzati per tenere conto del rischio che tutta o parte della capacità non sia disponibile durante un evento di stress del sistema. Il metodo utilizzato per determinare i fattori di derating applicabili all’energia eolica e solare è stato approvato dal PTE⁷² e porta a fattori commisurati a quelli utilizzati in altri mercati della capacità dell’UE⁷³. Pertanto, a differenza di alcune parti interessate (cfr. considerando 146), la Commissione ritiene che i fattori di derating siano adeguati.

Sebbene la Commissione non abbia affrontato esplicitamente tale questione nella decisione di avviare un procedimento, alcune parti interessate hanno sostenuto che l’esclusione delle tecnologie non sovvenzionate dalla partecipazione al mercato della capacità non fosse compatibile con la disciplina. Come riferito al considerando 146, una parte interessata ha spiegato che il suo parco eolico non sovvenzionato non ha potuto partecipare all’asta T-4 del 2017 e che non esisteva alcuna possibilità di preselezione per l’asta T-4 del 2018 poi annullata (per l’anno di consegna 2022/23).

La Commissione ritiene che le norme di cui ai considerando 32 e 33 siano efficaci per evitare il cumulo con altri aiuti di Stato. Tuttavia, esse non devono comportare l’esclusione dei fornitori di capacità che non ricevono tali aiuti. La Commissione prende atto delle argomentazioni del Regno Unito di cui al considerando 195 e riconosce che il Regno Unito ha agito rapidamente. La Commissione accoglie con favore l’entrata in vigore, nel giugno 2019, delle nuove norme del mercato della capacità che consentono la partecipazione delle tecnologie eoliche e solari, come descritto al considerando 196. Tali norme saranno applicabili a partire dalle aste T-1, T-3 e T-4 previste per gennaio 2020 e quindi consentiranno al gestore del parco eolico di cui al considerando 291 di partecipare alla prossima asta T-3 (anno di fornitura 2022/23). Allo stesso tempo, la Commissione osserva che vi è un solo caso in cui un fornitore non ha potuto partecipare a nessun’asta, nello specifico un parco eolico all’asta T-4 del 2017, con un effetto trascurabile sul mercato della capacità nel suo complesso.

Per alcune tecnologie i costi di capitale sono nettamente diminuiti negli ultimi anni, perciò probabilmente le misure di sostegno di cui al considerando 32 non saranno più necessarie. Pertanto, per evitare, in futuro, l’esclusione dei fornitori di capacità che non ricevono tali aiuti, come nella situazione descritta al considerando 342, la Commissione accoglie con favore l’impegno del Regno Unito, descritto al considerando 197, di elaborare tutte le norme necessarie (ad esempio e non solo per quanto riguarda i fattori di derating) per garantire l’effettiva partecipazione di qualsiasi nuovo tipo di capacità che possa efficacemente contribuire alla soluzione del problema dell’adeguatezza della capacità di produzione, non appena tale capacità abbia il potenziale per contribuirvi.

La Commissione perciò conclude che il mercato della capacità consente la partecipazione di produttori che si avvalgono di tecnologie diverse e di operatori che offrono misure con prestazioni tecniche equivalenti in conformità del punto (232), lettera a), della disciplina.

Il punto (232), lettera b), della disciplina tratta della possibilità che gestori di altri Stati membri partecipino alla misura. Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha chiesto di chiarire se, per il futuro, la partecipazione transfrontaliera al mercato della capacità britannico debba ancora essere limitata all’interconnessione.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha spiegato che nel 2014 il Regno Unito aveva dimostrato che in quella fase non era possibile far partecipare capacità estera alla misura senza attuare altri accordi transfrontalieri. La Commissione riconosce la complessità di una effettiva partecipazione transfrontaliera al mercato della capacità a quell’epoca. Il Regno Unito ha invece consentito alle capacità interconnesse di partecipare direttamente alla seconda asta, tenutasi nel 2015. La Commissione tuttavia nutriva dubbi in merito al fatto che la partecipazione transfrontaliera al mercato della capacità dovesse continuare ad essere limitata agli interconnettori.

