Il Capacity Market (CM) offre alle batterie un flusso di ricavi prevedibile e contrattualizzato, corrisposto durante tutto l’anno in cambio dell’impegno a fornire capacità nei periodi di picco della domanda. L’asta T-4 consente inoltre agli sviluppatori di assicurarsi ricavi contrattualizzati fino a quattro anni prima dell’anno di consegna, un fattore spesso decisivo per il finanziamento dei progetti.

Da giugno 2025, il CM ha rappresentato il 13% dei ricavi delle batterie, salendo al 22% nei mesi con ricavi di mercato inferiori, come nel recente esempio di febbraio 2026. In alcuni inverni, questa quota può aumentare notevolmente. Nell’inverno 2023/24, i ricavi del CM hanno raggiunto il 30% dei ricavi complessivi.

Indice

• Che cos’è il Capacity Market?
• Come funzionano le aste del Capacity Market
• Prezzi di aggiudicazione del Capacity Market dal 2018/19 al 2029/30
• Fattori di de-rating: come la durata delle batterie determina la capacità contrattualizzata
• Come calcolare il valore di un contratto CM per una batteria
• Ciclo annuale di partecipazione: dalla prequalifica alla consegna
• Obblighi di consegna, test e penalità
• Principali fonti di dati
• Dati di riferimento

Che cos’è il Capacity Market?

Il Capacity Market in Gran Bretagna è stato istituito per affrontare il problema dei «ricavi mancanti». In assenza di un pagamento specifico per la capacità, il mercato rischia di investire troppo poco nella generazione necessaria a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento.

In un mercato elettrico basato esclusivamente sull’energia, i generatori ottengono ricavi solo quando producono. Ciò può non incentivare a sufficienza la costruzione o la manutenzione di capacità programmabile. La rete ha bisogno che questi impianti siano disponibili quando servono nei momenti di stress del sistema, ma i costi di esercizio rendono antieconomico il loro funzionamento se i prezzi non sono elevati. Questi episodi potrebbero verificarsi troppo raramente perché l’impianto sia redditizio. L’obiettivo di un pagamento per la capacità è quindi garantire la sostenibilità economica della generazione e una disponibilità sufficiente di capacità programmabile nel sistema.

Il CM riconosce ai fornitori di capacità una tariffa fissa annua per kilowatt di capacità de-rated (£/kW/anno), in cambio della disponibilità durante l’inverno. I fornitori devono erogare la capacità contrattualizzata quando vengono chiamati durante un evento di stress del sistema. L’anno di consegna va dal 1º ottobre al 30 settembre.

Il CM è neutrale rispetto alla tecnologia. Sistemi di accumulo a batteria (BESS), centrali a gas di punta, centrali nucleari, impianti idroelettrici a pompaggio, risposta della domanda e interconnettori competono tutti nelle stesse aste. I pagamenti CM si affiancano alla negoziazione all’ingrosso, al Balancing Mechanism e ai servizi ancillari nel mix dei ricavi di un BESS. Per una panoramica completa dei ricavi che le batterie ottengono su questi mercati, consulta Come guadagna un sistema di accumulo a batteria?.

Come funzionano le aste del Capacity Market

La capacità programmabile descrive una risorsa teorica in grado di fornire elettricità in modo costante e senza interruzioni. Il governo stabilisce quanta capacità programmabile ritiene necessario acquisire. I contratti del Capacity Market vengono assegnati tramite due diverse aste annuali, entrambe organizzate a febbraio o marzo e gestite dall’EMR Delivery Body.

Come si determina il prezzo di aggiudicazione

Il Capacity Market utilizza un’asta con prezzo discendente e meccanismo pay-as-clear. L’asta parte da un prezzo massimo di £75/kW/anno, che diminuisce di £5/kW/anno a ogni turno. I partecipanti restano implicitamente in asta tramite offerte di permanenza oppure presentano offerte di uscita, indicando il prezzo minimo che sono disposti ad accettare.

La maggior parte degli impianti esistenti è classificata come price taker: si presume che sia economicamente sostenibile anche a prezzi inferiori e deve uscire dall’asta a un prezzo pari o inferiore a £25/kW/anno. Gli impianti che dimostrano di aver bisogno di ricavi più elevati per essere economicamente sostenibili sono classificati come price maker e possono restare in asta fino a qualsiasi prezzo entro il tetto massimo.

