Importare elettricità non comporta solo il pagamento del prezzo all’ingrosso dell’energia: sono inclusi anche diversi altri costi aggiuntivi. Alcuni servono a mantenere e gestire la rete elettrica, mentre altri sono destinati a sostenere la produzione di energia rinnovabile. Questi oneri sono a carico dei consumatori di elettricità, ma i sistemi di accumulo a batteria non sono sempre tenuti a pagarli.

Quali sono quindi le diverse tipologie di costi e quali dovranno effettivamente pagare gli impianti di accumulo a batteria?

Le batterie possono evitare molti dei costi legati alle tariffe di importazione

• Le recenti modifiche alle tariffe di rete e di bilanciamento fanno sì che le batterie non debbano più pagare molti di questi costi. I costi rimanenti possono spesso essere evitati tramite una gestione appropriata.
• Le batterie sono esentate dai costi che si applicano alla “domanda finale”. Questo include tutte le tariffe che recuperano i costi dei meccanismi di sostegno alle energie rinnovabili.
• Per evitare questi costi è necessario agire. Ciò avviene tramite la presentazione di un modulo di “non domanda finale” al National Grid ESO, oppure acquisendo una Licenza di Generazione.
• Questa esenzione non si applica agli impianti di accumulo collocati “dietro al contatore” (Behind-the-Meter). Attualmente, queste batterie difficilmente possono beneficiare di queste esenzioni.

Tariffe di rete e di bilanciamento

TNUoS

Le tariffe Transmission Network Use of System (TNUoS) servono a coprire i costi di installazione e manutenzione della rete di trasmissione nel Regno Unito e in mare aperto. I costi TNUoS per la domanda comprendono una grande quota fissa residuale e una tariffa di importazione più bassa applicata tramite il meccanismo Triad.

Gli impianti di accumulo a batteria sono esentati dalla quota fissa delle tariffe TNUoS purché i proprietari abbiano presentato il modulo di Non Domanda Finale al National Grid ESO. National Grid fornisce informazioni sulle dichiarazioni di Non Domanda Finale qui.

Questo significa che i proprietari di batterie sono responsabili solo per la tariffa di importazione, che si applica all’energia importata durante i Triads. National Grid ESO ha fissato le tariffe di importazione Triad per il 2023/24 a una media di £2,2 / kW; puoi leggere di più qui.

Poiché le tariffe di importazione si applicano solo all’energia importata durante i tre periodi Triad, i sistemi di accumulo a batteria possono evitare tutti i costi TNUoS non importando energia in questi periodi.

DUoS

Le tariffe Distribution Use of System (DUoS) coprono i costi di manutenzione delle reti di distribuzione locali e dipendono dall’area di licenza dell’operatore di rete di distribuzione.

Le DUoS si compongono di tre elementi principali: costi variabili in base all’orario (p/kWh), una quota fissa per punto di misura (p/giorno) e una tariffa basata sulla capacità di connessione (p/kVA).

Queste tariffe possono variare notevolmente a seconda della regione e del livello di tensione di connessione. Le batterie collegate ad altissima tensione (EHV) hanno tariffe dedicate, identificabili tramite il loro MPAN.

Gran parte delle DUoS ora rientra nella quota fissa e, in quanto “non domanda finale”, gli impianti di accumulo a batteria sono esentati dalla maggior parte di questi costi. Puoi approfondire qui.

La tariffa sulla capacità riguarda la dimensione della connessione alla rete di distribuzione e deve essere pagata dagli impianti di accumulo a batteria.

La tariffa variabile può essere ridotta minimizzando le importazioni durante i periodi di punta. Inoltre, le esportazioni possono generare per le batterie pagamenti DUoS di Generazione. In alcuni casi, questo può più che compensare i costi DUoS.

BSUoS

Le tariffe Balancing System Use of System (BSUoS) coprono i costi di bilanciamento del sistema elettrico. National Grid ESO ha recentemente modificato le modalità di recupero di questi costi, trasferendo tutti i costi agli utenti finali.

