L’ABSVD impedisce che l’energia utilizzata per fornire servizi di bilanciamento sia soggetta a costi di sbilanciamento. Tuttavia, attualmente viene applicato solo a metà della flotta di sistemi di accumulo a batteria, generando alcune conseguenze inattese.

In questo articolo analizziamo cosa sta succedendo e come ciò sta influenzando il mercato dei servizi di regolazione di frequenza.

Attenzione Spoiler

• Attualmente l’ABSVD viene applicato solo agli asset BM primari registrati che forniscono servizi di regolazione di frequenza.
• Questo inverte sostanzialmente i costi per la fornitura di servizi di regolazione tra sistemi BM e batterie secondarie/non-BM.
• Le rettifiche ABSVD vengono effettuate da Elexon tramite il processo di settlement, non direttamente da National Grid ESO.
• Questo processo rallenta i tempi necessari per ricevere volumi di sbilanciamento corretti con ABSVD applicato – potrebbe richiedere fino a 5 mesi.

Che cos’è l’ABSVD?

ABSVD significa “Applicable Balancing Service Volume Data”. Magari non vi dice nulla (e non sareste gli unici), ma è diventato piuttosto importante per lo stoccaggio di energia a batteria.

In sostanza, è il meccanismo che evita che i sistemi di accumulo a batteria e altri asset siano soggetti a costi di sbilanciamento sui volumi di energia forniti tramite servizi di bilanciamento. Per una panoramica completa di ABSVD, potete leggere il nostro articolo precedente qui.

Sembra abbastanza semplice? Purtroppo non proprio.

Lo stoccaggio di energia a batteria può registrarsi nel Balancing Mechanism (“BM”), che di fatto offre un collegamento diretto con la control room di National Grid ESO. In questo caso diventa una “unità BM”, mentre le batterie che non lo fanno restano “unità non-BM”.

Il fatto che il vostro asset sia registrato nel BM può avere importanti implicazioni riguardo all’ABSVD.

Attualmente l’ABSVD copre solo circa metà della flotta di batterie

La cosa più importante da sapere sull’ABSVD è:

Per i servizi di regolazione di frequenza, ABSVD attualmente copre solo asset BM primari registrati e non si applica ad asset secondari/non-BM.

Nel resto dell’articolo vedremo perché succede questo e quali effetti ha sullo stoccaggio di energia a batteria.

Perché ABSVD viene applicato solo agli asset BM primari?

Esiste un processo per applicare ABSVD anche ad asset secondari e non-BM, ma attualmente non si estende a nessun servizio di regolazione di frequenza. La metodologia completa è disponibile qui, dove si legge:

Le quantità utilizzate per Non-BM Dynamic Containment, Non-BM Dynamic Moderation e Non-BM Dynamic Regulation saranno determinate in base alla frequenza di sistema e alle caratteristiche del servizio di risposta. Saranno incluse quando tecnicamente fattibile e a sviluppo di sistema completato.

Il motivo più probabile è che storicamente ABSVD sia stato applicato per il Mandatory Frequency Response, disponibile solo per le unità BM primarie. Ciò offre un processo già pronto per i nuovi servizi dinamici sugli asset BM registrati, ma non per asset secondari e non-BM.

National Grid ESO ha dichiarato di voler introdurre ABSVD anche per asset non-BM, ma non è chiaro quando ciò avverrà. Ha però precisato che, una volta introdotto, non sarà applicato retroattivamente agli asset non-BM.

Come influisce questo sul mercato dei servizi di regolazione di frequenza?

Poiché l’ABSVD non è applicato a tutte le batterie, si crea una forte differenza nei costi per la fornitura dei servizi dinamici di regolazione di frequenza tra le due tipologie di asset.

Ad esempio, un asset BM primario che svolge Dynamic Regulation High vedrà l’energia importata esentata dai costi di sbilanciamento (ossia, è gratuita). Questo ha contribuito in maniera significativa a portare i prezzi del servizio vicino allo zero in certi momenti, come spiegato in questo articolo, dato che l’energia ha valore se rivenduta in seguito. Al contrario, l’asset secondario/non-BM dovrà invece pagare l’intero costo di sbilanciamento per questa energia (e il servizio risulta quindi costoso).

