Il prezzo nodale è un metodo per determinare il prezzo dell’elettricità che varia in base alla posizione geografica. Viene anche chiamato prezzo marginale locazionale (o LMP). In Parte Uno, abbiamo analizzato le implicazioni del prezzo nodale per l’intero sistema energetico della Gran Bretagna. Qui esploriamo cosa potrebbe significare per i sistemi di accumulo a batteria (BESS). Più avanti, in Parte Tre, modelleremo cosa potrebbe fare un sistema di accumulo a batteria durante una giornata in un nodo simulato.

La Figura 1 (sotto) mostra possibili scenari su come potremmo determinare i prezzi in base alla posizione. A sinistra, abbiamo l’attuale sistema: un unico prezzo all’ingrosso valido per tutta la Gran Bretagna. Al centro, si vede la suddivisione della GB nei suoi 14 gruppi Grid Supply Point (GSP). Esistono già differenze nei costi di rete – come DUoS e TNUoS – tra questi 14 gruppi. A destra, sono evidenziati i 362 singoli Grid Supply Point. Questo ci dà un’idea di come potremmo determinare i prezzi in futuro – cioè a un livello molto più granulare.

Attenzione spoiler

In Parte Tre useremo dati modellati per analizzare in dettaglio cosa potrebbe fare un sistema di accumulo a batteria. In questo articolo abbiamo visto come il prezzo nodale probabilmente influenzerà l’accumulo a batteria a livello generale. Ecco i punti chiave:

• I profili di generazione e domanda saranno molto diversi tra i vari nodi.
• La necessità di servizi di risposta in frequenza – e i relativi prezzi – varierà probabilmente in base alle caratteristiche di ciascun nodo.
• Per gli ottimizzatori sarebbe più semplice operare in un mercato all’ingrosso unificato.
• I differenziali di prezzo tra giorno e notte incentiveranno la co-localizzazione in determinati nodi.

Con il prezzo nodale, potremmo avere 362 scenari potenziali. Ognuno avrà diversi livelli di produzione solare, eolica, di base, idroelettrica, generazione embedded totale, profili di domanda, capacità di import/export, fattori di perdita di carico, inerzia, condizioni meteorologiche – le variabili sono infinite. Potrebbe diventare tutto molto complesso. Tuttavia, per gli ottimizzatori (o chi sviluppa business case), un mercato all’ingrosso unificato sarebbe più semplice da navigare, come detto sopra. Il prezzo nodale renderà la rete più efficiente. Dovrebbe portare a una riduzione degli attuali costi di bilanciamento, che sono in forte aumento.

Tutto ciò influenzerà il segnale di prezzo finale – senza dimenticare il business case – per l’accumulo a batteria.

Quanto potrebbero essere diversi questi nodi?

Energy Systems Catapult e National Grid Energy System Operator (NG ESO) hanno indicato che una maggiore granularità dei nodi aiuterebbe a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione. Ciò sarebbe possibile integrando grandi quantità di rinnovabili senza la necessità di importanti rafforzamenti di rete e costi di bilanciamento eccessivi.

I documenti “Future Energy Scenarios” (FES) 2021 di ESO ci danno un’idea di cosa potrebbero essere questi nodi: i 362 Grid Supply Point (GSP). La Figura 2 (sotto) mostra la composizione modellata della generazione embedded in ciascun GSP nell’inverno 2025/26, secondo lo scenario Leading the Way. (Come spiegato qui, Leading the Way è lo scenario FES più ambizioso – il “percorso più rapido e credibile verso la decarbonizzazione”). Abbiamo sovrapposto la domanda media prevista (la linea viola).

• La capacità solare embedded domina il quadro. Produrre molta energia di giorno nei mesi estivi, ma poco in inverno.
• Nel 62% dei punti GSP, la domanda invernale dovrebbe superare la capacità di generazione embedded.

Profili di carico

Anche se la situazione sopra sembra positiva, con la generazione che supera la domanda in molti GSP, bisogna comunque considerare i fattori di carico. Per modellare più accuratamente l’equilibrio tra generazione e domanda in questi GSP, abbiamo applicato i seguenti fattori di carico: 38% per l’eolico, 4% per il solare e 60% per l’idroelettrico e altre fonti (che assomigliano alla generazione di base).

