IFA2 di National Grid (Interconnessione Francia-Angleterre 2)

Centinaia di milioni di sterline vengono aggiunte alle bollette energetiche del Regno Unito a causa della mancata attuazione di un accordo commerciale con l’UE che consentirebbe un movimento efficiente di energia tramite cavi sottomarini, secondo la società di consulenza Baringa.

La Gran Bretagna ha sette interconnettori – cavi elettrici ad alta tensione che collegano il paese a Irlanda, Francia, Belgio, Paesi Bassi e Norvegia – che lo scorso anno hanno fornito quasi il 9% dell’elettricità del Regno Unito.

Questi cavi, che sono di proprietà di società private, tra cui National Grid, giacciono lungo il fondo del mare e vengono utilizzati per esportare l’elettricità in eccesso quando le forniture sono abbondanti e importarla quando scarseggiano.

Il Regno Unito ha fatto parte del regime del mercato interno dell’energia dell’UE, che ha creato un prezzo unico, bilanciando automaticamente le esigenze tra i paesi utilizzando algoritmi informatici per abbinare offerte e offerte.

Ma da quando ha lasciato il mercato unico dell’UE nel gennaio 2021, il Regno Unito è passato a un sistema di riserva che prevede l’esecuzione di aste giornaliere. I commercianti, che possono far parte di grandi fornitori come SSE, E.On o EDF, o aziende indipendenti di materie prime ed energia, devono acquistare o vendere energia separatamente in ciascun mercato geografico, aumentando la complessità e il costo del sistema.

Secondo l’analisi di Baringa dei prezzi del mercato all’ingrosso, la perdita del mercato integrato ha aggiunto fino a 250 milioni di sterline ai costi dell’elettricità all’ingrosso nel 2021 e dovrebbe raggiungere i 440 milioni di sterline entro la fine di quest’anno. Ciò aggiunge circa lo 0,7% al costo complessivo dell’elettricità all’ingrosso, secondo la società di consulenza.

Duncan Sinclair, partner di Baringa, ha dichiarato: “Un effetto collaterale della Brexit è un temporaneo passo indietro nel modo in cui l’elettricità scorre tra noi e i nostri vicini. Il sistema ora è meno efficiente, portando a costi più elevati, in un momento in cui le preoccupazioni relative all’aumento dei costi e alla sicurezza energetica sono di primaria importanza”.

Sebbene esista un accordo commerciale e di cooperazione UE-Regno Unito, che copre gli scambi sugli interconnettori, il Regno Unito e gli operatori dei sistemi di trasmissione dell’UE, inclusa la rete nazionale, sono in attesa di istruzioni dal governo del Regno Unito e dalla Commissione europea su come procedere con la sua attuazione .

National Grid, che possiede cinque dei sette interconnettori, ha dichiarato: “dopo la Brexit non facciamo più parte dell’accoppiamento del mercato elettrico dell’UE e siamo passati al commercio di elettricità, il che riduce l’efficienza.

“Vorremmo vedere accordi commerciali più efficienti messi in atto come concordato nell’accordo commerciale Regno Unito-UE per massimizzare quei potenziali benefici per i consumatori GB”.

Gli interconnettori sono considerati sempre più importanti poiché la Gran Bretagna ha chiuso la maggior parte delle sue centrali elettriche a carbone e si è spostata su fonti di elettricità rinnovabile più intermittenti, come i parchi eolici e solari. Ha anche pochissimi depositi di gas dopo che l’ultimo impianto è stato chiuso da Centrica nel 2017.

Dal 2010, la quota delle importazioni di elettricità nella fornitura del Regno Unito è aumentata, dal 2% nel 2010 al 9,1% nel 2021, secondo i dati del governo pubblicati nel marzo di quest’anno. Tuttavia, da aprile c’è stata un’enorme oscillazione nei flussi di elettricità tra la Gran Bretagna e i paesi interconnessi, con la Gran Bretagna che è diventata per la prima volta un esportatore netto di energia.