Negli ultimi mesi, abbiamo assistito a una forte volatilità dei prezzi nel servizio di Dynamic Containment (DC). Questa volatilità è stata determinata dai cambiamenti nei requisiti di volume richiesti da National Grid ESO e dai limiti di prezzo dinamici (o elastici) nelle curve di acquisto DC. In questo articolo, analizziamo i fattori che guidano questi limiti di prezzo e i requisiti di volume.

Attenzione: i limiti di prezzo sono influenzati dal costo alternativo delle azioni (in questo caso, MFR). Le curve di domanda elastiche dipendono dalla maggiore perdita di iniezione/prelievo nel sistema (a sua volta influenzata da fattori come inerzia, produzione da fonti rinnovabili e attività degli interconnettori).

Continua a leggere per saperne di più e non dimenticare di lasciarci un commento (in fondo alla pagina) per farci sapere cosa ne pensi!

Cosa influenza questi limiti di prezzo?

La principale considerazione che l’ESO prende in esame quando fissa i limiti di prezzo del Dynamic Containment è il costo delle azioni alternative. Questo si riferisce al costo stimato per procurarsi lo stesso livello di risposta di frequenza da altre fonti. In questo caso, la fonte alternativa è il Mandatory Frequency Response (MFR). MFR è il servizio di risposta in frequenza in tempo reale fornito dai grandi generatori collegati alla rete di trasmissione. Per approfondire il tema MFR, consulta la nostra guida.

Costo alternativo delle azioni

I limiti di prezzo nei servizi Dynamic Containment, Dynamic Moderation (DM) e Dynamic Regulation (DR) si basano su quanto National Grid ESO ritiene dovrebbe pagare per ottenere lo stesso livello di risposta di frequenza tramite MFR. (Perché l’ESO deve comunque procurarsi MFR? Leggi il nostro articolo recente, che spiega perché il MFR resta uno strumento fondamentale per l’ESO.)

L’ESO ha recentemente pubblicato i suoi “tassi di cambio”. Si tratta di fattori di conversione per calcolare il volume di MFR necessario a compensare i servizi di risposta dinamica in frequenza. I costi delle azioni alternative sono quindi basati su questi tassi di cambio. Puoi vedere i tassi nella tabella 1 (sotto).

Uno degli elementi che influenza questi tassi di cambio è la velocità di risposta richiesta da ciascun servizio. In generale, più rapida è la risposta richiesta, maggiore sarà il volume di MFR necessario a compensare. DM è più rapido di DR (tempi di risposta 0,5-1 secondo contro 2-10 secondi), quindi il tasso di cambio è più alto per DM. Il tasso di cambio per DCL varia in base alle condizioni del sistema, come l’inerzia.

Questi numeri ci mostrano anche quanto sia meno efficiente il MFR rispetto ai servizi dinamici. Ad esempio, l’ESO dovrebbe procurarsi oltre tre volte il volume in MFR per coprire una carenza in DMH.

Cosa influenza il costo del MFR?

Il MFR non ha un valore fisso in £/MW/h che gli impianti ricevono per fornirlo. Al contrario, è composto da quattro elementi:

1. Costo di mantenimento della risposta.
2. Costi di posizionamento.
3. Riserva per i costi di risposta.
4. Costi energetici della risposta.

(Questi sono spiegati nel dettaglio nella nostra guida.)

L’ESO prevede i costi di ciascuno di questi quattro elementi, con un giorno di anticipo per ogni blocco EFA, per determinare i limiti di prezzo. Ognuno di essi dipende da prezzi di mercato (come quelli del Balancing Mechanism), dalla dimensione prevista del fabbisogno, dal numero e volume degli asset disponibili, dal prezzo dell’energia, dalla frequenza storica e dai dati dei prezzi forward.

