Cannibali, anatre e canyon del mercato elettrico

Anatre e canyon sono tra i principali dilemmi del mercato elettrico che gli operatori si trovano ad affrontare e risolvere. Solare ed eolico concentrano la propria produzione in determinati momenti del giorno. Al crescere della loro penetrazione nel mix elettrico cresce l’instabilità del sistema e altri effetti indesiderati. La prima di 3 analisi dedicate ai prezzi negativi nei mercati elettrici europei fornisce le coordinate per orientarsi.

Di fronte a un mix elettrico ove aumenti fortemente la componente fotovoltaica ed eolica, fonte di sempre maggior apprensione e dei primi esempi in serie è la figura nella curva del carico residuale (Residual load: la capacità richiesta in ogni dato momento alle fonti convenzionali al netto delle rinnovabili intermittenti) ribattezzata come “duck curve”, che si produce per via dell’effetto noto come “cannibalizzazione”.

Esso risulta dalla concentrazione di impianti dal medesimo profilo di generazione che immettono simultaneamente nelle stesse ore della giornata, con l’effetto di deprimere o azzerare i prezzi. Gli impianti intermittenti, che più soffrono del rischio di simultaneità (se splende il Sole o soffia il vento in un dato areale, tutta la capacità ivi presente “entra in circolo”), godono della priorità di dispacciamento in ragione del criterio di merit order alla base della formazione del prezzo elettrico.

Dalla duck curve alla canyon curve

Ad esempio, laddove i mix elettrici sono già a uno stadio più avanzato di penetrazione del fotovoltaico, le curve del carico residuale sono già propense a cristallizzarsi su tale pattern, con una “pancia dell’anatra” sempre più pronunciata a partire dalle ore centrali della mattinata, quando le centrali convenzionali sono costrette allo spegnimento, e un “collo dell’anatra” sempre più ripido al calar del Sole nel tardo pomeriggio, quando agli stessi impianti convenzionali viene richiesto un pronto ramp-up della capacità per rispondere ai picchi serali della domanda. In questo modo dalle anatre si devia addirittura verso i canyon, come si può vedere nella figura seguente che si riferisce ai minimi annuali registrati ora per ora nel mercato elettrico della California.

Gli ordini di criticità che si presentano da un punto di vista tecnico per la stabilità della rete elettrica di fronte alla ricorrenza di tali pattern, sommariamente, sono tre:

le difficoltà tecniche legate al ramp-up nel tardo pomeriggio: ciascun tipo di centrale convenzionale ha diverse tempistiche di reazione e attivazione e per alcune risulta addirittura più vantaggioso rimanere accese durante le ore di surplus ed essere remunerate a prezzo nullo che non spegnere e riaccendere il processo;
l’intensità carbonicadel mix nel suo complesso, che non per forza andrà a diminuire come ci aspetterebbe dall’azzeramento del carico residuale nelle ore centrali, proprio a causa della possibile prevalenza di centrali a gas nelle ore di ramp-up;
infine, l’aumento dell’instabilità della rete in termini di oscillazione della frequenza attorno ai 50 Hz, dovuto al funzionamento non-sincrono rispetto all’inerzia del sistema da parte delle rinnovabili intermittenti.

Una questione di attimi..

Tale dinamica va soppesata con le proiezioni di aumento generale del carico di rete conseguente all’elettrificazione pervasiva dei consumi, in particolare in quanto a raffreddamento/riscaldamento degli interni mediante heat pumps e in quanto a veicoli a batteria.

Se per il condizionamento estivo degli interni vi è una (parziale) sovrapposizione del maggior carico con il rischio di surplus nelle ore centrali della giornata descritto, più spinoso è immaginarsi gli effetti di abitudini serali nella ricarica di decine di milioni di veicoli elettrici nelle ore corrispondenti al “collo dell’anatra”, in cui per via del ramp-up la stabilità della rete è maggiormente messa a repentaglio.

Per consentire l’integrazione alla rete delle nuove tecnologie e dell’aumento di capacità previsto in particolare per il fotovoltaico per raggiungere gli obiettivi net-zero, sarà assolutamente necessario perfezionare gli strumenti di flessibilità dei carichi di retesia demand- che supply-side (Tra cui in prospettiva si giungerà anche al controllo adattivo (smart control) di entrambe le tecnologie citate e la possibilità dei veicoli elettrici di fungere da tecnologia di accumulo per via della facoltà di cedere alla rete un servizio di demand-response (sia riducendo la potenza in ricarica che immettendo direttamente elettricità) noto come Vehicle-to-Grid. Lo stesso servizio di load shifting può riguardare il condizionamento via pompe di calore: in tal caso si parlerà di Power-to-Heat).

.. e di flessibilità

La gestione dei surplus crescenti generati dalle intermittenti e dei fenomeni di “canyon curve” richiederà infatti il pieno sviluppo delle nuove tecnologie di flessibilità su larga scala della rete, sia dal lato dell’offerta (supply-side)che della domanda.