L’asta si chiude nel turno in cui l’offerta residua scende al di sotto della curva della domanda pubblicata per la rete. Il prezzo finale di aggiudicazione viene quindi determinato tramite una corrispondenza esatta tra offerta e domanda oppure, più comunemente, con l’algoritmo del benessere netto, che calcola se per i consumatori sia preferibile acquistare una quantità di capacità leggermente superiore o inferiore a quella necessaria.

Aste T-4

Le aste T-4 si svolgono quattro anni prima dell’anno di consegna a cui si riferiscono. Rappresentano un importante segnale anticipato per gli investimenti in nuovi impianti: gli sviluppatori possono assicurarsi ricavi certi a lungo termine prima di impegnare capitale. La T-4 è un’asta con prezzo discendente: il prezzo di aggiudicazione diminuisce di £5/kW a ogni turno, finché la capacità residua non corrisponde all’obiettivo del governo. Se non si chiude il primo giorno, l’asta può proseguire per più giorni.

Aste T-1

Le aste T-1 si svolgono un anno prima dell’anno di consegna. Servono da meccanismo di integrazione e adeguano la capacità in base alle variazioni delle previsioni della domanda e agli impianti che, dalla T-4, sono stati chiusi o non hanno superato la prequalifica. Come la T-4, anche la T-1 può proseguire per più giorni se non si chiude il primo giorno. Vi partecipano soprattutto impianti esistenti, anziché nuovi impianti.

Durata dei contratti

Gli accordi pluriennali sono disponibili solo nelle aste T-4, dove la durata del contratto è determinata dalla spesa in conto capitale (CapEx) del progetto. I vincitori delle aste T-1 ottengono contratti di un anno, indipendentemente dal CapEx.

Nel 2024 il governo ha introdotto la fascia dei 9 anni, offrendo ai progetti con CapEx intermedio una possibilità di ottenere accordi pluriennali. È stata applicata per la prima volta nell’asta T-4 2029/30, tenutasi a marzo 2026. La fascia è aperta ai progetti di nuova costruzione e ristrutturazione che emettono meno di 100 g di CO2 per kWh, inclusi gli impianti di accumulo a batteria.

Il DESNZ fissa la soglia dei 9 anni a metà tra quelle dei 3 e dei 15 anni, arrotondando al multiplo di £5 più vicino. Le soglie aumentano tutte con l’inflazione a ogni ciclo d’asta.

Unità del Capacity Market (CMU)

Ogni partecipante al CM registra una Capacity Market Unit (CMU), l’entità titolare di un Capacity Agreement e obbligata a fornire capacità durante un evento di stress. Un sito può essere registrato come un’unica CMU aggregata oppure suddiviso in più CMU, una per ciascuna unità di generazione.

La suddivisione offre flessibilità: le singole CMU possono presentare offerte per durate diverse, mantenere accordi per anni di consegna differenti e trasferire separatamente i singoli accordi. Per suddividere un sito, ogni unità di generazione deve poter essere controllata in modo indipendente, disporre di misuratori che ne rilevino separatamente la produzione ed essere presentata con una domanda di prequalifica distinta.

Idoneità agli accordi

Una CMU può avere un solo Capacity Agreement attivo alla volta e non può partecipare nuovamente alle aste mentre è vincolata da un accordo pluriennale. Alla scadenza di un accordo di 15 anni, la CMU diventa una CMU esistente, idonea solo per accordi di un anno.

Per ottenere nuovamente un contratto pluriennale, deve presentare domanda come CMU in ristrutturazione, con un CapEx pianificato che soddisfi la soglia pertinente. In pratica, il CapEx incrementale su un sito esistente è in genere inferiore alla soglia di £350/kW per un nuovo accordo di 15 anni, poiché non include la connessione alla rete, il terreno, le opere civili e le altre infrastrutture fisse già presenti.

Prezzi di aggiudicazione del Capacity Market dal 2018/19 al 2029/30

I prezzi di aggiudicazione T-4 e T-1 riflettono dinamiche diverse di domanda e offerta. I prezzi T-1 sono più volatili, reagiscono all’eventuale surplus o deficit di capacità nel breve termine e spesso risentono anche di fattori politici.

Hanno raggiunto un picco di £75/kW per l’anno di consegna 2022/23, per poi scendere a £5/kW per il 2026/27 a causa dell’ di tecnologie programmabili, come i BESS. I prezzi T-4 sono saliti da £8,40/kW per l’anno di consegna 2021/22 a un picco di £65/kW per il 2027/28, prima di scendere a £27,10/kW per il 2029/30.