A norma dell’articolo 26 del regolamento (UE) 2019/943, che si applicherà a decorrere dal 1o gennaio 2020, i meccanismi di capacità devono essere aperti alla partecipazione transfrontaliera diretta dei fornitori di capacità ubicati in un altro Stato membro. In questo contesto, la Commissione accoglie con favore l’impegno del Regno Unito, di cui al considerando 200:

1. a) ad adoperarsi affinché la capacità estera possa partecipare direttamente alle aste la cui preselezione inizia a partire da gennaio 2020, a condizione che siano stati conclusi contratti di cooperazione con i gestori dei sistemi di trasmissione dei paesi limitrofi in cui sono ubicate le capacità partecipanti; e

2. b) in ogni caso ad aprire la partecipazione diretta della capacità estera a tutte le aste la cui preselezione inizia dopo che i metodi, le regole comuni e i termini, di cui all’articolo 26, paragrafo 11, del regolamento (UE) 2019/943 sul mercato interno dell’energia elettrica, sono stati approvati dall’ACER e pubblicati sul suo sito web in conformità dell’articolo 27 del suddetto regolamento e sono divenuti applicabili.

Il punto (232), lettera b), della disciplina spiega che la partecipazione da parte di gestori di altri Stati membri dovrebbe essere consentita laddove tale partecipazione è materialmente possibile, ossia quando la capacità può essere materialmente fornita allo Stato membro in attuazione della misura. La compatibilità del mercato della capacità è pertanto ancora garantita se la partecipazione diretta della capacità estera ad un’asta particolare non è possibile perché la capacità di interconnessione disponibile oggetto delle più recenti stime è già stata impegnata con contratti aggiudicati nelle precedenti aste per l’anno di consegna pertinente.

Per quanto riguarda le osservazioni di alcune parti interessate sul sistema di remunerazione «cap and floor» applicabile agli interconnettori (cfr. considerando 149), la Commissione ritiene che questa situazione sia diversa da quelle descritte ai considerando 32 e 33 per quanto riguarda il cumulo con altri aiuti. Come spiegato dal Regno Unito (cfr. considerando 201), gli eventuali proventi del mercato della capacità sono presi in considerazione prima di valutare le entrate degli interconnettori rispetto al regime «cap and floor». Un interconnettore può ottenere un corrispettivo minimo solo se le sue entrate totali (comprese quelle del mercato della capacità) sono al di sotto della soglia minima, mentre se le entrate totali sono superiori alla soglia massima, l’interconnettore restituisce la somma in eccesso al consumatore. Pertanto, il sistema «cap and floor» è diverso da una misura di sostegno che comporterebbe il cumulo con altri aiuti. Di conseguenza, la Commissione ritiene che gli interconnettori non avrebbero dovuto essere esclusi dalla partecipazione al mercato della capacità su questa base.

Per quanto riguarda l’osservazione della parte interessata sull’esclusione degli interconnettori dall’asta T-1 tenutasi all’inizio del 2018 per l’anno di fornitura 2018/19 (cfr. considerando 150), la Commissione prende atto delle argomentazioni presentate dal Regno Unito di cui al considerando 202. In particolare, come spiegato ai considerando 143 e 144 della decisione di avviare un procedimento, la Commissione riconosce che il Regno Unito ha aumentato la stima del contributo degli interconnettori durante gli eventi di stress a seguito della raccomandazione del PTE e per rispettare il considerando 124 della decisione del 2014. Il loro contributo netto è aumentato da 0 GW a 2,1 GW per l’anno di fornitura 2018/19 (cfr. considerando 36). Di conseguenza, il Regno Unito ha corretto al ribasso la quantità di capacità da ottenere tramite l’asta T-1. Per consentire agli interconnettori di partecipare all’asta T-1 sarebbe stato però necessario aumentare la capacità da mettere all’asta, contrariamente alle attese del mercato basate sulle condizioni dell’asta T-4 del 2014.

