Il nodal pricing - noto anche come Locational Marginal Pricing (o LMP) - è un metodo per determinare il prezzo dell'elettricità che varia in base alla località. In Parte Uno, abbiamo analizzato le implicazioni del nodal pricing per l'intero sistema energetico della Gran Bretagna. Poi, in Parte Due, abbiamo esplorato cosa potrebbe significare per i sistemi di accumulo di energia a batteria.

Per la Parte Tre, abbiamo modellato il comportamento di un sistema di accumulo di energia a batteria nel corso di una singola giornata, in un nodo simulato. In questo scenario, abbiamo immaginato il nodo come un singolo Grid Supply Point (GSP). Come si può vedere nella figura 1 (sotto), ce ne sono 362 in tutta la Gran Bretagna.

La figura 2 (sotto) mostra la composizione modellata della generazione distribuita in ciascun GSP per l'inverno 2025/26. Questi dati provengono dai Future Energy Scenarios 2021 di NG ESO (in particolare dallo scenario Leading the Way). La domanda media prevista è sovrapposta (la linea viola).

Può essere utile considerare questo articolo non come una previsione, ma come un'integrazione alle Parti Uno e Due. Insieme, i tre articoli mirano a offrire una visione completa di come i sistemi di accumulo a batteria possano operare in un sistema di nodal pricing.

Attenzione spoiler

In questo articolo mostriamo come una batteria possa essere ottimizzata in un sistema di nodal pricing. Un nodo specifico ha caratteristiche uniche che portano a particolari incentivi di prezzo. Possiamo poi aggiungere servizi ancillari a livello nazionale per aumentare i ricavi. Questo inizia ad assomigliare molto a un'ottimizzazione "dietro il contatore" (o co-locata), in cui le caratteristiche specifiche di un sito possono portare a differenze significative nell'ottimale utilizzo dell'accumulo.

Come saranno questi GSP?

La figura 3 (sotto) mostra la capacità modellata in cinque Grid Supply Points individuali. Come sopra, la domanda media prevista è sovrapposta in viola. Ogni GSP ha una diversa composizione di capacità distribuita, domanda e flessibilità (qui definita come accumulo). Abbiamo scelto questi cinque perché particolarmente interessanti: uno ha una domanda elevata, uno molta eolica, uno molta solare distribuita, uno tanta capacità di base e uno una buona combinazione di tutte.

Questi modelli di GSP individuali possono darci una buona idea di come potrebbero comportarsi le batterie, in base alla loro posizione. (In questo articolo ci concentreremo su BOLN_1, MITY_1 e in particolare su CREB_1. Gli altri sono mostrati per dare un quadro della varietà di composizioni che si possono trovare in questi GSP.)

Ad esempio, il GSP di Minety nel Wiltshire (MITY_1) - che attualmente ospita una batteria operativa da 100 MW, oltre a un altro sito di accumulo da 49,9 MW recentemente entrato in funzione* - dovrebbe arrivare a quasi 700 MW di solare entro il 2025/26. Questo supererà la domanda, relativamente bassa, nelle ore più soleggiate. Quindi, una batteria qui potrebbe caricarsi sfruttando l'energia solare in eccesso a metà giornata, scaricarsi durante il picco, quando la domanda probabilmente supererà l'offerta, e fornire servizi ancillari nel resto del tempo.

* Il grafico sopra modella 131 MW di accumulo nel GSP di Minety per il 2025/26. I più attenti noteranno che già oggi ospita più di 131 MW di capacità di accumulo. Questo perché per i grafici di questo articolo sono stati usati i modelli FES 2021, che sono appunto modelli e possono contenere errori.

Al contrario, il GSP di Bolney nel West Sussex (BOLN_1) dovrebbe avere una domanda elevata e poca generazione distribuita. Sarà quindi un GSP importatore netto. Qui l'accumulo probabilmente otterrà i ricavi principalmente dai servizi ancillari, ma potrà anche sfruttare opportunità di arbitraggio sul prezzo di importazione del nodo.

Com'è il nostro nodo?

Per il nostro caso di studio modellato, abbiamo analizzato cosa potrebbe fare una batteria in un nodo GSP durante una giornata di novembre 2025. La figura 4 (sotto) mostra come potrebbe essere questa giornata. Il nodo simulato si basa su Creyke Beck (CREB_1), anche se con alcune differenze. Abbiamo scelto Creyke Beck per la sua composizione mista di generazione.

