Negli ultimi dieci anni, i costi legati alla gestione dei vincoli sulla rete di trasmissione sono aumentati drasticamente e si prevede che raggiungeranno 3 miliardi di sterline all’anno entro il 2028.

Originariamente pensata come una regolazione di secondo ordine sui volumi di elettricità scambiata, oggi il gestore di rete ribilancia una parte significativa del mercato attraverso il Balancing Mechanism. Questa è una questione centrale che National Grid ESO sta cercando di affrontare con REMA.

L’aumento dei costi è stato aggravato dall’impennata dei prezzi del gas dall’ottobre 2021 (tema trattato in uno dei nostri ultimi articoli), ma la tendenza a lungo termine è legata all’incremento dei volumi di bilanciamento necessari per la gestione dei vincoli.

In questo articolo analizziamo l’impatto di un vincolo su un singolo grande generatore, situato dietro una delle aree più critiche della rete.

Glossario

Un load factor (fattore di carico) misura quanta parte della capacità totale di un impianto viene utilizzata per importare o esportare energia durante un determinato periodo di regolazione.

• Load Factor pianificato - fattore di carico prima di qualsiasi azione di bilanciamento, rappresenta la produzione pianificata a chiusura del mercato.
• Load Factor effettivo - fattore di carico dopo le azioni di bilanciamento, rappresenta la produzione reale dell’impianto.

CCGT in Gran Bretagna

Le turbine a gas a ciclo combinato (CCGT) rappresentano una delle principali fonti di generazione flessibile e non rinnovabile nel Regno Unito. Forniscono oltre 21 GW di capacità alla rete (secondo il registro Transmission Entry Capacity) - pari a metà della domanda nazionale di picco durante l’inverno. Le principali centrali CCGT della Gran Bretagna sono mostrate nella figura sopra (figura 1).

Caso di studio: Azioni BMU sui due lati di un vincolo

A causa della presenza di vincoli, la posizione geografica può avere un ruolo fondamentale nel funzionamento di un impianto, compresi i CCGT. Il confine di vincolo SSE-SP separa la Scozia settentrionale dal resto della Gran Bretagna, come mostrato nella figura seguente.

Esaminiamo ora come questo vincolo influenzi il comportamento di due CCGT: Peterhead (1,2 GW) e South Humber Bank (0,8 GW). Peterhead si trova dietro il vincolo nella Scozia settentrionale e si trova spesso a competere con l’energia eolica rinnovabile quando esporta energia verso sud. South Humber Bank si trova sul lato opposto rispetto a Peterhead, ha una capacità di esportazione simile ed è tra i CCGT più vicini a Peterhead in tutta la Gran Bretagna.

Il 26 gennaio 2022, la produzione eolica scozzese è stata tra le più alte dell’anno, con una media di 4,4 GW. Di conseguenza, il confine SSE-SP è stato sottoposto a forte pressione, operando al 99% della capacità massima. In breve, il vento scozzese a basso costo è stato trasferito verso i centri di domanda a sud.

Queste condizioni hanno portato a interventi di bilanciamento opposti per Peterhead e South Humber Bank, a causa della loro posizione rispetto al vincolo.

La figura 2 (sotto) mostra come i due impianti siano stati ribilanciati tramite il Balancing Mechanism in questa giornata particolarmente ventosa.

• Peterhead ha inviato FPN per fornire quasi la massima capacità per gran parte della giornata, con un Planned Load Factor medio giornaliero del 70%. È stata ridotta di 17 GWh tramite il Balancing Mechanism, con un Actual Load Factor medio del 10%.
• South Humber Bank, invece, aveva un Planned Load Factor dello 0%, non essendo programmata per esportare energia. È stata invece attivata fino a un picco dell’85% della capacità tramite il Balancing Mechanism, con un Actual Load Factor medio del 25%.
• Per gestire il sistema di trasmissione attraverso SSE-SP, National Grid ESO ha speso 7,5 milioni di sterline in costi di vincolo solo il 26 gennaio.

Influenza della posizione sul comportamento a lungo termine degli asset

Abbiamo visto come la presenza di un vincolo di trasmissione possa influenzare il funzionamento quotidiano degli impianti. Ma come influisce la posizione geografica sul comportamento degli asset nel lungo periodo?