Nel primo caso si tratta principalmente delle varie tecnologie di accumulo (BESS o Battery Energy Storage Systems) utility-scale, sotto serrato processo di ricerca e sviluppo commerciale; nel secondo caso invece della conversione sistematica dell’elettricità eccedente in usi industriali “terzi” (noti nel loro insieme come Power-to-X o P2X). Tale conversione può consistere:

nella produzione di idrogeno via elettrolisi;
nell’uso dell’idrogeno per creare gas sintetici (come il green methane) e combustibili sintetici o e-fuels, che implicano anche il riutilizzo della CO₂ stoccata con un sistema di CCUS(carbon capture, utilization, and storage);
nella produzione di ammoniaca e altri agenti chimici secondo processi industriali già consolidati.

Una rete non adeguatamente provvista dei mezzi per accomodare la nuova capacità intermittente andrà anche finanziariamente a costituire una maggiore passività sui mercati di dispacciamento, che intervengono “a valle” del mercato del giorno prima e di quello infragiornaliero. Sul MSD ex-ante (il giorno precedente secondo gli esiti del mercato all’ingrosso MGP) o istantaneamente, in real-time, sul mercato di bilanciamento (MB), dove gli utenti abilitati sono chiamati ad aumentare o diminuire il proprio carico di rete (a “salire” o a “scendere”) a seconda delle necessità della rete.

In caso di evento di congestione (grid constraint) nella trasmissione “senza intoppi” dai nodi di maggior produzione ai nodi di maggior consumo, per sopperire alle perturbazioni nella frequenza viene chiamata ad entrare in funzione la capacità di riserva, ovvero che si accende o spegne a seconda del bisogno. In ordine crescente di gravità e anticipazione dell’evento, la riserva primaria o di frequenza, costituita da impianti già attivi; la riserva secondaria costituita da impianti a turbogas moderni e più costosi; la riserva terziaria costituita dagli impianti a carbone e a turbogas più antiquati; e infine la capacità fornita dai carichi interrompibili. Si attende da lungo una riforma dei servizi di dispacciamento, che ampli la platea degli impianti ammissibili alle nuove tecnologie: unità miste di produzione-consumo con impianti rinnovabili o cogenerazione, accumuli.

Il piano Terna per minimizzare il rischio curtailment (e i rolling blackout)

In Italia, la capacità di riserva è soggetta a remunerazione pay-as-bid crescente da parte di TERNA (a seconda del tipo di preavviso, che può variare dai 15 minuti ai 200 millisecondi). Naturalmente, maggiore è il ricorso ai servizi di dispacciamento e maggiori sono gli esborsi da parte del gestore del trasporto (che poi ricadono come onere tariffario sulla platea di utenti finali).

Quando anche i servizi offerti sui mercati di dispacciamento non sono in grado di risolvere una congestione di rete, Terna procede al curtailment (interruzione) della capacità rinnovabile in eccesso, compensando gli operatori per i mancati introiti – ma in Italia solo per quanto riguarda la tecnologia eolica. Naturalmente, questa è l’evenienza economicamente peggiore (tolte le procedure emergenziali quali i rolling blackout) per il valore intrinseco e socioeconomico dell’energia non prodotta.

Nel nuovo piano industriale 2024-2028, il TSO italiano ha previsto una significativa crescita degli investimenti fino a +16,5 miliardi di €, con un aumento del +65% rispetto all’ultimo piano (21 miliardi di €), proprio per minimizzare il rischio di curtailment diffusi e trasmissione interzonale perennemente congestionata. Gli investimenti dovrebbero permettere l’aumento di oltre il +30% della capacità di interconnessione sud-nord (nel complesso la capacità di scambio tra le varie zone raddoppierebbe dagli attuali 28 GW a un totale di 70 GW tra il 2030 e il 2040).

Malgrado i piani di sviluppo, gli operatori prevedono comunque un incremento della casistica del wind curtailment nei prossimi anni, casistica che invece era diminuita dopo il massimo del 2020.

Spagna, nel 2023 il curtailment ha riguardato ben 1,2 TWh rinnovabili

Laddove l’effetto “cannibalizzazione” è già oggi più acuto, come in Spagna, i fenomeni di curtailment (nel caso di Madrid sia della capacità eolica che fotovoltaica) sono già frequenti nelle ore centrali della giornata o nei finesettimana. Ciò non si accompagna per forza alla presenza di prezzi infragiornalieri nulli o negativi, comportando perciò una perdita netta in conto economico per gli operatori, pur compensati.

In Spagna nel 2023 il fenomeno del curtailment ha riguardato ben 1,2 TWh di energia rinnovabile, contro 1 TWh nel 2022, per una perdita secca per il sistema calcolata anche in oltre 1 milione € in una settimana.

Anche in Germania i costi dovuti alle congestioni di rete sono saliti alle stelle, ammontando nel 2022 a 6,7 miliardi € (+30% sul 2021 in termini di TWh), di cui 3,6 miliardi € devoluti dal regolatore a un’unica centrale di backup. Con l’effetto combinato delle non programmabili, il carico residuale può ormai passare da 45 GW a 0 (curtailment inevitabile) e poi di nuovo a 50 GW nel giro di meno di 48 ore.

Leggi la seconda Prezzi negativi nel 2023: da fenomeno episodico a ricorrente.

La terza analisi – La primavera del 2024 e il “decollo” dell’eccezione iberica – uscirà nei prossimi giorni.

Michele Soldavini è Senior Energy Market Analyst, presso Fedabo S.p.A.

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