Con l'avvio del Viking Link verso la Danimarca a dicembre, la rete elettrica della Gran Bretagna è più interconnessa che mai. Nove diversi interconnector, con una capacità totale di 9,2 GW, collegano la Gran Bretagna ad altri sei mercati europei.

Ma come funzionano questi interconnector e in che modo influenzano i prezzi?

Gli interconnector permettono il flusso di energia dai mercati più economici a quelli più costosi

Gli interconnector sono cavi sottomarini HVDC (corrente continua ad alta tensione) che consentono il trasferimento di energia tra diverse reti elettriche. Variano in capacità da 0,5 a 2 GW e permettono un flusso bidirezionale. L’energia si muove dai mercati con prezzi più bassi verso quelli con prezzi più alti, permettendo ai trader di trarre profitto dalla differenza di prezzo.

Permettendo il flusso di energia tra mercati con prezzi diversi, gli interconnector hanno un effetto di livellamento sui prezzi nelle varie aree: aumentano i prezzi nei mercati più economici e li riducono in quelli più costosi, nei limiti della loro capacità. Grazie all’ampia capacità totale degli interconnector collegati alla Gran Bretagna – sufficiente a coprire circa il 30% della domanda di punta – il loro impatto sui prezzi dell’energia può essere significativo.

I flussi sugli interconnector sono determinati da aste esplicite di capacità

Prima della Brexit, il mercato elettrico britannico era accoppiato a quelli europei tramite il Single Day-Ahead Coupling (SDAC). I mercati dell’energia day-ahead di ogni area venivano gestiti simultaneamente e la capacità degli interconnector era allocata implicitamente.

Le borse elettriche utilizzavano un algoritmo per determinare i flussi ottimali, tenendo conto delle curve di domanda e offerta di ciascun mercato e della capacità disponibile degli interconnector. Di conseguenza, gli interconnector esportavano quando i prezzi day-ahead erano più alti in Europa e importavano quando erano più alti in Gran Bretagna, con poche eccezioni.

Dopo la Brexit, il mercato britannico non fa più parte dello SDAC e la capacità sulla maggior parte degli interconnector è allocata esplicitamente. Ciò significa che vengono svolte aste di capacità simili alle aste dei mercati elettrici: i trader acquistano diritti di capacità per una certa quantità in aste con orizzonti temporali che vanno dal lungo termine all’intraday.

Una volta ottenuti i diritti di trasmissione, i trader comprano e vendono energia ai due lati dell’interconnector e “nominano” i propri flussi. La nomination comunica all’operatore dell’interconnector quanta capacità venduta verrà effettivamente utilizzata.

L’ESO (Electricity System Operator) può regolare i flussi finali degli interconnector in tempo reale rispetto alle posizioni nominate dai trader. Per farlo, l’ESO ha accordi con le controparti sugli interconnector, simili al Balancing Mechanism, ma separati a livello operativo.

Per ulteriori dettagli sulla struttura e i tempi dei mercati all’ingrosso dell’energia in Gran Bretagna, consulta il nostro articolo di approfondimento.

L’allocazione esplicita può portare a sotto-utilizzo e flussi controintuitivi

Le aste day-ahead di capacità sugli interconnector a allocazione esplicita si chiudono prima dei mercati dell’energia day-ahead. Questo significa che i trader devono basarsi su una previsione della differenza di prezzo tra Gran Bretagna ed Europa quando fanno offerte per la capacità degli interconnector.

Se questa previsione si rivela errata, i trader perdono le loro offerte nelle aste day-ahead e non nominano flussi per i diritti di capacità acquisiti. Se non riescono a rivendere tali diritti, la capacità dell’interconnector può essere sotto-utilizzata.

In alternativa, i trader possono assicurarsi contratti di acquisto e vendita di energia in diversi mercati con anticipo per ridurre questo rischio. I prezzi in questi mercati possono differire notevolmente dal prezzo day-ahead. Questo può portare a flussi controintuitivi, dove l’energia si muove sugli interconnector nella direzione opposta rispetto al gradiente di prezzo day-ahead.

La capacità sugli interconnector con Norvegia e Irlanda resta allocata implicitamente

La capacità sugli interconnector con Norvegia e Irlanda resta implicitamente allocata, seppur tramite meccanismi diversi. La capacità degli interconnector tra Gran Bretagna e Irlanda viene assegnata tramite aste intraday simultanee – Intraday 1 e Intraday 2 – svolte su EPEX in Gran Bretagna e SEMOpx in Irlanda. La capacità tra Norvegia e Gran Bretagna si basa sulle aste day-ahead di Nord Pool in ciascun mercato.

Gli interconnector hanno un effetto livellante sui prezzi in Europa

I trader comprano energia nei mercati più economici per trasferirla tramite gli interconnector verso quelli più costosi, traendo profitto dal differenziale. Questo aumenta l’offerta nel mercato più caro, dove i prezzi possono scendere perché non devono più essere soddisfatti da generatori marginali costosi. Nel mercato più economico, invece, i prezzi possono salire man mano che nuovi generatori entrano in funzione.

L’equilibrio tra questi due effetti determina in gran parte i flussi degli interconnector. Sebbene spesso lavorino a piena capacità, possono anche essere utilizzati solo parzialmente – fino a quando i prezzi si livellano tra i due mercati.

I flussi parziali sono più comuni tra mercati con prezzi simili. Il collegamento North Sea con la Norvegia, ad esempio, importa a piena capacità il 46% del tempo grazie ai prezzi bassi del mercato NO2.

Nel Regno Unito, gli interconnector solitamente riducono i prezzi

Poiché i prezzi in Gran Bretagna sono mediamente più alti rispetto alla maggior parte dell’Europa, gli interconnector solitamente contribuiscono a ridurre i prezzi locali, grazie all’importazione di grandi quantità di energia più economica nei momenti di alta domanda.

Ad esempio, durante un tipico picco serale, i prezzi potrebbero essere determinati da una CCGT a bassa efficienza a £90/MWh. Se i prezzi in Europa sono inferiori, gli interconnector importerebbero a piena capacità, riducendo la necessità di generazione interna e spostando il margine verso CCGT più efficienti con un prezzo inferiore di £80/MWh. Questa riduzione del prezzo di picco comprime lo spread giornaliero disponibile in Gran Bretagna.

Quando la produzione eolica è elevata, l’energia può essere esportata. Se i prezzi in Europa sono significativamente più alti e la produzione eolica marginale non è sufficiente in Gran Bretagna, a volte questo può far aumentare i prezzi locali, poiché entrano in funzione generatori a gas marginali per soddisfare la domanda aggiuntiva.

Attualmente la Gran Bretagna è un importatore netto di energia, ma la situazione potrebbe cambiare

Attualmente la Gran Bretagna importa circa tre volte più energia di quanta ne esporti.

Con l’ulteriore sviluppo della capacità eolica britannica, i prezzi marginali bassi diventeranno più frequenti, soprattutto quando la produzione eolica supererà la domanda. Prevediamo che il Regno Unito diventerà un esportatore netto di energia entro il 2030.

In definitiva, una maggiore interconnessione sarà fondamentale per raggiungere la neutralità climatica, poiché i Paesi potranno condividere e diversificare le proprie fonti di energia rinnovabile – permettendo, ad esempio, al Regno Unito di esportare verso la Norvegia quando c’è vento e di importare idroelettrico quando non ce n’è.