Per quanto riguarda i fattori di derating applicati agli interconnettori, la Commissione ritiene che la metodologia basata sui singoli interconnettori non sia discriminatoria. Come spiegato dal Regno Unito al considerando 202, questo particolare approccio agli interconnettori è giustificato dalla notevole diversità degli interconnettori e dei mercati collegati. A causa di tale diversità National Grid utilizza una serie di fattori di derating per ciascun paese interconnesso (calcolata in base a una metodologia di modellizzazione stocastica paneuropea). Inoltre, il PTE esamina in modo indipendente se i tassi di derating sono adeguati.

Per quanto riguarda l’osservazione della parte interessata sull’esclusione degli interconnettori dall’accesso ai contratti di capacità di durata superiore ad un anno (cfr. considerando 150), la Commissione concorda con il Regno Unito sul fatto che l’aggiudicazione di contratti a più lungo termine agli interconnettori non sarebbe coerente con la posizione britannica secondo la quale il modello di interconnessione è una soluzione a breve termine (cfr. considerando 202) adottabile fino all’introduzione di una partecipazione estera diretta. Dal momento che alla capacità di interconnessione sono aggiudicati dei contratti, tale capacità non sarebbe disponibile all’importazione da fornitori ubicati in paesi limitrofi. La partecipazione diretta di capacità estere non sarebbe quindi possibile.

La Commissione conclude inoltre che permettere agli interconnettori di avere accesso a contratti di durata superiore ad un anno sarebbe in contraddizione con il punto (232), lettera b), della disciplina, in particolare con la nota 97, secondo cui i regimi dovrebbero essere adeguati nel caso in cui siano adottati accordi comuni per agevolare la partecipazione transfrontaliera ai medesimi.

La Commissione conclude che il mercato della capacità consente la partecipazione di gestori di altri Stati membri ed è pertanto conforme al punto (232), lettera b), della disciplina.

Il punto (232), lettera c), riguarda la possibilità di consentire la partecipazione di un numero di produttori sufficiente a stabilire un prezzo competitivo per la capacità. Come mostrato nella tabella 7, il prezzo della capacità non era eccessivo e si è addirittura ridotto passando da 19,40 GBP/kW nell’asta T-4 del 2014 a 8,40 GBP/kW nell’asta T-4 del 2017. Inoltre, anche il prezzo nelle aste T-1 è fortemente diminuito, passando da 6,00 GBP/kW nel 2017 a 0,77 GBP/kW nell’asta condizionale tenutasi nel giugno 2019.

La Commissione non ha ricevuto osservazioni contrarie dalle parti interessate e pertanto conclude che il numero di partecipanti al mercato della capacità è sufficiente per stabilire un prezzo competitivo, conformemente al punto (232), lettera c), della disciplina.

Come descritto ai considerando da 110 a 118 della presente decisione (cfr. anche i considerando da 102 a 110 della decisione di avviare un procedimento), il Regno Unito ha attuato una serie di riforme per migliorare il funzionamento dei mercati dell’energia elettrica.

La Commissione non ha ricevuto osservazioni contrarie dalle parti interessate e, sulla base delle argomentazioni di cui sopra, conclude che il mercato della capacità britannico evita effetti negativi sul mercato interno, conformemente al punto (232), lettera d), della disciplina.

Gli interconnettori hanno potuto partecipare alle aste del mercato della capacità a partire dalla seconda asta, tenutasi nel 2015, come spiegato al considerando 34. Il mercato della capacità ha pertanto contribuito al finanziamento degli interconnettori. In particolare, come indicato nella precedente tabella 2, tre CMU di interconnessione di nuova costruzione sono risultate vincitrici dell’asta T-4 del 2017.

Più in generale, come descritto al considerando 116 della presente decisione, il livello di interconnessione del Regno Unito è aumentato passando, in termini di capacità totale installata, dal 4 % del 2014 al 6 % del 2019, in particolare dopo che il progetto NEMO di interconnessione con il Belgio è divenuto operativo il 31 gennaio 2019. La capacità di interconnessione dovrebbe aumentare al 9 % entro il 2021⁷⁴. Inoltre, le misure descritte nella sezione 2.8.4 aiutano a migliorare il funzionamento del market coupling.

