Tre mercati europei stanno formalizzando la fornitura di potenza reattiva mentre la generazione sincrona viene gradualmente ritirata. La gara LT2029 del Regno Unito copre 1.450 MVAr in tre zone specifiche; i gestori di rete tedeschi prevedono un deficit di 27.000 MVAr entro il 2030. La Spagna, che non aveva un mercato della potenza reattiva fino al 2025, sta avviando aste competitive giornaliere per sostituire un obbligo CCGT che costava ai consumatori 176 milioni di euro all’anno.

Cos'è la potenza reattiva?

Le reti elettriche trasportano due tipi di potenza. La potenza attiva (MW) svolge lavoro utile. La potenza reattiva (MVAr) sostiene i campi elettromagnetici necessari al funzionamento delle reti in corrente alternata. Nessun consumatore la paga direttamente. Ma se viene a mancare, la tensione crolla.

La potenza reattiva è locale: la frequenza è più o meno uniforme su una rete sincrona, ma la tensione varia in base alla posizione. Un surplus al nord non risolve un deficit al sud.

Perché la potenza reattiva sta diventando un'opportunità di ricavo per i BESS?

I generatori termici contengono macchine sincrone che forniscono potenza reattiva automaticamente, come condizione per la connessione alla rete. Per la maggior parte della storia, la potenza reattiva non era un problema perché le centrali termiche erano sempre in funzione. Con il loro ritiro, anche la base obbligatoria si riduce.

Le proiezioni di Modo prevedono che la generazione sincrona in Gran Bretagna scenda dal 55% al 33% del mix tra il 2026 e il 2035. In Spagna, il ritiro del nucleare riduce la generazione sincrona del 23% in termini assoluti mentre la produzione da rinnovabili cresce del 67%. Gli operatori di rete devono quindi creare un segnale di prezzo che prima non esisteva.

I condensatori sincroni sono costruiti appositamente per la potenza reattiva e gli operatori di rete li stanno implementando. Non hanno capacità di potenza attiva né altre fonti di ricavo. Gli inverter eolici e solari possono fornire potenza reattiva, ma solo quando stanno generando e a discapito della potenza attiva disponibile. I BESS utilizzano la stessa architettura di inverter senza questi vincoli: sono disponibili a qualsiasi livello di carica e un contratto per potenza reattiva si aggiunge agli altri ricavi invece di competere con essi.

Il panorama di mercato

Ogni mercato segue lo stesso schema: la generazione sincrona si ritira o smette di funzionare economicamente, l'obbligo di potenza reattiva scompare, e l'operatore di rete costruisce un mercato per sostituirlo. Come si presenta il problema dipende dal mix energetico e dalla geografia di ogni sistema.

Nel Regno Unito, il parco gas ormai datato comporta un elevato rischio di perdita di potenza reattiva in alcune zone. In Spagna, i CCGT sono ancora in funzione e il costo di attivarli per la potenza reattiva è in aumento. In Germania, carbone e lignite funzionavano come baseload continuo su lunghe tratte nord-sud, e i corridoi DC costruiti per spostare l’energia rinnovabile verso sud amplificano anziché alleviare il carico reattivo sulla rete AC.

Il Regno Unito ha formalizzato la fornitura di potenza reattiva e i BESS si sono aggiudicati tre dei quattro primi contratti

La gestione della tensione nel Regno Unito costava circa 320 milioni di sterline all’anno nel 2022, circa 11 sterline per famiglia. Ogni CCGT ha un obbligo di potenza reattiva come condizione per la connessione alla rete. Quando chiude, quell'obbligo scompare.

La maggior parte del parco gas britannico è stata costruita negli anni '90 e nei primi anni 2000 ed è ormai prossima o oltre la fine della vita utile. Secondo l’analisi DESNZ, la riqualificazione costa circa 81 £/kW per una proroga di cinque anni, e questa cifra precede le attuali tensioni sulla catena di approvvigionamento, dovute in parte alla domanda dei data center che compete per gli stessi componenti delle turbine.