Le ultime due aste T-1 del Capacity Market si sono concluse con prezzi eccezionalmente alti di £75/kW/anno e £60/kW/anno. La prossima asta si terrà il 20 febbraio, con una capacità obiettivo record di 7,7 GW. Dunque, assisteremo di nuovo a prezzi così elevati quest'anno?

Per l'asta T-1 del Capacity Market per l'anno di consegna 2024/25 sono stati qualificati 9,9 GW di capacità derating, di cui 9,5 GW hanno confermato la partecipazione. L'asta ha una capacità obiettivo di 7,7 GW, un record, e si potrebbero arrivare a procurare fino a 8,7 GW.

• Negli ultimi due anni, le aste T-1 si sono concluse con prezzi di £75/kW e £60/kW. Tuttavia, una ripetizione quest'anno sembra improbabile. In base al comportamento storico delle aste, è più probabile un prezzo compreso tra £15-25/kW.
• Le strategie d'asta di tre centrali a gas sembrano essere decisive per un prezzo più elevato. Corby (267 MW derating) e le due CCGT di ritorno Sutton Bridge e Severn (779 MW ciascuna) sono le centrali che più probabilmente usciranno dall'asta nelle prime fasi, il che potrebbe portare a un prezzo di aggiudicazione fino a £55/kW.
• Oltre ai fattori di derating più bassi, un prezzo di £21/kW comporterebbe che un contratto T-1 offra il 75% di valore in meno rispetto a quello di quest'anno, scendendo al di sotto del valore dei contratti T-4 che entreranno in vigore il prossimo inverno.

9,5 GW di capacità entrano in asta dopo l'uscita di 360 MW

360 MW di capacità inizialmente prequalificata hanno deciso di non partecipare all'asta, lasciando 9,5 GW di capacità prequalificata ancora in gara.

Questo significa che 1,8 GW dovranno uscire dall'asta per raggiungere la capacità obiettivo, con un prezzo di £50/kW. Per arrivare al tetto massimo di £75/kW, dovrebbero uscire 2,8 GW.

Di questi, 4 GW provengono dal gas e 2,7 GW dal nucleare. Sebbene la maggior parte della capacità in asta provenga da siti esistenti, il 76% della capacità DSR è non verificata e il 77% della capacità delle batterie proviene da nuovi impianti.

4 GW di batterie hanno ottenuto la prequalifica

4 GW di capacità di connessione per batterie (713 MW derating) entreranno nell'asta il 20 febbraio. Il 70% di questa capacità proviene da nuovi impianti. Tra questi, tre nuovi siti oltre i 100 MW: 99 MW Bramley di Penso Power, 144 MW presso la ex centrale di Teesside di Semcorp e 200 MW Blackhillock di Zenobe.

Le tendenze storiche sono il miglior indicatore del comportamento dell'asta T-1

La maggior parte delle unità nelle aste T-1 del Capacity Market (anche quelle di nuova costruzione) sono operative o quasi completate all'avvio dell'asta. Questo significa che gran parte di questa capacità difficilmente modificherà i propri piani operativi in base all'esito dell'asta e può accettare prezzi molto bassi. Questo è già avvenuto in passato, con prezzi fino a £0,77/kW nel 2019.

Le unità escono più probabilmente dall'asta nel primo round o dopo la soglia price-taker

Le aste T-1 degli anni precedenti offrono una buona indicazione del comportamento d'offerta che probabilmente vedremo anche quest'anno. Generalmente, finché i prezzi non scendono sotto £10/kW, la maggior parte delle unità esce dall'asta nel primo round o a £25/kW. Questa è la 'Soglia Price-Taker' - oltre la quale la maggior parte delle unità esistenti non può uscire dall'asta.

Fanno eccezione gli impianti vicini alla chiusura, che cercano contratti a prezzo elevato per continuare a produrre. In passato ciò ha portato a una maggiore capacità uscita nelle fasi a prezzo più alto.

