Il Carico Minimo di Sistema sta diventando una sfida operativa per AEMO mentre la rete si orienta verso livelli elevati di generazione da fonti rinnovabili. In particolare, il solare su tetto sta portando la domanda operativa a livelli minimi record, a volte persino negativi, lasciando meno generazione sincrona online per fornire servizi essenziali di stabilità. Quando il sistema si affida troppo alle risorse basate su inverter, diventa più esposto a disturbi di tensione e frequenza.

Per gestire questa situazione, AEMO si affida a una serie di misure precauzionali, alcune delle quali prevedono interventi fuori mercato, per mantenere il sistema sicuro durante i periodi di bassa domanda. Questo ha implicazioni su come le batterie operano e generano ricavi.

Questo articolo spiega cosa si intende per Carico Minimo di Sistema, come AEMO lo gestisce, esempi recenti dal NEM e cosa significa tutto ciò per le prestazioni e i costi delle batterie.

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Cos'è il Carico Minimo di Sistema?

Il Carico Minimo di Sistema (MSL) si verifica quando la domanda operativa, ovvero la domanda sottostante meno la generazione distribuita, scende così tanto da mettere a rischio la sicurezza del sistema. Condizioni climatiche miti, forte produzione fotovoltaica su tetto e basso consumo diurno favoriscono questi eventi. In questi momenti, potrebbe non esserci abbastanza generazione sincrona online per fornire servizi essenziali come inerzia, controllo di frequenza o di tensione. AEMO deve intervenire con azioni fuori mercato per mantenere la stabilità della rete e prevenire che il sistema diventi vulnerabile a disturbi o blackout.

AEMO gestisce tre livelli di Carico Minimo di Sistema

Quando la domanda operativa si avvicina ai livelli minimi, AEMO utilizza misure mirate per mantenere tensione, frequenza e robustezza del sistema entro limiti di sicurezza. Le azioni specifiche variano a seconda della regione, delle condizioni meteorologiche, della produzione solare su tetto e della quantità di carico flessibile disponibile in quel momento.

Ogni livello di MSL corrisponde a una soglia di domanda prevista che AEMO calcola per ogni regione, in base a quanto la domanda può scendere in sicurezza prima che la sicurezza del sistema sia a rischio. Queste soglie forniscono ad AEMO un metodo strutturato per decidere quando intervenire man mano che la domanda cala e la rete diventa più difficile da stabilizzare.

Alto solare su tetto e interconnessioni limitate espongono maggiormente il South Australia

Il South Australia è la regione più esposta al MSL perché la sua domanda sottostante è ridotta rispetto al mix di generazione.

Il South Australia ha anche pochi generatori sincroni e si affida fortemente a due interconnessioni con gli stati orientali per il supporto del sistema. Quando uno dei collegamenti è limitato, il South Australia dispone di meno supporto sincrono, aumentando la probabilità di condizioni di carico minimo di sistema.

Dall'inizio del 2025, il South Australia ha registrato 112 ore di domanda operativa negativa. Questo si verifica quando la generazione locale supera la domanda sottostante, costringendo le unità programmate a fermarsi e limitando il numero di generatori termici che normalmente forniscono servizi essenziali al sistema.

Queste condizioni si verificano più spesso in primavera, quando le temperature miti riducono la domanda.

Le batterie stanno perdendo ricavi con gli attuali interventi per il carico minimo di sistema

Quando la domanda operativa scende sotto le soglie del Carico Minimo di Sistema, AEMO deve adottare azioni fuori mercato per mantenere la sicurezza del sistema. Questo spesso comporta l'obbligo per un impianto di seguire un percorso di dispacciamento specifico, impedendogli di operare secondo criteri economici. Se c'è una grande differenza di prezzo tra il profilo imposto e il dispacciamento economico, l'impatto sui ricavi può essere significativo.

L'11, 12 e 15 novembre 2025, AEMO ha ordinato a Torrens Island di seguire obiettivi di dispacciamento per la gestione del Carico Minimo di Sistema. È la prima volta che questo accadeva per una batteria.

Impedendo la ricarica dalle 7:30 alle 15:00 dell'11 novembre e dalle 7:00 alle 14:30 del 12 novembre, Torrens Island ha perso le finestre di ricarica di 1 ora più economiche in entrambi i giorni. Questo ha comportato rispettivamente 5.354 dollari e 3.876 dollari di mancati ricavi.

Secondo le Regole Nazionali sull'Elettricità, Torrens Island potrebbe avere diritto a un indennizzo quando il suo dispacciamento viene modificato tramite intervento fuori mercato. La formula per il calcolo dell'indennizzo è:

Indennizzo = Prezzo di riferimento × Quantità diretta

Dove:

• Prezzo di riferimento = il prezzo al 90° percentile negli ultimi 12 mesi per quella regione
• Quantità diretta = la differenza nell'energia (MWh) dell'unità con la direttiva rispetto a senza essa durante gli intervalli di trading

Per questi eventi, la formula suggerisce che Torrens Island potrebbe ricevere fino a 37.895 dollari e 28.091 dollari. Si tratta di importi molto superiori alle effettive perdite finanziarie subite. Tuttavia, l'indennizzo non è garantito e il modo in cui viene valutato può essere difficile da prevedere.

Come cambierà questa situazione in futuro?

L'attuale quadro di compensazione è stato progettato per i generatori tradizionali e può essere difficile da applicare allo storage. Prevede un pagamento basato su un prezzo di riferimento invece dei prezzi spot, con risultati che non sempre riflettono la reale perdita finanziaria. A novembre, la formula avrebbe potuto determinare un pagamento molto più elevato rispetto alla perdita di trading.

Sia AEMO che AEMC hanno evidenziato aree in cui sarebbe utile maggiore chiarezza man mano che lo storage diventa più diffuso.

Le discussioni attuali si concentrano su:

• riconoscere meglio gli impatti legati ai prezzi per lo storage,
• migliorare la modellazione controfattuale per le unità bidirezionali, e
• rendere il processo di compensazione aggiuntiva più coerente e prevedibile.

Non sono ancora state implementate modifiche alle regole, ma si prevede una riforma man mano che le batterie avranno un ruolo più importante nelle operazioni di sistema.

Anche l'esposizione del South Australia al carico minimo di sistema probabilmente diminuirà nel tempo. Con l'espansione della Project EnergyConnect Fase 2 e il rafforzamento dell'interconnessione con il New South Wales, il South Australia avrà maggiore supporto di sistema e un rischio ridotto di isolamento. Ciò dovrebbe ridurre la frequenza degli eventi di carico minimo di sistema e l'impatto associato sulle batterie.