La Figura 3 (sotto) mostra la generazione embedded media tenendo conto di questi fattori di carico. Come sopra, la domanda media prevista è sovrapposta.

• Nell’87% dei GSP, la domanda supera la generazione embedded in quel nodo. Ciò comporterà che questi nodi importeranno energia, probabilmente dalla generazione collegata alla trasmissione.

Lo scenario attuale per l’accumulo a batteria

Prima di approfondire cosa potrebbe fare l’accumulo a batteria in un sistema a prezzo nodale, ricordiamo come funziona attualmente nel sistema nazionale. La Figura 4 (sotto) mostra la distribuzione dei ricavi per l’accumulo a batteria per il primo trimestre 2022 (escluse le tariffe di utilizzo del sistema).

• I servizi di risposta in frequenza costituiscono la maggior parte dei ricavi.
• C’è anche un po’ di attività merchant quando i mercati offrono uno spread sufficiente per uscire dalla risposta in frequenza.
• Il Balancing Mechanism offre un’ulteriore opportunità di flessibilità.
• Non è mostrato nel grafico sopra, ma esiste anche qualche (seppur limitata) opportunità di capitalizzare la posizione tramite le tariffe TNUoS. Abbiamo approfondito questo aspetto nel nostro recente articolo sui Triads 2021/22.

Quali sono i requisiti attuali per la localizzazione dei servizi di risposta in frequenza?

• Non ci sono requisiti di localizzazione per l’aggregazione dei servizi legacy (che stanno per essere eliminati). FFR richiede un minimo di 1 MW per unità, indipendentemente dalla posizione.
• I nuovi servizi dinamici – Dynamic Regulation (DR) e Dynamic Moderation (DM) – hanno un requisito di localizzazione. Gli asset in DR e DM sono (o saranno) aggregati a livello di gruppo GSP. È richiesto un minimo di 1 MW di disponibilità per gruppo GSP per partecipare al servizio.
• Dynamic Containment ha un requisito di localizzazione più restrittivo – minimo 1 MW per GSP. Tuttavia, NG ESO ha recentemente annunciato l’intenzione di portare DC a 1 MW per gruppo GSP, allineandolo ai nuovi servizi dinamici. Questo rimuoverà una barriera all’ingresso per gli asset più piccoli.

Come potrebbe il prezzo nodale influenzare i requisiti di risposta in frequenza?

Con il prezzo nodale, immaginiamo che NG ESO – o un potenziale Future System Operator – sarà responsabile del mantenimento della frequenza di sistema intorno ai 50 Hz. Ma come cambieranno i servizi ancillari (e i sistemi di accumulo a batteria che li offrono) con il prezzo nodale?

NG ESO sta attualmente sviluppando uno strumento di mappatura che permetterà di individuare meglio la posizione degli asset. Questo aiuterà la control room a gestire le congestioni in modo locazionale. Con il prezzo nodale, è possibile che i mercati della risposta in frequenza abbiano requisiti diversi a seconda della posizione, in base alla composizione della generazione e alle congestioni di rete in ciascuna parte della rete.

Altri fattori, come la perdita di carico o l’inerzia, potrebbero anch’essi modificare i requisiti per nodo. Ad esempio, Hinkley Point C porta con sé una potenziale perdita di carico di 1800 MW – che potrebbe richiedere grandi risorse per la Dynamic Containment. Tuttavia, potrebbe avere scarso bisogno di Dynamic Regulation e Dynamic Moderation, perché l’inerzia sarà alta grazie alle grandi turbine sincrone.

Al contrario, un nodo con poca generazione sincrona ma molta energia solare o eolica potrebbe avere requisiti significativi per DR, poiché l’inerzia sarebbe bassa. Anche se non c’è un rischio significativo di perdita di carico, il potenzialmente alto RoCoF – ad esempio, quando nuvole passano sopra la zona – potrebbe generare una richiesta relativamente elevata di DM.

Come potrebbe il prezzo nodale influenzare le opportunità merchant?

