L'Energy Systems Catapult (ESC) ha recentemente pubblicato un rapporto in cui raccomanda che i mercati elettrici della Gran Bretagna adottino il nodal pricing. Anche Policy Exchange sta sostenendo la tariffazione locazionale, e National Grid Electricity System Operator (ESO) ha condiviso opinioni simili nell’ultima settimana.

In questo articolo vedremo:

• Cos'è il nodal pricing.
• Come può incentivare un funzionamento intelligente e la progettazione del sistema.
• I possibili svantaggi del nodal pricing.

Nel video qui sotto puoi guardare la nostra discussione sul nodal pricing:

Cos'è il nodal pricing?

Il nodal pricing, noto anche come Locational Marginal Pricing (o LMP), è un metodo per determinare il prezzo dell'elettricità che varia in base alla posizione geografica.

Attualmente, l’offerta e la domanda a livello nazionale determinano un unico prezzo dell’elettricità per l’intero sistema. Al contrario, con il modello LMP, la rete viene suddivisa in aree più piccole, chiamate nodi, ognuna con un prezzo dell’elettricità differente. Esempi di possibili nodi sono mostrati nella Figura 1 (sotto).

Fondamentalmente, l’LMP significa che il prezzo dell’elettricità non riflette solo i costi della materia prima (ad esempio, combustibili e carbonio), ma anche il costo del trasporto dell’energia dal luogo di produzione a quello di consumo, inclusi i costi di congestione della rete.

L’LMP rappresenterebbe un grande cambiamento nel modo in cui viene determinato il prezzo dell’elettricità in Gran Bretagna. Tuttavia, è già stato adottato in altri paesi del mondo. In Nord America, ad esempio, diversi operatori indipendenti di sistema (ISO) utilizzano l’LMP, come in Texas, California e New York.

E per quanto riguarda le tariffe d’uso della rete e le azioni di sistema?

Nei mercati con prezzo unico dell’energia, esistono meccanismi che possono trasmettere segnali di prezzo: i costi di rete hanno diversi elementi locazionali. In Gran Bretagna, i costi di distribuzione e trasmissione variano in base ai 14 gruppi di punti di fornitura della rete (GSP). Ad esempio, la tariffa TNUoS (Transmission Network Use of System) nella Scozia settentrionale è meno della metà di quella a Londra (confrontando la tariffa di domanda oraria per il 2022/2023).

In un mercato con nodal pricing, il valore locazionale viene invece espresso nei prezzi all’ingrosso dell’elettricità a breve termine (spot prices). Si suggeriscono finestre di regolazione di 5 minuti, con nodi piuttosto dettagliati in cui i prezzi differiscono. Questi potrebbero essere i 14 gruppi GSP o persino i 352 GSP illustrati nella Figura 1 (sopra). Le variazioni tra i nodi determinerebbero l’economia energetica locale - e quindi i prezzi.

I mercati si occuperebbero maggiormente dell’equilibrio tra domanda e offerta, e i vincoli sarebbero gestiti tramite incentivi di mercato. Il sistema sarebbe più efficiente, quindi i costi totali sarebbero inferiori.

Nonostante la Gran Bretagna abbia decarbonizzato fino al ~40% di energia rinnovabile, i costi di bilanciamento del sistema sono aumentati vertiginosamente. Il rapporto ESC stima che 0,5 miliardi di sterline dei 1,3 miliardi spesi per il bilanciamento del sistema nel 2020 siano dovuti alla gestione dei vincoli. Nella Figura 2 (sotto), vediamo che questi costi sono destinati ad aumentare con l’ingresso di più generazione intermittente nel sistema. Il nodal pricing è visto come un modo per ridurre questi costi senza investimenti significativi nelle infrastrutture di rete.

Le implicazioni del nodal pricing

Il nodal pricing incentiva i produttori e i fornitori di flessibilità sia a localizzare che a gestire gli impianti nel modo più efficiente, tenendo conto dei vincoli fisici della rete.

