(128) D’autres parties intéressées se sont interrogées sur la nécessité du marché de capacité, en faisant valoir que:
a) le marché britannique serait sur-approvisionné. Dans leurs observations, elles ont relevé l’approche prudente adoptée par National Grid dans ses estimations de l’offre et de la demande, le niveau élevé des marges de capacité pour l’hiver 2018/19, le faible niveau de la LOLE, les assurances données par le Royaume-Uni quant à la sécurité de l’approvisionnement cet hiver-là, le niveau peu élevé des prix d’équilibre et la croissance sensible de l’interconnexion;
b) le marché «energy-only» serait mieux à même de garantir l’adéquation des capacités de production, en particulier après la mise en œuvre par le Royaume-Uni de réformes telles que le déploiement du compteur intelligent, les réformes du «cash-out», et les périodes de règlement d’une demi-heure. Une partie intéressée a cité le marché «energy-only» de l’Australie comme exemple dans lequel la volatilité des prix de gros envoie des signaux clairs en faveur de l’investissement dans la gestion de la demande;
c) le marché de capacité perpétuerait le problème du «missing money» en décourageant la tarification de la rareté, qui est nécessaire pour encourager les investissements dans la gestion de la demande et le stockage. Plusieurs parties ont indiqué dans leurs observations que les changements dans les prix de l’électricité à la suite de l’arrêt du Tribunal attestent cet effet dissuasif;
d) la Commission devrait examiner de façon approfondie le potentiel de la gestion de la demande, sur une période de dix ans, ainsi que l’incidence du marché de capacité sur ce potentiel. Se référant à des études, les parties intéressées indiquent que i) si des compteurs intelligents et d’autres dispositifs utiles sont déployés à grande échelle, 15 GW de la demande intérieure pourraient être déplacés lors d’une journée de pic hivernale en 2025; ii) selon les estimations d’un modèle de 2012, les clients industriels fourniraient une capacité de gestion de la demande de 4 à 5 GW; tandis que iii) le potentiel de gestion de la demande de l’ensemble des bâtiments non résidentiels et non industriels serait compris, pour l’année 2012, entre 1,2 et 4,4 GW pour une journée de pic hivernale; iv) jusqu’à 1 GW de gestion de la demande pourrait être disponible à Londres en 2050. Elles considèrent également que la participation de la gestion de la demande aux enchères sur le marché de capacité est faible, représentant 1,37 % de la capacité totale mise aux enchères. Enfin, certaines parties intéressées ont critiqué les enchères transitoires, qu’elles estiment insuffisantes pour promouvoir la gestion de la demande, parce qu’elles excluent les opérateurs de gestion de la demande ayant conclu des contrats dans le cadre des enchères durables, et que les deuxièmes enchères transitoires étaient limitées à l’effacement et n’étaient donc pas suffisantes pour promouvoir ce type de gestion de la demande à long terme. Elles regrettent également que le Royaume-Uni n’ait pas prolongé les enchères transitoires de deux ans.