3 Giugno 2020

Lezioni per i regolatori (parte terza): l’impatto del lockdown sul sistema elettrico del Regno Unito

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Sebbene il primo impatto del lockdown sia stato simile a quello riscontrato in Germania – aumento delle rinnovabili e calo dei prezzi all’ingrosso in primis – una serie di indizi fanno ritenere che il sistema elettrico del Regno Unito si sia dimostrato meno pronto ad assorbirlo. Il primo è la richiesta per ragioni di sicurezza dell’offerta di disconnettere i piccoli impianti connessi alle reti che non partecipano al meccanismo di bilanciamento. Il secondo sono le sempre più frequenti e intense congestioni sulla rete elettrica. Il terzo, l’attivazione di un servizio che compensa i piccoli impianti rinnovabili per azzerare progressivamente la loro produzione. Ma anche quando le pale eoliche girano lentamente la rete elettrica britannica ha un elevato rischio di blackout. Un’ultima lezione infine vale per tutti i sistemi elettrici, e riguarda i sistemi di accumulo.

Dopo aver descritto l’impatto sui sistemi elettrici dei tre principali paesi europei del Mediterraneo – Italia, Spagna e Francia – mi cimenterò con i casi più complessi di Germania (seconda parte) e Regno Unito (terza parte).

Anche nel Regno Unito il lockdown ha causato gli stessi effetti. Il Financial Times del 17 maggio scrive: “Demand for electricity in the UK has dropped 14 per cent in the past month, while prices are 40 per cent lower, on average, than the same period in 2019”.  Tra il 10 aprile e il 10 maggio la quota delle rinnovabili si era attestata al 37%. Ma era stata in media del 40% nel primo trimestre 2020 (vedi figura), dieci punti in più rispetto all’anno prima, complici condizioni di vento eccezionali, che hanno portato a un incremento, anno su anno, del 40% della generazione eolica.  

37% la quota delle rinnovabili elettriche nel Regno Unito tra il 10 aprile e il 10 maggio

Sebbene il primo impatto sia stato simile, forse solo leggermente meno forte a giudicare dai dati su FER e prezzi all’ingrosso, una serie di indizi fanno ritenere che il sistema elettrico del Regno Unito si sia dimostrato meno pronto ad assorbirlo.

Il primo indizio è la richiesta di disconnettere i piccoli impianti connessi alle reti che non partecipano al meccanismo di bilanciamento per ragioni di sicurezza delle forniture

Il primo indizio è la richiesta di National Grid a Ofgem in data 30 aprile di modificare con urgenza il codice di rete per potere impartire l’ordine ai distributori di disconnettere i piccoli impianti connessi alle loro reti che non partecipano al meccanismo di bilanciamento. Con la seguente motivazione: “there is a risk of disruption to security of supply during unprecedented low demand periods caused by the COVID-19 pandemic. This is a rapidly developing situation and could not have been anticipated”.

Il 7 maggio Ofgem ha accettato la richiesta facendo prevalere l’urgenza sulla prassi seguita normalmente in questi casi. Subito dopo è però iniziata la consultazione delle parti interessate, dalla quale stanno emergendo tutti i problemi tecnici ed economici che l’applicazione di questa misura causerebbe a molti soggetti.

Il secondo indizio sono le sempre più frequenti e intense congestioni sulla rete elettrica

Ci sono poi le congestioni sempre più frequenti e intense sulla rete elettrica, e siamo al secondo indizio. Secondo il Telegraph del 23 maggio, il venerdì precedente alle centrali eoliche a cui National Grid ha ordinato di staccarsi dalla rete sono andati ben 9,3 milioni di sterline come compenso, quasi il doppio del precedente massimo giornaliero che era capitato in un altro giorno molto ventoso, l’8 ottobre 2018.

Per chi volesse a questo punto farsi un’idea più precisa del contesto, con dati aggiornati al 2016, consiglio di leggere: “Short-term integration costs of variable renewable energy: Wind curtailment, and balancing in Britain and Germany” di Michael Joos e Iain Staffell, pubblicato su Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 86, (2018), pp. 45–65.

Il terzo indizio è l’attivazione del nuovo servizio di Optional Downward Flexibility Management: piccoli impianti rinnovabili pagati per azzerare progressivamente la loro produzione

Terzo indizio. In queste settimane è stato attivato un nuovo servizio di Optional Downward Flexibility Management al quale hanno già aderito 2,4 GW di piccoli impianti rinnovabili allacciati alle reti di distribuzione locali, i quali, dietro compenso, eseguiranno le istruzioni impartite da National Grid di ridurre la loro produzione fino al completo azzeramento.