Le tariffe BSUoS sono ora suddivise in tariffe fisse estive e invernali, fissate per il 2023/24 rispettivamente a £13,41 / MWh e £14,03 / MWh. Come per le tariffe TNUoS fisse, solo gli utenti di domanda finale sono tenuti a pagare i costi BSUoS, quindi gli impianti di accumulo a batteria possono esserne esentati.

I proprietari di batterie devono presentare un modulo di Non Domanda Finale a National Grid ESO per evitare le tariffe BSUoS.

Tariffe e incentivi per le rinnovabili

Alcuni costi relativi al consumo di elettricità servono a sostenere la produzione di energia a basse emissioni di carbonio e rinnovabile. I costi di questi meccanismi vengono trasferiti ai consumatori di elettricità, noti comunemente come oneri di consumo finale.

• Renewable Obligation (RO) – Ha sostenuto la realizzazione di grandi impianti rinnovabili prima della chiusura del programma nel 2017. Attualmente costa circa £27/MWh.
• Feed-in-Tariff (FiT) – Ha sostenuto la realizzazione di impianti rinnovabili di piccola scala prima della chiusura del programma nel 2019. Attualmente costa circa £8/MWh.
• Contracts for Difference (CfD) – Sostiene la continua realizzazione di grandi impianti rinnovabili, inclusi gli impianti eolici offshore. Attualmente costa circa £13/MWh.

Gli impianti di accumulo a batteria in possesso di una Licenza di Generazione sono esentati dal pagamento di questi tre oneri, poiché non sono considerati consumo finale. Puoi trovare maggiori informazioni sulle licenze qui.

La Climate Change Levy è un costo separato che riguarda le aziende che utilizzano energia, introdotto dal governo nel 2001. Le tariffe vengono aggiornate ogni anno dal 1° aprile; per il 2023/24 sono pari a £7,80/MWh. Gli impianti di accumulo a batteria con Licenza di Generazione sono esentati dalla Climate Change Levy.

Altri costi

I proprietari dovrebbero essere a conoscenza anche dell’Assistance for Areas with High Electricity Distribution Costs (AAHEDC), dei Capacity Market Supplier Charges (CMSC) e del Settlement Costs Levy (SCL).

Come per i meccanismi di sostegno alle rinnovabili, i costi del Capacity Market vengono trasferiti ai consumatori di elettricità attraverso la Capacity Market Supplier Charge (CMSC). Un onere separato, il Settlement Costs Levy (SCL), serve a recuperare i costi amministrativi del meccanismo. Attualmente questi costi ammontano in media a circa £11/MWh, con la CMSC che rappresenta la maggior parte della tariffa. I proprietari di batterie con licenza di generazione non pagano né la CMSC né la SCL.

Infine, tutti i consumatori di elettricità (inclusi gli impianti di accumulo a batteria) pagano la tariffa Assistance for Areas with High Electricity Distribution Costs (AAHEDC), che aiuta a compensare i costi di fornitura di elettricità nella Scozia settentrionale. Le tariffe AAHEDC sono generalmente basse, con la tariffa 2023 fissata a soli £0,42/MWh.

Tutte buone notizie per l'accumulo a batteria su larga scala

L’accumulo a batteria non è sempre stato esente dai costi elencati in questo articolo: le modifiche più recenti sono entrate in vigore solo nel 2023. Poiché questi costi si applicano alle importazioni di elettricità e non alle esportazioni, possono ridurre notevolmente i ricavi delle attività di trading e aumentare i costi per la fornitura di servizi di risposta in frequenza.

Le azioni che hanno reso l’accumulo a batteria esente dalla maggior parte di questi costi migliorano notevolmente la redditività dell’accumulo a batteria su larga scala. Per questo motivo, proprietari e operatori dovrebbero dare priorità alle azioni necessarie per garantire l’esenzione dei propri sistemi il prima possibile (se non già in atto).