Il 29 marzo 2022, National Grid ESO ha annunciato i Triad per il periodo invernale 2021/22. Nella Figura 1 e nella Tabella 1 (entrambe qui sotto), puoi vedere quando si sono verificati questi tre picchi.
(Vale la pena notare che solo 6 MW separavano il picco del 2 dicembre da quello del 29 novembre. Inoltre, nessuno dei picchi si è verificato durante il periodo di regolazione 36.)
In questo articolo vedremo:
- Cosa sono i Triad.
- Cosa facevano i sistemi di accumulo a batteria (BESS) durante e intorno ai periodi Triad 2021/22.
- Una panoramica delle operazioni specifiche di alcuni asset BESS in questi momenti.
Nel video qui sotto, Imrith e Neil discutono di come le batterie sono state gestite durante la stagione Triad 2021/22:
Cosa sono i Triad?
I Triad sono i tre periodi di regolazione di mezz’ora con la domanda più alta sul sistema di trasmissione, tra novembre e febbraio (inclusi), separati da almeno dieci giorni l’uno dall’altro.
Forniscono un segnale durante il picco serale per ridurre i consumi (o aumentare la generazione/esportazione, dove possibile). Tipicamente si verificano dal lunedì al giovedì, tra le 17:00 e le 18:00, quando fa particolarmente freddo. È in questi momenti - quando la domanda è massima - che il sistema di trasmissione è più sotto pressione.
I Triad sono utilizzati per determinare i costi di utilizzo della rete di trasmissione (TNUoS) per gli utenti con misurazione oraria della rete di trasmissione - che sono in gran parte grandi consumatori industriali o commerciali di elettricità , produttori e ovviamente anche batterie. Per questi utenti, la tariffa TNUoS viene calcolata (in parte) sulla base del consumo medio durante i periodi Triad.
I costi TNUoS agiscono come un forte segnale di prezzo per i consumatori con misurazione oraria affinché riducano il consumo durante il picco serale invernale (se possibile) - soprattutto quando la domanda generale è molto alta. Per questo motivo, prevedere correttamente quando cadranno i Triad può portare a notevoli risparmi, evitando i costi TNUoS più alti. Tuttavia, ciò rende i Triad intrinsecamente più difficili da prevedere. In parole povere, se tutti riducono la domanda (o aumentano la generazione/esportazione) nello stesso momento perché pensano che sarà un Triad, allora un altro momento diventerà il Triad.
Cosa facevano i sistemi di accumulo a batteria durante i Triad?
La generazione distribuita (cioè gli asset collegati alla rete di distribuzione) riceve un pagamento di esportazione durante i Triad. L’importo si basa su due fattori:
- Output medio in kW durante questi periodi; e
- una tariffa di esportazione, basata sulla posizione (per punto di fornitura di rete, o GSP).
Questi pagamenti possono essere molto redditizi se i Triad vengono previsti correttamente. Se invece si sbaglia previsione, questi asset rischiano di perdere ricavi uscendo dai servizi di frequency response durante tali periodi.
In questa sezione, analizziamo come diciassette asset (per una capacità totale cumulata di 588,5 MW) hanno contribuito ad alleviare la domanda durante e intorno ai periodi Triad. Abbiamo ristretto la selezione solo agli asset registrati nel Balancing Mechanism.
Primo Triad: 2 dicembre 2021
La Figura 3 (sotto) mostra il profilo operativo di questi asset, collettivamente, durante il primo Triad del 2 dicembre 2021.
- L’export di picco dei BESS ha mancato il Triad di un periodo di regolazione. Si vede che la maggior parte degli ottimizzatori BESS ha ipotizzato che il Triad sarebbe caduto nel periodo 35 o 36 (come storicamente avvenuto), esportando di conseguenza.
- Tuttavia, il Triad si è invece verificato nel periodo di regolazione 34 (16:30-17:00). Gli asset BESS hanno esportato solo 19,45 MW (cumulativamente) durante il Triad. Questo contributo è stato fornito da quattro asset (Contego, Creyke Beck, Pelham e Roundponds), pari al 12% della loro capacità nominale cumulata.
Non-Triad: 29 novembre 2021
Come menzionato in precedenza, solo 6 MW separavano il picco del 2 dicembre (il vero Triad) da quello del 29 novembre. La Figura 4 (sotto) mostra come molti asset si aspettassero che questo fosse un Triad, con i BESS che esportavano una potenza netta di 302 MW durante il periodo di regolazione 35. Se i BESS avessero esportato 7 MW in meno (meno del 3% dell’export totale), facendo salire la domanda totale di sistema di 7 MW durante il periodo 35, questo sarebbe stato il primo Triad della stagione. E i BESS che esportavano in quel periodo avrebbero ottenuto ricavi TNUoS significativamente più alti.