National Grid prevede che i costi complessivi di gestione della rete da rimborsare in tariffa aumenteranno nei mesi estivi di circa 500 milioni di sterline, passando da 330 a 830 milioni di sterline, con un risparmio di circa 200 milioni di sterline sulla spesa che il gestore avrebbe sostenuto per fronteggiare l’imprevista emergenza senza attivare nuovi servizi.

Anche quando le pale eoliche girano lentamente la rete elettrica britannica ha un elevato rischio di blackout

Il fatto è che la rete inglese entra in grande sofferenza anche quando le pale eoliche girano lentamente. Secondo il gruppo di esperti dell’Imperial College, lo scorso 4 marzo, con vento quasi assente, la  “loss of load probability” balzò al 37%, quel che significa una probabilità di blackout molto elevata. Il margine di potenza disponibile era risicatissimo. Appena 0,2 GW contro i circa 4 GW del giorno seguente. Fortunatamente, l’unico inconveniente registrato quella sera furono i prezzi del bilanciamento, che schizzarono a 2.234 sterline per MWh: un livello che non si vedeva da un decennio.

Il gruppo di esperti ha voluto allora confrontare il comportamento del sistema elettrico in una situazione di vento analoga, accaduta a metà gennaio. Dallo studio delle curve di prelievo emergerebbe in quel giorno una consistente riduzione della domanda rispetto al suo tipico profilo serale. La spiegazione è che solo nei mesi che vanno da novembre a febbraio i grandi consumatori sono incentivati a ridurre i prelievi in corrispondenza dei picchi, perché è in questo periodo che avviene la misura della potenza impegnata per la quale pagheranno le tariffe di rete. Un complicato sistema di determinazione delle tariffe di rete che influenza anche i comportamenti dei piccoli impianti connessi alle reti di distribuzione, come ebbi modo di descrivere in dettaglio nel numero 3/2017 di Energia.

Un’ultima lezione per tutti i sistemi elettrici: i sistemi di accumulo

L’ultima lezione che mi sento di trarre dal lockdown riguarda tutti i sistemi elettrici. Nella sua fase più dura, probabilmente tutti i servizi di interrompibilità del carico, la più antica forma di demand response, non avrebbero potuto essere attivati per causa di forza maggiore. I sistemi di accumulo sì.

Ofgem sta modificando adesso una regola sulle tariffe di connessione alla rete di trasmissione che, ammette, svantaggia le storage facilities rispetto ai generatori. La richiesta era stata formulata la prima volta nel giugno del 2017 e dovrebbe essere finalmente applicata solo tra un anno “despite resourcing challenges caused by the Covid-19 pandemic”. Per chi fosse interessato, il titolo della proposta è: CMP281: Removal of BSUoS Charges From Energy Taken From the National Grid System by Storage Facilities.

La figura che segue e con la quale chiudo questa veloce rassegna sull’impatto che ha avuto l’emergenza Covid sui sistemi elettrici europei viene da un documento di Ofgem del 2019 e credo faccia intuire la complessità del quadro di regole in cui dovrebbe avvenire la diffusione dei sistemi di accumulo.


Giovanni Goldoni è professore presso l’Università di Verona e membro del Comitato Scientifico della rivista Energia


Sull’impatto del Coronavirus sui sistemi elettrici leggi anche:
Lezioni per i regolatori (parte seconda): l’impatto del lockdown sul sistema elettrico tedesco, di Giovanni Goldoni, 3 giugno 2020
Lezioni per i regolatori (prima parte): l’impatto del lockdown sui sistemi elettrici di Italia, Spagna, Francia, di Giovanni Goldoni, 26 Maggio 2020
COVID-19 e carico elettrico nazionale /3: paesi europei a confronto, di Ettore Bompard, Carmelo Mosca, Stefano Corgnati, 21 Aprile 2020
L’impatto del COVID-19 sul carico elettrico nazionale/2, di Ettore Bompard, Carmelo Mosca, Salvatore Cellura, Stefano Corgnati, 1 Aprile 2020
L’impatto del COVID-19 sul carico elettrico nazionale, di Ettore Bompard, Stefano Corgnati, Carmelo Mosca, 19 Marzo 2020

Foto: Gary Birnie, Flickr

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