La Commissione non ha ricevuto osservazioni contrarie dalle parti interessate e pertanto conclude che il mercato della capacità non riduce gli incentivi ad investire in capacità di interconnessione o nel market coupling, conformemente al punto (233), lettere a) e b), della disciplina.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha indicato che, secondo la modellazione presentata dal Regno Unito, l’introduzione del mercato della capacità tenderà a ridurre i prezzi dell’elettricità sul mercato dell’energia. Il fatto che i produttori esistenti, che hanno deciso di investire sulla base dei prezzi all’ingrosso previsti, abbiano accesso al mercato della capacità e possano integrare i loro proventi implica che mediamente le loro decisioni di investimento non sono state compromesse. Inoltre, le centrali la cui costruzione è iniziata tra il maggio 2012 e la prima asta nel 2014 sono state considerate nuove centrali a riconoscimento del loro investimento in capitale e delle loro aspettative rispetto all’introduzione del mercato della capacità.

Come per qualsiasi cambiamento nella struttura del mercato, è probabile che le conseguenze per alcune centrali esistenti siano più pesanti che per altri, ad esempio per le centrali costruite più di recente ma prima del maggio 2012 e che quindi ai fini del mercato della capacità non possono essere definite «nuove». Qualunque eventuale impatto negativo, comunque, dovrebbe essere limitato dal fatto che tutte le centrali possono accedere al mercato della capacità e dovrebbe essere compensato dai notevoli benefici che la misura dovrebbe apportare al sistema dell’energia elettrica, anche alla luce del chiaro segnale di prezzo che il mercato della capacità dovrebbe fornire in termini di capacità. Tale segnale di prezzo non esisterebbe senza la misura e dovrebbe essere stimato indirettamente attraverso il prezzo dell’energia elettrica.

La Commissione non ha ricevuto osservazioni contrarie dalle parti interessate e pertanto conclude che il mercato della capacità non compromette le decisioni di investimento anteriori all’introduzione della misura, conformemente al punto (233), lettera c), della disciplina.

Il punto (232), lettera d), della disciplina tratta della necessità di evitare effetti negativi sul mercato interno. Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha osservato che contratti di capacità più lunghi per i nuovi investimenti hanno consentito ai nuovi operatori di assicurarsi i finanziamenti necessari. Questo fatto potrebbe anche contribuire a contrastare il rischio di una posizione dominante sul mercato facilitando l’ingresso nel mercato. La Commissione ha inoltre osservato che la forte funzione di determinazione del livello di prezzo delle aste, concepite come aste discendenti, a prezzo discriminatorio, riduce il rischio di esercitare un potere di mercato sull’asta.

La Commissione non ha ricevuto osservazioni contrarie dalle parti interessate e pertanto conclude che il mercato della capacità non rafforza una posizione dominante sul mercato, conformemente al punto (232), lettera d), della disciplina.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione ha esposto una serie di motivi per cui, a suo avviso, il mercato della capacità privilegia i produttori a basse emissioni di carbonio in caso di parametri tecnici ed economici equivalenti, conformemente al punto (233), lettera e), della disciplina:

1. a) la misura è aperta ai produttori a basse emissioni di carbonio. Tuttavia, per evitare il cumulo con altri aiuti e la conseguente sovracompensazione, i produttori non devono beneficiare di altre misure di sostegno, come indicato ai considerando 32 e 33;

2. b) la natura competitiva della procedura di gara del meccanismo lascia i partecipanti esposti ai prezzi del carbonio al momento della vendita dell’energia elettrica sul mercato. A caratteristiche tecniche equivalenti, i costi del carbonio più elevati ridurranno i proventi del mercato dell’energia previsti e aumenteranno il prezzo d’offerta della capacità ad alto tenore di carbonio presentato alle aste (cfr. considerando 67), riducendo le probabilità di un esito d’asta positivo per i produttori di tale capacità⁷⁵;

