I servizi ancillari rappresentano una quota sempre minore delle entrate per i sistemi di accumulo a batteria, poiché i prezzi della risposta in frequenza sono diminuiti. Ma nuovi mercati per altri servizi ancillari potrebbero cambiare questa situazione? Attraverso i suoi programmi pathfinder, l'ESO ha testato nuovi servizi ancillari per la stabilità, la tensione e la gestione delle congestioni.

Questi servizi risolvono problemi locali della rete e vengono approvvigionati in diverse aree a seconda delle esigenze del sistema. Finora, l'ESO ha acquistato questi servizi tramite gare competitive per la consegna con un anno o più di anticipo. Tuttavia, ci si aspetta un passaggio verso tempistiche di approvvigionamento più brevi, con un mercato day-ahead previsto per i servizi di stabilità già dal 2026.

In questo articolo analizziamo i requisiti e il potenziale valore di ciascuno di questi servizi.

Stabilità

I servizi di stabilità sono pensati per aumentare l’inerzia della rete e il livello di cortocircuito (SCL). Questo consente alla frequenza del sistema (inerzia) e alla tensione (SCL) di rimanere stabili durante disturbi imprevisti.

Storicamente, i grandi generatori termici sincronizzati alla rete fornivano questi benefici grazie al loro funzionamento, ma con una rete sempre più rinnovabile non è più possibile farvi affidamento. Attualmente, l'ESO aumenta la produzione dei generatori termici tramite il Balancing Mechanism quando l’inerzia scende sotto i livelli operativi. Il programma stability pathfinder mira a creare mercati competitivi per l'approvvigionamento di questi servizi.

L'ESO ha completato finora tre round di gare pathfinder, con generatori pagati tramite un compenso di disponibilità (£/periodo di regolazione) per fornire inerzia e livello di cortocircuito. Le batterie dotate di inverter grid-forming hanno potuto partecipare al secondo di questi bandi.

Cinque batterie hanno vinto contratti annuali nel secondo round, focalizzato sul mantenimento dei livelli di cortocircuito in Scozia. I valori contrattuali andavano da £5k a £25k/MW/anno, anche se gli operatori devono considerare questi ricavi insieme ai maggiori costi di un inverter grid-forming.

Dopo i tre round pathfinder, l’ESO si è avvicinata a un modello definitivo di mercato per la stabilità. Il mercato di medio termine, che contratta inerzia e livello di cortocircuito con un anno di anticipo, è stato lanciato nell’ottobre 2023 e i primi risultati sono attesi per settembre 2024. Un’asta day-ahead per il servizio potrebbe partire già nel 2026.

Potenza reattiva

Con la generazione sempre più decentralizzata e integrata nella rete di distribuzione, alcune linee di trasmissione possono rimanere a basso utilizzo per lunghi periodi. In alcune aree, ciò ha aumentato la quantità di potenza reattiva sulla rete, che deve essere assorbita per evitare l’aumento della tensione.

Attualmente, l’ESO gestisce la potenza reattiva tramite l’Obligatory Reactive Power Service (ORPS). Il grid code richiede a tutti i generatori collegati alla trasmissione di fornire questo servizio, incluse le batterie, che devono variare la quantità di potenza reattiva nel loro output.

In pratica, solo tre batterie hanno fornito il servizio finora, guadagnando in media £1,5k/MW/anno.

Oltre all’ORPS, sono state effettuate due gare pathfinder per la tensione, mirate ad approvvigionare potenza reattiva in aree specifiche con contratti a lungo termine. Finora, solo una batteria, Capenhurst, ha vinto un bando: riceve un pagamento di disponibilità di £2,6k/MW/anno per 9 anni di contratto.

I risultati di una terza gara pathfinder per Londra e il Nord dell’Inghilterra sono attesi per ottobre 2024. Prima che l’ESO passi a un meccanismo di mercato a lungo termine, potremmo vedere altre gare pathfinder in futuro.

Gestione delle congestioni

Infine, l’ESO sta sperimentando nuovi servizi ancillari per la gestione delle congestioni di trasmissione. Queste tipicamente si formano quando l’energia eolica prodotta in Scozia e nell’Inghilterra orientale fluisce verso i centri di domanda nel Sud-Est.

Attualmente, l’ESO deve anticipare la formazione di una congestione e redistribuire i generatori tramite il Balancing Mechanism. Questo riduce i flussi di trasmissione prima del guasto, per evitare il sovraccarico delle linee.

L’obiettivo è aumentare la capacità di intertrip per gestire i limiti di trasmissione a livelli di utilizzo più elevati. Ciò richiede ai generatori di scollegarsi rapidamente in caso di guasto, per evitare il sovraccarico dei confini di rete.

Finora sono state svolte due gare pathfinder per la gestione delle congestioni, rivolte ai generatori a nord del confine B6 in Scozia e a est del confine EC5 in Inghilterra orientale. Quando i generatori possono essere richiesti di scollegarsi, ricevono un messaggio di ‘arming’. Ricevono un pagamento per ogni periodo di regolazione armato, oltre a una tariffa fissa in caso di trip.

Finora solo una batteria – Wishaw – ha ottenuto un contratto, con una tariffa di armamento di £3,8k/SP e una tariffa di trip di £50k. Tuttavia, è stata armata solo per 1 minuto nell’anno contrattuale 2023/24, rispetto ai quasi 4 giorni del parco eolico di Whitelee.

Whitelee ha guadagnato £1,4k/MW/anno da pagamenti di disponibilità in questo anno contrattuale, ma è improbabile che una batteria raggiunga ricavi così elevati. Attualmente, le batterie sono limitate nella fornitura dei servizi di intertrip, poiché possono essere armate e scollegate solo quando esportano, e non possono ricevere il segnale per importare.

Dopo le gare pathfinder, l’ESO sta gestendo due bandi permanenti per le zone B6 ed EC5. Il bando EC5 si concluderà nel quarto trimestre 2024, mentre quello B6 partirà a seguire.