• La generazione solare è piuttosto bassa, con un fattore di carico del 5% (dato che è inverno). C'è un picco di "altra" generazione da impianti alimentati a biogas, e il vento è consistente.
• La domanda residua sul nodo per la maggior parte della giornata è negativa. Questo significa che il nodo esporta energia, con qualche importazione durante la notte.
• Di conseguenza, il prezzo modellato è alto nei periodi di importazione e basso nei periodi in cui la generazione rinnovabile distribuita supera la domanda.

La figura 5 (sotto) mostra lo stesso nodo, ma questa volta la connessione di import/export è limitata a 200 MVA.

• In alcuni momenti della giornata (tra le 10:00 e le 15:00), la domanda residua supera il limite di esportazione.
• Durante questi periodi, i consumatori all'interno del nodo sono incentivati a utilizzare più energia. Invece di limitare la generazione, potrebbe essere più economico pagare gli utenti per consumare energia.
• È così che si arriva a un "prezzo nodale", che aumenta quando il consumo di energia si avvicina ai limiti di importazione o esportazione del nodo.

Cosa fa il nostro sistema di accumulo a batteria?

Abbiamo modellato un sistema di accumulo a batteria da 50 MW / 100 MWh, con un rendimento di ciclo dell'85%. Consentiamo al sistema di compiere 1,75 cicli in questa giornata. La figura 6 (sotto) mostra il programma di carica e scarica della batteria, dato il prezzo nodale nel nostro nodo di esempio.

(Al momento della scrittura, c'è un unico sistema operativo di accumulo a batteria da 49,9 MW / 50 MWh presso il GSP CREB_1, cioè Creyke Beck.)

• Quando il prezzo aumenta di notte, la batteria si scarica.
• A metà giornata, quando il vincolo di esportazione sarebbe superato, la batteria si carica (e viene pagata per farlo). In questo modo, il limite di esportazione del nodo non viene superato e non serve limitare la generazione.
• La batteria poi si scarica nei periodi di prezzo più alto nel pomeriggio e sera.

Questa ottimizzazione si basa esclusivamente sul prezzo nodale modellato: cioè il programma di carica e scarica sopra riportato presuppone che la batteria cerchi solo opportunità di arbitraggio sul prezzo nodale. Questo porta a lunghi periodi con poca carica residua. Se si considerassero altri fattori, come un requisito minimo di energia o ricavi aggiuntivi dalla disponibilità per servizi ancillari, l'ottimizzazione cambierebbe per avere meno tempo a 0% di carica (ma i ricavi da arbitraggio diminuirebbero)!

Cosa fa il nostro sistema di accumulo a batteria nella risposta di frequenza?

Disponibilità per i servizi ancillari

Come influenzerebbe questo programma la disponibilità del nostro asset per fornire servizi ancillari? La figura 7 (sotto) lo mostra.

In teoria, una batteria da 50 MW inattiva in un sito senza vincoli avrebbe 50 MW di disponibilità sia per la carica che per la scarica. Nel nostro nodo, la disponibilità è limitata: dalla domanda residua, dai vincoli di import/export e dall'energia disponibile nella batteria (ad esempio, quando la batteria è vuota dopo la scarica notturna, non può scaricare ulteriormente).

Dipende anche dalla potenza della batteria. Se la batteria si sta caricando a 50 MW, può smettere di caricarsi e iniziare a scaricare. In questa situazione può scaricare 100 MW, ma ha 0 MW di disponibilità per la carica (dato che è già in carica alla massima potenza).

Regolando la potenza programmata (in base all'ottimizzazione sul prezzo nodale), la batteria potrebbe fornire servizi ancillari nei mercati nazionali, purché questi non richiedano normalmente una potenza elevata (cioè siano "a bassa utilizzazione"). Questo significa che partecipare a questi servizi ancillari non farà deviare troppo l'energia del sistema dal programma pianificato (per la maggior parte del tempo). In questo modo, la batteria può fornire la flessibilità richiesta dal nodo, cumulandola con un altro servizio e guadagnando ulteriori ricavi.

Come sono i prezzi di clearing?

La figura 8 (sotto) mostra i prezzi di clearing della risposta di frequenza a livello nazionale nel giorno modellato.

• I prezzi medi sono di £10/MW/h per il servizio ad alta frequenza e £8/MW/h per quello a bassa frequenza.
• Poiché questo servizio ha una bassa utilizzazione (simile al Dynamic Containment), la nostra batteria può offrirsi per il servizio oltre alle attività di trading all'ingrosso.

