Le batterie giganti prosciugano l’economia delle centrali elettriche a gas

LONDRA, 21 novembre (Reuters) – Le batterie giganti che garantiscono un’alimentazione elettrica stabile compensando le forniture rinnovabili intermittenti stanno diventando abbastanza economiche da indurre gli sviluppatori ad abbandonare decine di progetti di generazione a gas in tutto il mondo.

Secondo le interviste di Reuters a più di una dozzina di centrali elettriche, gli aspetti economici a lungo termine degli impianti alimentati a gas, utilizzati in Europa e in alcune parti degli Stati Uniti principalmente per compensare la natura intermittente dell’energia eolica e solare, stanno cambiando rapidamente. sviluppatori, banchieri di finanza di progetto, analisti e consulenti.

Alcuni operatori di batterie stanno già fornendo energia di riserva alle reti a un prezzo competitivo con le centrali elettriche a gas, il che significa che il gas verrà utilizzato meno.

Questo cambiamento mette in discussione le ipotesi sulla domanda di gas a lungo termine e potrebbe significare che il gas naturale avrà un ruolo minore nella transizione energetica rispetto a quanto ipotizzato dalle maggiori major energetiche quotate.

Nella prima metà dell’anno, 68 progetti di centrali elettriche a gas sono stati sospesi o cancellati a livello globale, secondo i dati forniti in esclusiva a Reuters dall’organizzazione no-profit Global Energy Monitor con sede negli Stati Uniti.

Le recenti cancellazioni includono la decisione dello sviluppatore di centrali elettriche Competitive Power Ventures annunciata in ottobre di abbandonare un progetto di impianto di gas nel New Jersey negli Stati Uniti. Ha citato i bassi prezzi dell’energia elettrica e l’assenza di sussidi governativi senza fornire dettagli finanziari.

Nel 2016, l’indipendente britannico Carlton Power ha abbandonato il progetto di una centrale elettrica a gas da 800 milioni di sterline (997 milioni di dollari) a Manchester, nel nord dell’Inghilterra. Riflettendo lo spostamento dell’economia a favore dello stoccaggio, quest’anno ha lanciato i piani per costruire una delle batterie più grandi del mondo al sito.

“All’inizio degli anni ’90 gestivamo il carico di base degli impianti di gas, ora si stanno spostando probabilmente al 40% del tempo e questa percentuale scenderà all’11%-15% nei prossimi otto-dieci anni”, Keith Clarke, amministratore delegato alla Carlton Power, ha detto a Reuters.

Senza fornire i dettagli del prezzo, che secondo le aziende è commercialmente sensibile, Clarke ha affermato che Carlton ha faticato a finanziare l’impianto di gas progettato, in parte a causa dell’incertezza sui ricavi che genererebbe e sul numero di ore di funzionamento.

MODELLI SOTTO CONTROLLO

Gli sviluppatori non possono più utilizzare modelli finanziari che presuppongono che le centrali elettriche a gas vengano utilizzate costantemente per oltre 20 anni di vita, hanno detto gli analisti.

I modellisti devono invece prevedere la quantità di gas necessaria durante i periodi di picco della domanda e compensare l’intermittenza delle fonti rinnovabili che è difficile da prevedere.

“Diventa più complesso”, ha affermato Nigel Scott, responsabile del commercio strutturato e della finanza delle materie prime presso Sumitomo Mitsui Banking Corporation.

Gli investitori stanno esercitando un controllo maggiore sulla modellazione, ha aggiunto.

Le banche si concentrano sul finanziamento di impianti che abbiano ricavi garantiti, hanno detto tre banchieri coinvolti nella finanza di progetti energetici, chiedendo di restare anonimi perché non autorizzati a parlare alla stampa.

Molti paesi in tutto il mondo, ma soprattutto in Europa, prevedono pagamenti per le centrali elettriche di riserva attraverso i mercati della capacità. In questi mercati, i produttori di energia fanno offerte per essere fornitori di riserva.

Il sistema è stato a lungo criticato dagli attivisti ambientali perché potrebbe equivalere a un sussidio ai combustibili fossili. I suoi sostenitori affermano che è necessario garantire un’integrazione fluida dell’energia rinnovabile e che i pagamenti possono premiare anche le batterie.

Quelli selezionati per fornire la generazione di riserva vengono pagati per mantenere gli impianti pronti a entrare in funzione con breve preavviso per soddisfare i picchi di domanda, o per coprire interruzioni in altri impianti, o per compensare la varianza nella produzione di energia eolica o solare.

Questi pagamenti possono migliorare l’economia degli impianti alimentati a gas, ma non sono sufficienti a garantire profitti a lungo termine.