Tutti questi fattori cambiano quotidianamente, o da un blocco EFA all’altro, a seconda delle condizioni di sistema e di mercato. Ecco perché le curve di acquisto cambiano sia su base giornaliera sia per ogni blocco EFA. La figura 1 (sotto) mostra le curve di acquisto durante una giornata di luglio 2022. È richiesto meno volume, ma c’è un prezzo più alto per EFA 5 (15:00) rispetto a EFA 2 (03:00), che ha volumi maggiori ma prezzi più bassi.

Cosa influenza i requisiti di volume del Dynamic Containment?

Uno degli elementi che determina i prezzi nel DC è la quantità di risposta richiesta dall’ESO. Come in ogni mercato, la dinamica tra domanda e offerta influenza l’andamento: una domanda più alta di DC fa salire i prezzi, e viceversa. Ma cosa determina esattamente i requisiti del servizio?

Dynamic Containment a bassa frequenza (DCL)

I requisiti di volume DCL dipendono dalla maggiore perdita di generazione sul sistema in un dato momento, nota anche come “maggior perdita di iniezione”. Può trattarsi di un interconnettore in importazione o di una grande centrale che si disconnette improvvisamente.

Gli effetti dell’inerzia

La perdita di iniezione è spesso collegata anche all’inerzia. L’inerzia è l’energia cinetica “immagazzinata” nelle parti rotanti dei generatori. Per citare l’ESO, “se c’è un cambiamento improvviso nella frequenza di sistema, queste parti continueranno a ruotare – anche se il generatore stesso ha perso potenza – e rallenteranno tale cambiamento (quello che chiamiamo tasso di variazione della frequenza). L’inerzia si comporta un po’ come gli ammortizzatori dell’auto, che attutiscono l’effetto di una buca e permettono di mantenere la stabilità e la marcia.” In periodi di bassa inerzia, in cui la frequenza può essere molto volatile, il fabbisogno DCL tende ad aumentare. Lo vediamo nella figura 2 (sotto).

Allo stesso modo, quando c’è molta energia rinnovabile nel sistema – produzione che non contribuisce all’inerzia – si osserva una correlazione positiva tra i volumi DCL e la percentuale di generazione rinnovabile sulla rete (figura 3, sotto).

Come influisce tutto ciò sulle curve di acquisto?

Questo si riflette anche nei volumi massimi indicati dalle curve di acquisto DCL, ovvero il volume massimo che l’ESO è disposto a procurare in un determinato blocco EFA. La figura 4 (sotto) mostra la distribuzione di questi volumi, ricavati dalle curve di acquisto, da aprile a giugno 2022, per ciascun blocco EFA e per ogni mese.

• La distribuzione dei volumi è mostrata per ogni blocco EFA e mese.
• Ad esempio, nel blocco EFA 4 di giugno, il volume massimo è quasi 2000 MW e il minimo circa 325 MW. La maggior parte delle volte, i volumi sono tra 750 e 1250 MW.
• Avvicinandosi ai mesi estivi, i volumi tendono ad aumentare a causa della diminuzione dell’inerzia.
• C’è una notevole variabilità nei volumi target, soprattutto nei blocchi centrali della giornata quando il fotovoltaico è in produzione.
• Le possibili perdite di generazione distribuita dovute a un alto tasso di variazione della frequenza (RoCoF) determinano se l’ESO deve acquistare più o meno DCL in quei momenti.
• Quando l’inerzia è bassa, aumenta la probabilità di un evento RoCoF, ovvero un distacco automatico di molta generazione distribuita dalla rete per via delle impostazioni di protezione Loss of Mains. Questo fa scendere ulteriormente la frequenza, quindi l’ESO acquista più DCL per contrastare il fenomeno.

Dynamic Containment ad alta frequenza (DCH)

I requisiti di volume DCH sono anch’essi influenzati dall’inerzia, ma anche dalla maggiore perdita di prelievo (anziché di iniezione). La perdita di prelievo si riferisce all’unità con la maggiore domanda in un dato momento, come un interconnettore in esportazione.