Seguendo le tendenze storiche, è probabile che l'asta si chiuda tra £15-25/kW

La curva di domanda dell'asta del Capacity Market potrebbe contribuire a evitare che i prezzi scendano troppo quest'anno. L'ESO potrà acquistare fino a 8,7 GW di capacità per £0/kW - basterebbe che solo 800 MW uscissero dall'asta.

Utilizzando il volume medio uscito in ogni round delle aste storiche, quest'anno si avrebbe una chiusura tra £15 e 25/kW: £21/kW nello scenario illustrato di seguito.

Considerando la capacità minima e massima uscita dalle aste storiche in ogni round, si ottiene una gamma di possibili risultati compresa tra £4/kW e £45/kW.

Sebbene le aste storiche abbiano seguito schemi simili, il comportamento delle grandi unità in pensionamento ha spesso giocato un ruolo chiave nel determinare il prezzo finale di aggiudicazione. È stato il caso dell'asta 2021/22, con la chiusura della centrale a carbone West Burton A da 1,7 GW.

L'uscita anticipata di grandi unità potrebbe portare a un prezzo di £50/kW

6,7 GW di capacità prequalificata in asta provengono da sole dodici unità da 200 MW o più. Ognuna di queste ha il potenziale per innescare un prezzo più elevato uscendo dall'asta nelle prime fasi.

EDF ha comunicato che ciascuna delle quattro unità nucleari continuerà a operare oltre il 2025, quindi ci si aspetta che restino in asta.

Tra le unità a gas prequalificate, Corby (267 MW) è la più probabile a ritirarsi, non avendo contratti T-4 futuri. Nel frattempo, le CCGT Sutton Bridge (0,8 GW) e Severn (0,8 GW) stanno tornando in servizio dopo un periodo di fermo. Potrebbero cercare un prezzo elevato per tornare operative in tempo per il prossimo inverno.

L'uscita anticipata di questi tre impianti porterebbe il prezzo di aggiudicazione fino a £53/kW. Tuttavia, ciò richiederebbe che questi impianti ottengano l'autorizzazione per partecipare come price-maker.

I fattori di derating del Capacity Market penalizzano i sistemi di accumulo a batterie

I fattori di derating nell'asta T-1 di quest'anno sono scesi dal 19% all'11% per le batterie da un'ora e dal 37% al 24% per quelle da due ore. Questo influenzerà notevolmente il valore dei contratti Capacity Market per le batterie, anche se l'asta dovesse chiudersi a un prezzo elevato. Se l'asta si chiudesse a £21/kW, si avrebbe una riduzione del valore del contratto del 75% rispetto alla T-1 dello scorso anno.

Questo lo porterebbe sotto il valore dei contratti T-4 attivi nello stesso anno e di quelli avviati nel 2019 e 2020. Tuttavia, resterebbe superiore al valore dei contratti ottenuti nel 2021 e 2022.

2 GW di batterie attualmente senza contratto Capacity Market dopo settembre 2024

Dei 3,6 GW di batterie operative in Gran Bretagna, 3,4 GW avevano contratti Capacity Market per l'anno di consegna 2023/24. 1 GW di questi sono contratti T-4 a lungo termine, che continueranno.

Ulteriori 0,6 GW di capacità batterie hanno contratti T-4 per la consegna nel 2024/25, a un prezzo di £18/kW. Restano quindi 2 GW di capacità batterie attualmente senza contratto Capacity Market oltre settembre 2024. Di questi, 1,8 GW (1,7 GW di capacità di connessione) sono entrati in asta e sperano di ottenere un contratto per il prossimo anno.

Questi contratti T-1 saranno fondamentali per i ricavi

Da gennaio 2023, il Capacity Market ha garantito alle batterie una media di £1.1k/MW/mese. Con la forte riduzione dei ricavi dai servizi di risposta di frequenza, il Capacity Market ora rappresenta circa il 30% dei ricavi delle batterie.

Per gli 1,8 GW di batterie che partecipano alla T-1, il risultato dell'asta avrà dunque un impatto notevole. Tuttavia, data la quantità di capacità in gara, una ripetizione del prezzo di £60/kW dello scorso anno sembra improbabile.