Secondo Triad: 5 gennaio 2022
La Figura 5 (sotto) mostra il profilo operativo di questi asset, collettivamente, durante il secondo Triad del 5 gennaio 2022.
- A gennaio, la partecipazione dei BESS ai servizi FFR è stata molto più alta rispetto a dicembre. Il 42,4% (250 MW) della capacità degli asset BESS selezionati ha fornito il servizio nell’EFA 5 (15:00-19:00) a gennaio. A dicembre era pari a 0%.
- Per il secondo Triad, abbiamo visto un tasso di successo molto più alto tra gli asset BESS disponibili - cioè quelli che non partecipavano ai FFR e quindi potevano esportare durante il Triad. Il 92% della capacità BESS disponibile ha esportato in questo momento.
Il terzo Triad (20 gennaio) ha avuto un profilo molto simile al secondo.
Analisi degli asset BESS
Caso di studio Triad: Minety (20 gennaio)
La Figura 6 (sotto) mostra il profilo operativo della batteria Minety il 20 gennaio, giorno del terzo Triad.
Vediamo cosa faceva Minety in ciascun blocco EFA di quella giornata:
- Partecipazione simmetrica alla DC alta e bassa frequenza (82 MW) per massimizzare i ricavi.
- Importazione per gestire lo stato di carica, in preparazione del picco serale/potenziale Triad.
- Partecipazione DC asimmetrica, fornendo più DCH che DCL.
- Partecipazione DC asimmetrica, fornendo più DCH che DCL. (Anche se a volumi inferiori rispetto all’EFA 3, per consentire l’export alla massima capacità durante il Triad serale.)
- Export durante il periodo di picco (poi Triad).
- Importazione per riequilibrare lo stato di carica, per consentire la fornitura DC nel blocco EFA successivo.
Classifica degli asset BESS per tasso di successo nei Triad
La Tabella 2 (sotto) dettaglia l’operatività e il TNUoS ottenibile dei diciassette asset BMU analizzati in questa sezione. Abbiamo classificato questi asset in base alla quota della loro potenza nominale (MW) esportata, in media, durante i periodi Triad. (Nella Tabella 2 è indicato come ‘Capacità normalizzata’.)
La Figura 7 (sotto) mostra un riepilogo delle performance di questi asset nella classifica Modo durante i mesi dei Triad, con l’aggiunta del TNUoS ottenibile in questo periodo.
- Contego ha avuto sia la capacità di export normalizzata più alta sia i ricavi maggiori in questo periodo. Il TNUoS ottenibile ha rappresentato il 6% dei suoi ricavi totali.
- Il TNUoS ottenibile ha rappresentato la quota più alta dei ricavi di Hill Farm rispetto a qualsiasi altro asset - 9,64%.
- In questo periodo, il TNUoS ottenibile è stato più redditizio per gli asset BESS rispetto alla partecipazione al Balancing Mechanism.
- In totale, gli asset hanno guadagnato £23.345/MW dal TNUoS ottenibile, pari al 2,77% dei ricavi totali di tutti i diciassette asset in questo periodo.
Alcune considerazioni finali
Se previsti correttamente, i Triad rappresentano un’opportunità interessante per i proprietari di sistemi di accumulo a batteria per aumentare i ricavi invernali. Tuttavia, come dimostrato dal tempismo del Triad del 2 dicembre, stanno diventando sempre più imprevedibili. Tutto ciò aggiunge un ulteriore livello di complessità alla gestione degli asset BESS nei mesi invernali.
Gli ottimizzatori devono già gestire lo stato di carica dell’asset, decidere se e quando fornire frequency response, oltre a valutare se farlo in modo simmetrico o meno. Le conseguenze di queste decisioni influenzeranno la capacità di un asset di beneficiare delle tariffe di export TNUoS.
Con l’imminente attuazione delle proposte del Targeted Charging Review di Ofgem, ci si aspetta che il 2022/23 sia l’ultimo inverno dei Triad - almeno per la parte residua del costo TNUoS. Da aprile 2023, questa quota sarà coperta da tariffe fisse per tutte le famiglie e le imprese. La componente locale della tariffa rimarrà in alcune aree. Se da un lato questo significherà una potenziale fonte di ricavo in meno per le batterie, dall’altro i costi per il mantenimento della trasmissione saranno distribuiti in modo più equo tra chi la utilizza.