La figura 9 (sotto) mostra la disponibilità della batteria per i servizi ancillari con i prezzi di clearing sovrapposti. Questa disponibilità dipende dalla potenza di carica/scarica programmata, dall'energia del sistema e dalla capacità del nodo per importazione/esportazione (considerando la domanda residua).

• Quando la batteria è completamente scarica, intorno a mezzanotte, la disponibilità a scaricare ulteriormente è zero.
• C'è un solo periodo di regolazione (30, o 13:30-14:00) in cui la batteria non ha disponibilità né per carica né per scarica. Questo perché sta caricando al massimo da vuota, quindi non può più caricarsi né scaricare.

Supponiamo che questo servizio ancillare sia acquistato per blocchi EFA, invece che per periodo di regolazione (come avviene attualmente). Dobbiamo essere in grado di fornire il volume venduto per tutto il blocco EFA. Quindi dobbiamo considerare la disponibilità minima per blocco EFA come il volume che possiamo offrire al servizio, sia per l'alta (carica) che per la bassa (scarica) frequenza. Nel caso della figura 9 (sopra), la batteria non può offrire risposta di frequenza durante EFA 1 e EFA 4, perché in alcuni momenti di questi blocchi entrambe le disponibilità sono zero.

Come cambierebbe la situazione con l'acquisto per periodo di regolazione?

Questi limiti su quanto e quanto spesso la batteria può fornire risposta di frequenza dipendono dall'acquisto per blocchi EFA. Come detto sopra, se in un blocco di 4 ore la batteria non ha disponibilità in un qualsiasi momento, non può fornire il servizio per tutte le quattro ore. Se sembra inefficiente, è proprio così.

Se il mercato fosse organizzato diversamente - cioè la risposta di frequenza fosse acquistata per periodo di regolazione di mezz'ora invece che per blocchi EFA di 4 ore - cosa potrebbe fare la batteria? La figura 10 (sotto) mostra quanto servizio di risposta di frequenza la batteria potrebbe offrire nel giorno simulato se il servizio fosse acquistato per periodo di regolazione.

• In questo giorno, l'acquisto per periodo di regolazione consentirebbe alla batteria di fornire il 120% di volume in più rispetto all'acquisto per blocchi EFA.

Se una batteria potesse modificare la propria offerta su base di periodo di regolazione, potrebbe vendere molta più flessibilità disponibile. In teoria, anche l'ESO ne trarrebbe vantaggio. Questa capacità di acquistare il volume necessario in modo più granulare permetterebbe previsioni più accurate della capacità. Non dovrebbero più acquistare "per sicurezza", ma potrebbero regolare le quantità quasi in tempo reale. Inoltre, la possibilità per più asset di offrire la propria flessibilità - cioè più partecipanti al mercato - potrebbe abbassare i prezzi (grazie alla maggiore concorrenza). Tuttavia, probabilmente si avrebbe una diminuzione complessiva della capacità acquistata, quindi un mercato più piccolo per i sistemi di accumulo a batteria.

Quanti soldi guadagna effettivamente il nostro sistema di accumulo a batteria?

Ora che abbiamo visto la strategia di ottimizzazione della batteria, analizziamo la composizione dei ricavi. La figura 11 (sotto) mostra i ricavi modellati del sistema di accumulo a batteria durante la giornata di novembre nel nostro nodo simulato. Ci sono grandi picchi di ricavi da arbitraggio in certi blocchi EFA, mentre i servizi ancillari forniscono un flusso costante di entrate nel resto della giornata.

Naturalmente, bisogna prendere i dati sopra con le dovute cautele. Questi prezzi non rappresentano necessariamente le opportunità che potrebbero emergere con il nodal pricing. Come riferimento, i sistemi di accumulo a batteria da due ore hanno guadagnato in media £311,40/MWh/giorno a novembre 2021, quando la volatilità del mercato all'ingrosso era molto alta. Con il nodal pricing, ci si aspetta che questi valori siano molto più alti in alcuni nodi e molto più bassi in altri.

Conclusioni

Disporre dei dati giusti, in un formato comune e tempestivo, sarà fondamentale per sfruttare al massimo la flessibilità nodale. Anche se il compito dell'ottimizzatore (e di chiunque voglia modellare le opportunità tra i vari nodi) potrebbe diventare molto più complesso, potrebbe anche essere più interessante. In definitiva, il sistema nel suo complesso dovrebbe beneficiare di costi di bilanciamento più bassi!