Carlton Power si è assicurata un contratto di asta di capacità per il suo previsto impianto di gas nel Regno Unito, ma ha dovuto rinunciarvi a causa dei ritardi nell’assicurare gli investimenti a causa dell’incertezza sui futuri ricavi del progetto.

Il Regno Unito ha introdotto per la prima volta un mercato della capacità nel 2014, seguito da più di una dozzina di paesi con schemi simili.

Anche gli operatori di batterie e di interconnettori partecipano a queste aste e hanno iniziato ad aggiudicarsi contratti.

Secondo BloombergNEF, il costo delle batterie agli ioni di litio sarà più di quanto stimato dal 2016 al 2022 a 151 dollari per kilowattora di stoccaggio della batteria.

Allo stesso tempo, la produzione rinnovabile ha raggiunto livelli record. L’energia eolica e quella solare hanno alimentato il 22% dell’elettricità dell’UE lo scorso anno, quasi raddoppiando la loro quota rispetto al 2016 e superando per la prima volta la quota della produzione di gas, secondo l’European Electricity Review del think tank Ember.

“Nei primi anni, i mercati delle capacità erano dominati dalle centrali elettriche a combustibili fossili che fornivano la fornitura flessibile di elettricità”, ha affermato Simon Virley, responsabile dell’energia presso KPMG. Ora anche le batterie, gli interconnettori e i consumatori che spostano il loro consumo di elettricità stanno fornendo tale flessibilità, ha aggiunto Virley.

RISCHI AUMENTANTI

L’avvio a marzo della Keadby 2 della società energetica britannica SSE, una centrale elettrica a gas nell’Inghilterra orientale, è stato supportato da un contratto governativo di 15 anni firmato nel 2020 per fornire servizi elettrici di standby alla rete dal 2023/24. L’impianto è stato finanziato dalla società prima che fosse stipulato il contratto di standby e la sua costruzione ha richiesto quattro anni e mezzo.

Gli aspetti economici di un impianto del genere ora sembrerebbero diversi, ha affermato Helen Sanders, responsabile degli affari aziendali e della sostenibilità presso SSE Thermal.

“Non credo che ora prenderemmo una decisione di investimento senza la sicurezza delle entrate attraverso una sorta di meccanismo a causa del rischio intrinseco associato alla sicurezza delle entrate”, ha affermato Sanders.

“Se stai investendo in qualcosa basato esclusivamente sull’esposizione al mercato commerciale, dovrai davvero vedere prezzi dell’energia molto, molto alti, se lavori solo per un numero inferiore di ore.”

Gli sforzi per ridurre le emissioni di carbonio potrebbero aggiungere un altro costo agli impianti di combustibili fossili: paesi tra cui il Regno Unito e gli Stati Uniti stanno valutando la possibilità di richiedere agli operatori di aggiornare gli impianti con infrastrutture per la cattura del carbonio.

Le norme dell’Unione Europea introdotte a gennaio richiedono che gli impianti di gas che cercano di accedere ai finanziamenti verdi siano costruiti con la cattura del carbonio o siano in grado di passare all’utilizzo di gas a basso tenore di carbonio come l’idrogeno a partire dal 2035.

INTERRUTTORI DI SPEGNIMENTO, EV

Man mano che la transizione energetica accelera, altri sviluppi potrebbero ridurre la necessità di impianti di riserva.

L’anno scorso il rivenditore di energia britannico Octopus Energy ha condotto delle prove che offrivano di pagare alle famiglie una piccola tariffa per smettere di usare l’elettricità per un’ora alla volta durante i periodi di forte domanda.

Le prove hanno riguardato la quantità equivalente di domanda di energia che un piccolo impianto di gas potrebbe soddisfare, o quanto si potrebbe risparmiare spegnendo più della metà di Londra per un’ora.

I veicoli elettrici rappresentano un ulteriore elemento di disturbo poiché possono essere caricati quando la domanda è debole e poi alimentare le case o reimmettere energia nella rete durante i periodi di punta della domanda.

Un tipico veicolo elettrico rimane parcheggiato per il 90% del tempo con una batteria in grado di immagazzinare energia sufficiente ad alimentare una casa moderna media per due giorni, ha affermato la piattaforma di software energetico Kaluza in un rapporto pubblicato a dicembre.

Secondo Kaluza, in Europa si prevedono 40 milioni di veicoli elettrici entro il 2030, in grado di sostituire circa un terzo della capacità di energia a gas della regione.

“Ci sono molte cose che la rete può considerare quando inizia a distogliere lo sguardo dalla generazione convenzionale”, ha detto Clarke di Carlton.

($ 1 = 0,8025 sterline)

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