Come il nodal pricing incentiva il dispacciamento ‘intelligente’

Consideriamo un nodo nella rete scozzese che presenta un notevole vincolo di trasmissione, dietro il quale un parco eolico produce a piena capacità durante il picco serale. Essendo una zona rurale, la domanda è bassa. Allo stesso tempo, nell’Inghilterra meridionale, la domanda è alta, ma il vento non soffia e il sole non splende. La Figura 3 (sotto) mostra lo stesso giorno in questi due nodi.

La tariffazione locazionale dell’energia porterebbe a prezzi bassi nel nodo scozzese e prezzi alti in quello inglese durante il picco serale (Figura 3, sopra) - riflettendo la situazione di domanda e offerta di ciascun nodo. In questo scenario, un generatore termico vicino in Scozia sarebbe incentivato a ridurre la produzione, mentre nel sud-est dell’Inghilterra un generatore simile sarebbe incentivato ad aumentarla. Con un unico prezzo nazionale dell’energia, queste variazioni locazionali di domanda e offerta non vengono prese in considerazione, né il vincolo di trasmissione nel nodo scozzese.

Con il nodal pricing, queste distorsioni non esisterebbero. I generatori e le risorse flessibili sarebbero incentivati a operare in risposta alle condizioni locali invece che a prescindere da esse, contribuendo a bilanciare il sistema in modo efficiente.

Come il nodal pricing incentiva le decisioni di investimento

Fornendo segnali di prezzo locazionali dettagliati, gli sviluppatori sono incentivati a costruire impianti nei luoghi in cui otterranno i maggiori ritorni (cioè dove il mercato indica che c’è maggiore bisogno). Risorse flessibili come le batterie saranno installate proprio dove la loro flessibilità potrà favorire l’integrazione di più fonti rinnovabili.

Tuttavia, il nodal pricing non risolve tutto. Anche le normative urbanistiche locali dovrebbero essere aggiornate per favorire decisioni ottimali sugli investimenti locazionali.

Svantaggi dell’LMP

Il nodal pricing rappresenterebbe un cambiamento enorme. Sarebbe complesso, con potenzialmente 352 nuovi nodi da gestire (se ognuno dei 352 GSP diventasse un nodo designato). I sistemi operativi del settore dovrebbero essere aggiornati in modo significativo, richiedendo tempo e risorse. Alcuni potrebbero dire che il nostro sistema energetico è già abbastanza complicato!

Se i prezzi nodali venissero trasferiti ai consumatori domestici, potrebbero crearsi notevoli differenze nei prezzi dell’energia a livello nazionale, considerate da molti come ingiuste.

E cosa succederebbe agli impianti rinnovabili già esistenti nelle aree della rete soggette a vincoli? Prezzi locazionali più bassi potrebbero non garantire i ritorni sugli investimenti previsti. Il costo di essere ‘bid down’ a causa della posizione passerebbe dall’operatore di rete al produttore - comportando un rischio significativo sui ritorni. Questo potrebbe scoraggiare nuovi investimenti.

Potrebbe anche rappresentare una barriera allo sviluppo delle rinnovabili in ampie aree del paese. Facendo una media tra i quattro scenari delle Future Energy Scenarios (FES) 2021 di NG ESO, come mostrato nella Figura 4 (sopra), la Gran Bretagna necessita di ulteriori 11 GW (pari a un aumento del 190%) di eolico onshore e 15 GW (pari a un aumento del 210%) di solare entro il 2030. Per raggiungere questi obiettivi, dovrebbero esserci il minor numero possibile di ostacoli alla realizzazione di questa capacità.

Considerazioni finali

National Grid ESO, ESC e Policy Exchange si sono tutte recentemente espresse a favore della riforma dei mercati energetici britannici per includere il nodal pricing, seguendo il modello adottato in altri paesi. Sarebbe un cambiamento importante nel modo in cui viene determinato il prezzo dell’energia, e potrebbe portare a notevoli efficienze nella gestione di un sistema altamente rinnovabile, riducendo i costi complessivi.

Nella Parte Due, approfondiremo ulteriormente l’LMP e analizzeremo le sue implicazioni nel settore dei sistemi di accumulo a batterie.