L’eccezionale Texas Summer Peak

Due buone notizie dal Texas: il sistema elettrico ha retto all’ondata di caldo eccezionale e i prezzi sono rimasti piuttosto contenuti. Anche se il vento continuasse a soffiare con forza nelle prossime estati, il Texas dovrà però adottare in fretta misure intelligenti per il contenimento della domanda.

La mia attenzione per il mercato elettrico texano è molto cresciuta nel tempo. Non tanto perché Ercot è il caso di studio per eccellenza di energy only market, quanto per le numerose situazioni che si possono osservare in Texas e che sembrano anticipare gli stati futuri di altri sistemi elettrici. Da questo punto di vista, se la crisi del febbraio 2021 può essere considerata un caso eccezionale e forse unico, non altrettanto si può dire a proposito della diffusione delle fonti rinnovabili intermittenti, dell’espansione delle reti di trasmissione e del ruolo della demand response.

La settimana scorsa il sistema elettrico del Texas ha affrontato un’altra situazione particolare dovuta a un’ondata di caldo davvero intensa, sia per le temperature raggiunte sia per la sua persistenza. Il picco di richiesta ha stazionato intorno a massimi storici di 80 GW per alcuni giorni. Per un confronto, si pensi che Ercot opera per circa 26 milioni di texani. In Italia, il picco nazionale registrato nel 2016 è di 60 GW e si riferisce a circa 60 milioni di abitanti.

La Figura che segue riporta la curva di carico di lunedì 27 giugno, con il massimo assoluto registrato alle ore 18.

Questa volta la rete di trasmissione non ha avuto problemi a soddisfare la domanda. Ercot non ha attivato lo stato di allerta, né ha sollecitato atti volontari di contenimento dei prelievi. E i prezzi si sono mantenuti su valori piuttosto contenuti. Vale ricordare che lo scorso anno il record del picco di domanda fu battuto ben 11 volte, con un picco di poco superiore a 80 GW registrato il 20 luglio. In un paio di occasioni fu chiesto ai texani di ridurre volontariamente i consumi.

Picco di domanda e prezzi contenuti, in Texas si registra un’anomala combinazione

Il grafico sulla sinistra della figura che segue riporta, sempre per la giornata del 27 giugno, i prezzi day ahead e, soprattutto, quelli in tempo reale, che sono rimasti su valori decisamente bassi nelle ore di massima richiesta. Il grafico a destra riporta i prezzi del picco del 20 luglio 2022 e serve da confronto. Per prima cosa, si deve notare che la scala dei prezzi sull’asse delle ordinate è molto diversa. A quel punto, è immediato constatare che se i prezzi day-ahead erano alti quelli real time lo erano ancora di più.

Parecchi osservatori texani hanno elogiato questa anomala combinazione tra picco di domanda e prezzi contenuti, attribuendo la causa di questi ultimi all’espansione, continua e sostenuta, del parco di impianti fotovoltaici ed eolici connesso ad Ercot.

La settimana scorsa questi impianti hanno beneficiato di un’abbondante disponibilità di sole, che è normale registrare in questa stagione, e, fatto meno frequente in estate, di venti che soffiavano con un’intensità buona e tendenzialmente complementare rispetto al sole. L’effetto combinato sulla produzione rinnovabile può essere apprezzato nella figura che segue.

Un’istantanea del mix di generazione scattata alle ore 16,19 del 27 giugno scorso dimostra come eolico e fotovoltaico coprissero insieme il 35% della richiesta, con un incremento di circa dieci punti rispetto ai momenti di picco dell’anno prima, che si spiega più con la maggiore intensità dei venti che con l’aumento della potenza rinnovabile installata. Si deve altresì riconoscere che con il 45% della copertura del Texas summer peak il contributo degli impianti alimentati a gas naturale rimane determinante.

Questi dati confermano che l’indicatore di stress del sistema elettrico da tenere sotto osservazione è adesso un altro. Gli apporti delle fonti rinnovabili hanno un impatto diretto sul peak net load, che corrisponde alla domanda residua da coprire al netto del contributo variabile delle fonti rinnovabili. Secondo quel che scrive Potomac Economics nel suo ultimo rapporto annuale commentando gli eventi del luglio 2022, il peak net load è la determinante più importante degli episodi di supply shortages, i quali a loro volta provocano gli effetti più forti sui livelli e sulla volatilità dei prezzi in Ercot.

Anche se il vento continuasse a soffiare con forza nelle prossime estati, il Texas non dovrà dimenticarsi di adottare in fretta misure intelligenti per il contenimento della domanda, in particolare negli usi domestici.

È necessario incentivare i consumatori a ridurre o spostare la domanda

Come ha scritto in questi giorni Michael Webber sul New York Times, “We need to develop a system that pays homeowners and renters appropriately” per la loro disponibilità a ridurre e/o spostare i carichi anche quando in corrispondenza di nuovi record della richiesta il peak net load non segnala, attraverso il livello e la volatilità dei prezzi, una situazione di grave sofferenza da supply shortage. Non fosse altro perché i futuri ingenti investimenti di adeguamento delle reti di trasmissione e distribuzione dipenderanno in larga misura proprio dal picco assoluto dei prelievi e non dal peak net load.

L’ultima notizia interessante che arriva dal Texas contiene aspetti molto tecnici, ma cercherò di semplificarla: si tratta dell’introduzione di un nuovo prodotto per il mercato dei servizi ancillari, chiamato Ercot Contingency Reserve Service (ECRS), che va a completare la gamma dei servizi di rete collocandosi operativamente subito prima del servizio fornito dalla riserva non rotante.

ECRS: il nuovo servizio di rete per contenere la volatilità dei prezzi in Texas

L’ECRS è stato pensato principalmente per compensare le incertezze dell’operatore di sistema riguardo al net load, che stanno aumentando con la diffusione delle fonti rinnovabili. Il nuovo servizio è già entrato in funzione. La figura mostra come ECRS è stato utilizzato il 20 giugno scorso (linea blu) per compensare la ripida rampa di discesa serale della produzione fotovoltaica (linea gialla).

È probabile che nei giorni scorsi esso abbia contribuito a tenere sotto controllo il livello e la volatilità dei prezzi in tempo reale.

In futuro l’ECRS dovrebbe garantire ad accumuli capaci di erogare energia almeno per due ore ricavi sufficienti ad attrarre in Ercot gli investimenti che attualmente latitano: “The premium paid for ECRS may be high because of the newness of the service, but we expect it to remain until ERCOT has a greater than 3 GW penetration of 2 hour or higher duration batteries, which will exceed the maximum procurement of ECRS”.

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

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Si ringraziano Doug Lewin, Joshua D. Rhodes e Daniel Cohan per le informazioni e le figure
Foto di copertina: Unsplash