Due proprietari di centrali elettriche riceveranno più di 12 milioni di sterline per tre ore di elettricità | Industria energetica

Due proprietari di centrali elettriche a gas verranno pagati più di 12 milioni di sterline per fornire solo tre ore di elettricità mercoledì sera, dopo che il clima gelido ha portato ad alcuni dei prezzi di mercato più alti dall’inizio della crisi energetica.

La Gran Bretagna ha dovuto far fronte all’aumento dei prezzi dell’energia elettrica dopo che l’operatore della rete britannica ha avvertito che avrebbe avuto bisogno che le centrali elettriche si accendessero in prima serata per avere abbastanza elettricità per alimentare case e aziende entro i normali limiti di sicurezza.

Il National Energy System Operator (Neso) – che gestisce i sistemi energetici in Inghilterra, Scozia e Galles – ha dichiarato di dover affrontare un deficit di circa 1.700 megawatt (MW), più o meno l’equivalente della quantità di elettricità necessaria per alimentare circa 850.000 case.

Si prevede che la stretta sulla fornitura di elettricità porterà una manna inaspettata ai proprietari di due centrali elettriche nell’Hertfordshire e nel Flintshire, nel Galles settentrionale, che riceveranno ciascuno più di 6 milioni di sterline per far funzionare le loro turbine a gas tra le 16:00 e le 19:00, quando si prevede che la domanda di elettricità diminuirà. raggiungere il suo apice.

Secondo gli esperti, all’inizio di questa settimana l’utility tedesca Uniper e una filiale del colosso svizzero del commercio di materie prime Vitol si sono offerte di accendere i loro impianti di gas durante le ore serali in cambio di pagamenti “altissimi” di oltre 50 volte il prezzo di mercato.

Nell’ambito del sistema per bilanciare la rete britannica quando la fornitura di elettricità scarseggia, Neso incoraggia le società energetiche a offrire prezzi ai quali sarebbero disposte ad alimentare i propri impianti.

L’impianto di gas Rye House nell’Hertfordshire, di proprietà di VPI Power, una controllata di Vitol, genererà elettricità al prezzo di 5.000 sterline per megawattora (MWh), che dovrebbe fruttare al suo proprietario 6,15 milioni di sterline in tre ore, secondo i dati ufficiali di mercato . Il più grande impianto di gas di Connah’s Quay nel Flintshire, nel Galles settentrionale, di proprietà di Uniper, guadagnerà poco più di 6 milioni di sterline dopo aver accettato di generare energia per un prezzo di 2.900 sterline/MWh.

VPI Power e Uniper sono stati contattati per un commento.

I pagamenti sono molte volte superiori ai tassi di mercato registrati mercoledì, che hanno raggiunto il livello più alto in oltre tre anni a causa di una combinazione di tempo gelido e basse velocità del vento, secondo Karsten Walke, esperto di dati senior presso l’agenzia di reporting dei prezzi ICIS.

Il prezzo di mercato dell’elettricità generata durante le ore di punta della domanda nel Regno Unito è salito a massimi di quasi 1.000 sterline per megawattora in un’asta di energia paneuropea, il prezzo intraday più alto registrato nell’asta da dicembre 2021 e più di 12 volte il prezzo medio pagato nel gennaio dello scorso anno per l’elettricità generata il giorno successivo. Secondo una fonte, in alcuni casi mercoledì sono stati registrati scambi di £ 2.000/MWh per determinati periodi.

“Questi sono prezzi altissimi”, ha detto Walke. “I nostri modelli mostrano che non abbiamo molta capacità elettrica rimasta sul mercato; non c’è molta energia eolica disponibile e manca [cable] interconnessione con i paesi vicini”.

Walke ha avvertito che la Gran Bretagna dovrebbe prepararsi ad ulteriori impennate dei prezzi di mercato entro la fine della settimana, quando la domanda di elettricità e i deboli livelli di energia eolica “sembreranno più o meno gli stessi di oggi”.

Mercoledì mattina, secondo i dati Neso, l’energia gassosa rappresentava il 53% dell’elettricità prodotta in Gran Bretagna, mentre l’energia eolica rappresentava il 18%. I reattori nucleari contribuivano per il 12% all’elettricità del Regno Unito, i bruciatori a biomassa costituivano il 6% e il resto veniva importato.

Shivam Malhotra, consulente senior presso LCP Delta, ha affermato che le opzioni dell’operatore di rete per mantenere una buona fornitura di capacità elettrica sono “relativamente limitate” perché i cavi di importazione di energia disponibili nel Regno Unito e le centrali elettriche a gas funzionano già a piena capacità.

Un portavoce di Neso ha dichiarato: “Questo è uno strumento di routine che utilizziamo nella maggior parte degli inverni e significa che chiediamo agli operatori di mercato di rendere disponibile qualsiasi capacità di generazione aggiuntiva che potrebbero avere. [It] non significa che la fornitura di energia elettrica sia a rischio”.

È il primo inverno in cui l’operatore di rete recentemente nazionalizzato è stato incaricato di soddisfare la domanda di energia del paese facendo maggiore affidamento sulle centrali elettriche a gas da quando il Regno Unito ha chiuso la sua ultima centrale a carbone a Ratcliffe-on-Soar nel Nottinghamshire.