• Il grafico sopra mostra come Peterhead sia stata costantemente ridotta nel 2022. In ogni mese, l’Actual Load Factor è inferiore al Planned Load Factor.
• Questo si traduce in una riduzione netta annua di 1400 GWh (riduzione del 33% rispetto al volume di esportazione pianificato), contro un aumento netto annuo di 1300 GWh (aumento del 2%) per il resto della flotta CCGT (vedi Figura 6 sotto).
• Rispetto alla media della flotta CCGT, il Planned Load Factor di Peterhead è stato superiore alla media in ogni mese tra marzo e settembre, indicando che prevedeva di esportare una quota maggiore della propria capacità rispetto alla media dei generatori a gas. Tuttavia, è riuscita effettivamente a farlo solo in 2 mesi (luglio e agosto).

Di seguito, visualizziamo i volumi totali di bilanciamento di ciascun asset CCGT nel 2022, pari alla differenza totale tra esportazione pianificata e reale nell’arco dell’anno.

• La riduzione netta di Peterhead è quasi completamente compensata dall’aumento netto del resto della flotta CCGT. Ha senso, visto che i CCGT sono una fonte chiave di generazione flessibile e vengono attivati tramite il Balancing Mechanism quando asset come Peterhead vengono ridotti.
• La scala della riduzione netta di Peterhead (1400 GWh) è oltre 26 volte superiore rispetto alla Salted Unit 3, l’impianto con la seconda maggiore riduzione netta (50 GWh). Ciò evidenzia quanto sia critico il confine Scozia-Inghilterra rispetto al resto della rete di trasmissione.

REMA: Prezzi locali per ridurre i costi dei vincoli?

REMA è un tema molto attuale (puoi approfondire lo stato dell’arte qui), con il concetto di locational marginal pricing al centro del dibattito. La posizione di National Grid ESO è che, in un mercato con prezzi locali, il rapporto tra offerta, domanda e vincoli regionali determinerebbe i prezzi dell’energia elettrica.

• Ad esempio, un’elevata produzione eolica nella Scozia settentrionale abbasserebbe i prezzi in quest’area a causa della bassa domanda locale e dei vincoli che limitano l’export di energia.
• Attraverso segnali di prezzo locali, generatori come Peterhead potrebbero essere incentivati a ridurre la produzione pianificata nei periodi ventosi, evitando così la necessità di essere ribilanciati dal National Grid ESO.
• National Grid ESO considera l’introduzione dei prezzi locali un passaggio fondamentale per raggiungere la neutralità carbonica, poiché favorisce un mix energetico più pulito nei periodi di alta produzione rinnovabile.
• Per recuperare i costi, impianti come Peterhead potrebbero dover aumentare la produzione nei periodi di bassa generazione rinnovabile, quando i prezzi regionali sono più alti.
• Questo potrebbe essere difficile, ad esempio per l’incertezza nella previsione del vento.
• Tuttavia, se attuabile, porterebbe a un mercato più efficiente, aiutando a stabilizzare la fornitura di energia in questa regione vincolata e a ridurre i costi per il consumatore. Fondamentale, inoltre, sarebbe la riduzione delle emissioni di carbonio, poiché l’impianto dovrebbe variare meno frequentemente la propria produzione.

I temi emersi da questo caso di studio spiegano perché REMA sta esplorando in profondità i prezzi locali: un sistema di questo tipo potrebbe rendere la rete più verde e meno costosa per il consumatore. Resta da vedere, però, se gli obiettivi Net Zero potranno essere raggiunti solo tramite la trasformazione del mercato, senza investimenti paralleli in infrastrutture di rete.

Cosa abbiamo imparato?

• I CCGT sono una fonte chiave di generazione flessibile per la rete, con oltre 21 GW di capacità.
• Gli impianti situati in aree vincolate vengono ridotti tramite il Balancing Mechanism nei momenti di maggiore pressione sul vincolo.
• Peterhead, ad esempio, è un CCGT in una posizione unica, poiché si trova dietro un vincolo chiave nella Scozia settentrionale, limitando la sua capacità di esportare energia verso sud.
• La competizione di Peterhead con le rinnovabili nei giorni ventosi porta a grandi volumi di riduzione tramite il Balancing Mechanism, compensati da un aumento netto degli altri CCGT.
• Il locational marginal pricing può rappresentare un meccanismo di mercato più efficiente per risolvere i problemi legati ai vincoli, favorendo la decarbonizzazione della rete. National Grid ESO sta valutando questo tema nell’ambito delle proposte REMA.