Con la regolazione a 5 minuti e una maggiore volatilità dei prezzi (poiché i mercati faranno più bilanciamento), ci sarebbero più opportunità di arbitraggio. Questo si adatta bene alla flessibilità offerta dall’accumulo a batteria. Le operazioni delle batterie sul mercato all’ingrosso potrebbero iniziare ad assomigliare a offerte e domande nell’attuale Balancing Mechanism.

Ci sarà un unico mercato merchant in cui scambiare flessibilità. Attualmente abbiamo mercati all’ingrosso orari, mezz’ora, intraday (potenzialmente su più borse), e il BM, oltre ai costi di rete locazionali. Con il prezzo nodale, dovrebbe essere più semplice per gli operatori navigare in un unico mercato unificato. Tuttavia, questo mercato offrirà (potenzialmente) 362 prezzi diversi.

Ottimizzare l’accumulo a batteria con il prezzo nodale

In Parte Uno, abbiamo analizzato un nodo esempio nella rete scozzese. Presenta una forte congestione sulla trasmissione e un parco eolico produce a piena capacità durante il picco serale (vedi figura 5, sotto). Essendo una zona rurale, la domanda è bassa.

Come potrebbe quindi l’accumulo a batteria aiutare a risolvere questa congestione? In modo simile a come funziona l’ottimizzazione behind-the-meter. In un’ottimizzazione behind-the-meter, potresti avere: domanda da una fabbrica o un edificio per uffici, o da ricarica di veicoli elettrici; generazione da solare e/o eolico; e una connessione di import/export limitata.

La domanda e la generazione del nodo contribuiscono a determinare il prezzo nodale, come mostrato nella figura 5 (sopra). Quando la domanda supera la produzione rinnovabile, il prezzo è alto. Quando c’è un surplus di generazione, il prezzo è basso (o addirittura negativo). Una batteria può essere ottimizzata su questo costo, rispettando i vincoli di import/export. A volte, ciò può significare minimizzare le importazioni dalla rete (scaricando). Altre volte, può significare caricare dalla generazione locale, o agire per gestire i vincoli del nodo. Approfondiremo questo scenario nella Parte Tre.

Nella figura 6 (sotto), vediamo come una batteria potrebbe immagazzinare l’eccesso di energia eolica e poi scaricarla per soddisfare la domanda locale, o esportarla successivamente alla rete esterna (agendo come una sorta di interconnettore tra nodi). Il diagramma a destra mostra tale scenario.

Qualsiasi ottimizzazione per i servizi ancillari potrebbe aggiungersi a questo. La disponibilità di una batteria a caricare e scaricare – e quindi la sua disponibilità per i servizi ancillari – potrebbe essere limitata dai vincoli di import/export del nodo.

Co-locazione di accumulo a batteria e solare

Attualmente, la co-locazione di asset di accumulo con generazione rinnovabile (principalmente solare) offre pochi benefici commerciali, a parte la condivisione del costo della connessione. Le batterie in siti co-localizzati sono di solito operate in modo indipendente. Non c’è quindi un vero incentivo commerciale a posizionare una batteria vicino a un impianto solare.

Con il prezzo nodale, ci sarebbe una differenza di prezzo significativa tra giorno e notte nelle zone con molta capacità solare. Questo creerebbe opportunità di arbitraggio per sfruttare questi spread. Di conseguenza, si incentiverebbe la costruzione di asset in grado di cogliere questi spread (come i sistemi di accumulo a batteria). Questi spread potrebbero durare più di 1 o 2 ore, il che rafforzerebbe il business case per sistemi di accumulo di maggiore durata.

Considerazioni finali

Al momento è impossibile sapere esattamente come il prezzo nodale influenzerà l’accumulo a batteria in GB, soprattutto perché non conosciamo ancora la configurazione precisa dei nodi. Tuttavia, abbiamo qualche indicazione su come potrebbe impattare i servizi di risposta in frequenza, il trading all’ingrosso, l’ottimizzazione e il business case per la co-locazione – come illustrato in questo articolo.

Non perderti la Parte Tre: modelleremo cosa potrebbe fare una batteria in un nodo simulato durante una giornata tipo.