Gli effetti dell’attività degli interconnettori

C’è una forte correlazione tra i target di approvvigionamento DCH e la domanda degli interconnettori. La figura 5 (sotto) mostra i volumi medi DCH e la maggiore domanda degli interconnettori (media su tre giorni) dal gennaio 2022. La linea rossa tratteggiata rappresenta la retta di regressione: mostra che quando gli interconnettori esportano più energia, i requisiti DCH sono generalmente più alti.

Dall’aprile scorso, gli interconnettori GB hanno prevalentemente esportato energia (quando normalmente sarebbero in importazione). Questo significa che rappresentano una fonte di domanda più grande sulla rete rispetto al solito. Se uno di questi dovesse scollegarsi mentre esporta una quantità significativa di energia (ad esempio 1 GW), si potrebbe verificare un importante evento di alta frequenza. Ma perché sta accadendo questo? Il motivo per cui gli interconnettori stanno esportando, invece che importare, è che i prezzi dell’energia in Francia sono stati più alti che nel Regno Unito, a causa della manutenzione delle centrali nucleari francesi e della crisi del gas in corso. (Per saperne di più sugli interconnettori, guarda il nostro video Energy Academy.)

Nello stesso periodo, l’inerzia è diminuita a causa dell’impatto stagionale della produzione rinnovabile. Tutto ciò ha portato l’ESO ad aumentare i volumi di acquisto DCH.

Come influisce tutto ciò sulle curve di acquisto?

I requisiti di volume DCH non hanno la stessa relazione con le perdite di generazione distribuita che vediamo nei requisiti DCL. Questo perché tali perdite comporterebbero una deviazione a bassa frequenza, non ad alta frequenza. Il distacco della generazione distribuita per un grande evento RoCoF rappresenta una perdita di generazione, non di domanda. La figura 6 (sotto) mostra l’andamento dei volumi massimi delle curve di acquisto DCH, in modo analogo a quanto visto per le curve DCL nella figura 4.

• Anche in questo caso, la distribuzione dei volumi è mostrata per ogni blocco EFA e mese.
• Ad esempio, nel blocco EFA 1 di giugno, il volume massimo è 900 MW e il minimo 400 MW. La maggior parte delle volte, i volumi sono intorno agli 800 MW.
• Non si osservano gli stessi pattern di target di approvvigionamento più elevati nelle ore centrali della giornata che si vedono nelle curve DCL, poiché gli eventi RoCoF non incidono sull’alta frequenza come sulla bassa frequenza.
• I volumi DCH disponibili sono generalmente più alti durante la notte, nei blocchi EFA 1 e 2, quando la domanda è minima.
• Come per i volumi DCL, anche i volumi DCH sono aumentati da aprile a giugno. L’inerzia tende a diminuire con l’avanzare dei mesi estivi.

Punti chiave

I ricavi del Dynamic Containment sono stati estremamente volatili da quando l’ESO ha modificato il design delle aste introducendo limiti di prezzo variabili e curve di domanda elastiche.

• La principale forza che guida questi limiti di prezzo è il costo alternativo delle azioni.
• Questo si basa in gran parte sul costo stimato dell’altro servizio di risposta in frequenza: il MFR.
• I costi MFR sono determinati da fattori come le condizioni di sistema, i prezzi dell’energia del giorno prima e le tariffe di disponibilità degli impianti che forniscono MFR.
• Il tasso di cambio per “convertire” i costi MFR nei limiti di prezzo DC è stato recentemente pubblicato dall’ESO.

Per quanto riguarda le curve di domanda elastiche:

• Le curve elastiche sono spiegabili considerando le maggiori perdite di generazione e/o domanda sul sistema.
• Questi fattori sono influenzati dall’inerzia e dalla percentuale di domanda coperta da energia rinnovabile.
• Per questi motivi, continueremo a vedere grandi volumi di DCL e DCH acquistati nei mesi estivi, in linea con le condizioni stagionali.
• I volumi DCH saranno più elevati del solito, poiché gli interconnettori GB stanno esportando energia verso il continente più spesso.

Come sempre, ci farebbe piacere ricevere il tuo feedback su questo articolo. Puoi usare la nuova sezione commenti (qui sotto) per farci domande o condividere le tue opinioni.