3. c) come indicato nella decisione del 2014 (considerando 153) e nella decisione di avviare un procedimento (considerando 195), la Commissione ritiene che i costi del carbonio associati al sistema UE ETS rappresentino parametri economici generali ai fini del punto (233), lettera e), della disciplina e siano pertanto insufficienti per dimostrare che una misura accorda una preferenza specifica ai produttori a basse emissioni di carbonio. Tuttavia, la Commissione osserva che il Regno Unito ha introdotto nel 2013 un Carbon Price Floor (CPF, prezzo minimo del carbonio), fissato a 18 GBP/t di CO2 per il 2018/19 e 2019/20. Questo elemento si è tradotto in un prezzo del carbonio più elevato per i produttori di energia elettrica in confronto al solo sistema UE ETS. Secondo la Commissione, pertanto, l’interazione del CPF con il meccanismo di asta sopra descritto ha un effetto equivalente ai criteri di selezione secondari (ad esempio, in un processo di gara che utilizza criteri diversi dal prezzo) che darebbero la preferenza ai produttori a basse emissioni di carbonio in caso di parametri tecnici ed economici equivalenti.

Come specificato al considerando 160, alcune parti interessate hanno insistito sulla necessità di modificare il mercato della capacità per favorire generalmente le tecnologie a basse emissioni di carbonio e, secondo la relazione citata al considerando 21, la commissione per la scienza e la tecnologia della Camera dei Comuni propone che la misura sostenga per quanto possibile le anzidette tecnologie e includa una quota minima di finanziamento da assegnare loro. La Commissione ritiene che, per conformarsi alla disciplina, le modifiche proposte non siano necessarie in quanto a norma del punto (233), lettera e) della disciplina la misura dovrebbe dare preferenza ai produttori a basse emissioni di CO2 solo in caso di parametri economici e tecnici equivalenti.

Per quanto riguarda le considerazioni delle parti interessate secondo cui il mercato della capacità dovrebbe rispettare i limiti di emissione di CO2 imposti dal regolamento (UE) 2019/943 (cfr. considerando 161), la Commissione osserva che:

1. a) per quanto riguarda la nuova capacità, il 18 luglio 2019 è entrata in vigore una modifica della Capacity Market Rule che ha introdotto tali limiti per la capacità di nuova costruzione oggetto di preselezione in vista delle aste di capacità che si terranno all’inizio del 2020 (comprese le nuove componenti che partecipano come gestione della domanda non confermata), come spiegato al considerando 217;

2. b) per quanto riguarda la capacità esistente, il Regno Unito si è impegnato a rispettare le pertinenti disposizioni del regolamento (UE) 2019/943. In particolare, entro la fine del 2020 adotterà modifiche normative per garantire che, a decorrere al più tardi dal 1o luglio 2025, la capacità di produzione la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019 e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e superiori a 350 kg di CO2 di origine fossile in media all’anno per kWh installato non riceva né pagamenti né impegni di pagamento futuri nel quadro del mercato della capacità (cfr. considerando 218).

Sulla base di tali considerazioni, la Commissione conclude che in caso di parametri tecnici ed economici equivalenti il mercato della capacità dà la priorità alle tecnologie a basse emissioni di carbonio, conformemente al punto (233), lettera e), della disciplina.

La Commissione conclude pertanto che il mercato della capacità è conforme alla sezione 3.9.6 della disciplina.

Nella decisione di avviare un procedimento, la Commissione era giunta alla conclusione preliminare che il meccanismo di finanziamento della misura non introduceva alcuna restrizione incompatibile con l’articolo 30 o l’articolo 110 TFUE.

Come spiegato al precedente considerando 88, i pagamenti sono finanziati da un prelievo a carico dei fornitori di energia elettrica («l’obbligo del fornitore»). L’organismo di regolamento calcola e incassa i pagamenti in base all’obbligo del fornitore. Il Regno Unito spiega che tale obbligo è imposto a tutti i fornitori autorizzati in relazione alla loro quota di mercato basata sui volumi di energia elettrica venduti. La Commissione ritiene tuttavia che il prelievo sia molto simile a un’imposta sull’energia elettrica consumata.

