Il costo dell'energia in UK si scontra con il bilanciamento della rete
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Venerdì sera, 16 ottobre, il costo dell’energia elettrica in UK è a 183 Euro/MWh, mentre già il giorno prima aveva raggiunto i 98 Euro/MWh, quando negli altri mercati europei, alla stessa ora (19-20), il prezzo è circa un terzo. In Italia, ad esempio, è di 67 Euro/MW, con il contributo della Sicilia a 110 Euro/MWh. Fanno eccezione le regioni scandinave sui 20 Euro/MWh per motivi diversi. La situazione inglese è annunciata da Nationl grid Eso, il responsabile del bilanciamento in UK, con un messaggio insolito:

We’re forecasting tight margins on the electricity system over the next few days owing to a number of factors including weather, import and export levels and availability of generators over periods of the day with higher demand

(National grid Eso, 14/10/20 ore 17,20)

La condizione sembra abbia origine da previsioni che confermano il susseguirsi di alcune giornate con scarsa ventosità, in coincidenza di impianti di produzione fuori servizio. Il perché un Paese, lambito dalla Corrente del Golfo ed un clima normalmente variabile, si allarmi per alcuni giorni di calma, spiega buona parte del comunicato.

Il mercato elettrico inglese si basa su un “self-dispatch”, in cui produttori e fornitori concludono le trattative di acquisto e vendita di energia elettrica in contratti bilaterali che escludono i costi per il bilanciamento, i quali, se i loro flussi sono diversi dagli accordi siglati, vengono pagati a consuntivo. Il compito di National grid Eso è di mantenere in equilibrio la rete, comunicando periodicamente con il mercato ed agendo di conseguenza sul sistema elettrico. La procedura di gestione della rete in “How to work with the electricity market to balance supply and demand” riporta la seguente modalità di comunicazione:

Occasionally, if we’re not able to match supply and demand through the normal mechanisms, we’ll send a more formal message to the electricity market to let them know.

These messages are sometimes referred to as system warnings or notifications.”

Quindi in situazioni di necessità il Tso invia agli operatori messaggi formali e riservati; il fatto che un messaggio venga reso pubblico, dà motivo agli osservatori di ritenerlo inusuale; cosi è per il comunicato del Tso pubblicato il 14 ottobre.

Come il mercato inglese è arrivato a questo punto

Per comprendere cosa ha portato il mercato inglese ad arrivare qui, è necessario ricostruire la struttura dell’industria elettrica, conseguenza delle policy adottate.

Nel 2003 con l’adozione del “Energy white paper”, UK è il primo paese ha fissare l’obiettivo di ridurre le emissioni di CO2 del 60% al 2050 rispetto ai livelli di emissione del 1990. Le abbondanti produzioni di gas dei pozzi nel Mare del Nord hanno già consentito di sostituire i vecchi impianti di produzione di energia elettrica a carbone con nuovi impianti a gas (combined-cycle gas turbine – Ccgt); infatti dai 27.000 MW del 2006 si passa ai 31.700 MW del 2016; altre misure sono quindi necessarie per perseguire l’obiettivo.

Così accade che mentre il Paese, dopo avere raggiunto il picco dei consumi di energia elettrica nel 2003, con quasi 400 TWh, scende a 340 TWh del 2017, l’installato passa da 83.600 MW del 2006 ai 97.600 MW del 2016.

In 10 anni 14.000 MW si aggiungono, solo in parte alla sostituzione di altri impianti a carbone; stabile l’installato nucleare con funzione di base-load della rete, l’installato da fonte rinnovabile nel decennio ha la seguente progressione:

  • fotovoltaico passa dai 14 MW del 2006 a 12.000 MW;
  • eolico passa dai 2.000 MW del 2006 ai 16.000 MW.

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Al 2017 8.000 MW impianti eolici sono off-shore.

Se a questo si aggiunge che the National electricity transmission system in UK è composto imprese di trasmissione regionali (Scottish power, Scottish hydro electricity trasmission e National grid), si comprende quanto sia delicata l’opera di National grid Eso. Il mantenimento in equilibrio della rete tra carichi ed impianti di produzione situati in zone separate da “colli di bottiglia”, in un mercato elettrico che riconosce una unica zona di mercato per la formazione del prezzo è strategico per definire il costo dell’energia in UK.

Gli accumuli come soluzione tecnologica per bilanciare il costo dell’energia in UK

La soluzione è individuabile negli accumuli. National grid, sul suo annual report 2017, menziona un programma di nuovi accumuli: dai 4.000 MW del 2016 ai 6-9.000 MW al 2030. Nel 2019 il Governo lancia la Storage at scale competition” mettendo a disposizione 20 milioni di euro per la progettazione di un innovativo sistema di accumuli su larga scala. La strada è ancora lunga. I picchi di prezzo sono all’ordine del giorno, in un mercato che della trasparenza ne fa la ragion d’essere.

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