La Figura 1 qui sotto mostra come l’ABSVD ribalti completamente il valore dell’energia fornita tramite ciascun servizio, a seconda che l’asset sia registrato BM o meno.

In questo esempio, il prezzo all’ingrosso è di 200 £/MWh. Dynamic Regulation High fornirà un valore pari a 26 £/MWh per la batteria BM primaria, oltre ad eventuali fee di disponibilità. Tuttavia, lo stesso servizio costa alla batteria non-BM 26 £/MWh per operare!

Lo vediamo nella pratica: durante l’estate, batterie BM (come Contego) operavano solo in Dynamic Regulation High, mentre batterie non-BM (come Mannington) fornivano sia servizi high che low.

Il valore (o costo) di ciascun servizio è proporzionale al prezzo dell’energia: se i prezzi all’ingrosso si dimezzassero a 100 £/MWh, anche valori e costi si dimezzerebbero.

L’impatto dell’ABSVD è minore su Dynamic Containment e Dynamic Moderation, perché questi servizi hanno un utilizzo minore rispetto a Dynamic Regulation. Tuttavia, si riscontrano comunque le stesse differenze tra partecipanti BM e non-BM.

Perché ci vuole così tanto perché ABSVD copra anche i secondary e i non-BMU?

Questo ritardo è probabilmente dovuto alla complessità stessa del processo ABSVD. Questo spiega anche perché i dati impiegano tempo a raggiungere i fornitori (ne parleremo più avanti).

La principale complicazione è che l’ABSVD viene applicato tramite il processo di settlement, gestito da Elexon, e non direttamente da National Grid ESO. Tecnicamente non ci sono ‘pagamenti’ o ‘oneri’, ma solo rettifiche ai volumi di sbilanciamento di un’unità.

La Figura 2 qui sotto mostra l’intero processo che porta l’ottimizzatore o il fornitore dell’asset a ricevere infine i dati di sbilanciamento corretti.

Affinché Elexon applichi correttamente l’ABSVD nel processo di settlement, National Grid ESO deve fornirle i dati sulle rettifiche da apportare per ciascun asset e periodo di mezz’ora. Questi flussi di dati sono previsti nel processo di registrazione di un asset nel BM, ma non per le unità non-BM. Questo è ciò che causa i ritardi nell’estendere ABSVD a tutto il mercato dello stoccaggio a batteria.

I volumi calcolati da National Grid ESO e trasmessi a Elexon si basano sul servizio, la dimensione del contratto e la frequenza misurata da National Grid ESO. Non sono richiesti dati dall’asset perché il processo funzioni.

Cos’altro è importante sapere su ABSVD?

L’ABSVD viene applicato tramite il processo di settlement e quindi soggetto agli stessi tempi del settlement. Questo finisce per causare ritardi nel ricevimento delle corrette tariffe di sbilanciamento da parte degli operatori.

Il settlement avviene in una serie di ‘run’, a un certo numero di giorni fissi dopo il giorno di riferimento. L’obiettivo è consentire che eventuali cambiamenti nei dati di misura e altre informazioni vengano integrati nel processo. La Figura 3 mostra le tempistiche di questi run.

Dopo il primo run di settlement, viene emesso un rendiconto completo e i pagamenti vengono riscossi o erogati da Elexon. Eventuali rettifiche vengono effettuate nei run successivi.

National Grid ESO ha dichiarato che esegue mensilmente il processo per calcolare i volumi ABSVD e trasmetterli a Elexon. Questo significa che i dati difficilmente raggiungeranno Elexon in tempo per il primo run principale di settlement e quindi non arriveranno al fornitore prima di almeno due mesi.

Di conseguenza, l’ottimizzatore si assume il rischio che queste rettifiche vengano infine effettuate, dovendo decidere come trasferirle ai proprietari.