Per quanto riguarda gli articoli 30 e 110 del trattato, secondo una costante giurisprudenza, il diritto dell’Unione, nello stadio attuale del suo sviluppo, non limita la libertà di ciascuno Stato membro di istituire un sistema impositivo differenziato per taluni prodotti, anche similari, ai sensi dell’articolo 110 del trattato, in relazione a criteri oggettivi, come la natura delle materie prime utilizzate o i processi di produzione seguiti. Siffatta differenziazione tuttavia è compatibile col diritto dell’Unione solo se persegue scopi compatibili anch’essi con quanto prescritto dal diritto dell’Unione e se le loro modalità sono tali da evitare qualsiasi forma di discriminazione, diretta o indiretta, nei confronti delle importazioni dagli altri Stati membri, o di protezione a favore di prodotti nazionali concorrenti⁷⁶.

La Commissione non ha ricevuto osservazioni contrarie dalle parti interessate o dal Regno Unito e conferma la sua conclusione preliminare.

Un trattamento discriminatorio nei confronti delle importazioni da altri Stati membri presuppone che situazioni simili siano trattate in modo diverso. La Commissione ha pertanto valutato se le importazioni si trovino in una situazione simile a quella della produzione nazionale. Come spiegato al considerando 34, la partecipazione degli interconnettori è stata ammessa dalla seconda asta, tenutasi nel 2015, in qualità di CMU, a parità di condizioni rispetto alla capacità britannica. Inoltre, per il futuro, come descritto al considerando 200, il Regno Unito consentirà la partecipazione diretta al mercato di capacità estere.

La Commissione pertanto conclude che il meccanismo di finanziamento della misura non introduce alcuna restrizione incompatibile con l’articolo 30 o l’articolo 110 TFUE.

Come spiegato al considerando 221, il Regno Unito si è impegnato ad applicare le condizioni relative alla trasparenza di cui alla sezione 3.2.7 della disciplina per quanto riguarda gli aiuti concessi nel quadro del mercato della capacità. La disciplina è pertanto rispettata.

Il 15 novembre 2018 il Tribunale, nella causa T-793/14 - Tempus/Commissione, ha annullato la decisione della Commissione del 23 luglio 2014. Il 25 gennaio 2019 la Commissione ha impugnato la sentenza del Tribunale (causa C-57/19). Poiché il ricorso non ha avuto effetto sospensivo, per conformarsi alla sentenza del Tribunale la Commissione ha deciso di rivalutare il mercato della capacità britannico e il 21 febbraio 2019 ha avviato il procedimento di indagine formale a norma dell’articolo 108, paragrafo 2, TFUE.

Ai fini della certezza del diritto, è necessario stabilire lo status della presente decisione qualora la Corte di giustizia decida di annullare la sentenza del Tribunale nella causa T-793/14, nel qual caso la decisione del 23 luglio 2014 sarebbe valida a partire dalla data della sua adozione. In tal caso, la valutazione di compatibilità effettuata nella presente decisione per quanto riguarda le misure in vigore fino alla data di adozione della presente decisione sarebbe priva di oggetto e di effetti giuridici. Per quanto riguarda le modifiche del mercato della capacità rispetto al meccanismo approvato con decisione della Commissione del 23 luglio 2014, la Commissione ritiene che tali modifiche, descritte ai considerando 182, 187, 194, 197, 200 e 218, costituirebbero modifiche del mercato della capacità in virtù dell’articolo 4, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 794/2004 della Commissione⁷⁷, che la Commissione ha dichiarato compatibile con il mercato interno in virtù dell’articolo 107, paragrafo 3, del trattato sulla base della valutazione esposta nella presente decisione.

La Commissione constata che, dalla data di attuazione della misura e fino alla sua sospensione, il 15 novembre 2018, a seguito della sentenza del Tribunale⁷⁸, il Regno Unito ha illegittimamente attuato il mercato della capacità violando l’articolo 108, paragrafo 3, del trattato, come spiegato al considerando 235. La Commissione ritiene tuttavia che la misura sia compatibile con il mercato interno in virtù dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del trattato, in particolare in virtù della sezione 3.9 della disciplina, per un periodo massimo di 10 anni a decorrere dalla data di attuazione della misura nel 2014 (16 dicembre 2014, ossia quando si è svolta la prima asta del mercato della capacità)⁷⁹,