IL FUTURO DEL DISPACCIAMENTO PER GLI IMPIANTI

IL FUTURO DEL
DISPACCIAMENTO
PER GLI IMPIANTI
FOTOVOLTAICI
Ing. Cristian Cattarinussi
EscoEspe S.r.l.
Roma, 27 Giugno 2014
PREMESSA
<< Il nostro parco di generazione ha cambiato radicalmente struttura, con una quota di fonti
rinnovabili che, in termini di potenza installata, alla fine del 2013 ha superato il 37% del totale. La
rivoluzione del mix produttivo è ora tale che un quota di circa il 30% della produzione nazionalequella rinnovabile con costo variabile nullo- offre a zero la vendita della propria energia.
[… ciò] ha inciso sensibilmente non soltanto sui mercati all’ingrosso, ma anche sul
funzionamento del mercato del dispacciamento, nonché sullo sviluppo e sulla gestione delle
reti. Tutto ciò a rischio di nuove inefficienze e di possibili criticità per la stessa sicurezza del
sistema.
[…] Il nuovo paradigma di mercato richiede una riforma complessiva del servizio di
dispacciamento, in coerenza anche con i disegni dei mercati […], in fase di definizione a livello
europeo.
[…] Per una piena integrazione dei mercati, dovranno essere adeguati anche gli attuali limiti ai
prezzi nazionali, consentendo in particolare di offrire a prezzi negativi. Cioè, invertendo il
senso comune, consentire ai produttori di pagare per poter tenere accesso l’impianto e
produrre. >>
Guido Bortoni,
Presidente dell’ AEEG
Roma, 19 giugno 2014
ARGOMENTI
1.  Nozioni Base sul Sistema Elettrico
2.  L’evoluzione del parco di generazione
3.  I cambiamenti che avverranno
4. Conclusioni
LA RETE ELETTRICA
A
MT
AAT/AT
U
BT
U
U
U
U
C
U
U
Trasmissione
B
MT
Generatore
D
U
BT
Distribuzione
U
U
U
U
U
U
NECESSARIO COSTANTE PAREGGIO TRA IMMISSIONE E PRELIEVO
SELEZIONE DEGLI IMPIANTI CHE PRODUCONO
MERCATO
Consumatore
LA PROGRAMMAZIONE
Luogo nel quale avviene la negoziazione dell’energia elettrica, finalizzata alla
PROGRAMMAZIONE delle unità di produzione e di consumo
Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) è controparte
centrale per gli acquisti e le vendite
Offerte di Vendita
Produttori
Importatori
GSE S.p.A.
Offerte di Acquisto
Grossisti
Esportatori
Acquirente Unico S.p.A.
GME
Seleziona
offerte con
criterio di
merito
economico
Definizione
Prezzi e Quantità
Definizione dei
Programmi di
Produzione
IL DISPACCIAMENTO
Attività di COORDINAMENTO tra gli elementi del sistema al fine di garantire
l’affidabilità e la sicurezza del servizio
Terna S.p.a. è responsabile del dispacciamento
Disturbi all’equilibrio
Avarie alle centrali
Avarie su linee elettriche
Variazioni di consumo
Risorse per il
dispacciamento:
Margini di regolazione
della potenza immessa
TERNA
Mantiene in
equilibrio il
sistema
Ordina alle centrali di
variare la potenza
immessa in rete
IL MERCATO ELETTRICO
Tempo D = giorno
di consegna fisica
dell’energia
DOMANDA
OFFERTA
GME
Prezzi
PROGRAMMAZIONE
Tempo: D-1
Mercato infragiornaliero
Mercato dei Servizi di
Dispacciamento
TEMPO REALE
Tempo: D
Risorse
TERNA
Controlla vincoli tecnici
Mercato del Giorno Prima
Programmi di
immissione e
prelievo
Esecuzione dei
programmi
Azioni in tempo
reale
IL MERCATO DEL GIORNO PRIMA
Curva prezzi giornalieri
Per l’ ora 10.00
Domanda
Offerta
Clearing
Price
Programma Immissione
P*
A
B
C
D
25
20
15
10
Q*
5
0
Prezzo offerto ≈ Costo marginale di produzione
Prezzo minimo di vendita è 0 €/MWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Impegno/Diritto ad immettere energia
elettrica
MARKET SPLITTING
QUANDO MGP GENERA FLUSSI DI ENERGIA NON COMPATIBILI CON I
VINCOLI DI TRASMISSIONE
Separazione del mercato elettrico in Zone
Formazione PREZZI ZONALI (Pz)
Energia VENDUTA a Pz
Energia ACQUISTATA a PUN
PUN: prezzo unico nazionale = media ponderata Pz
IL MERCATO DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
Mercato nel quale Terna si approvvigiona delle risorse necessarie all’attività
di dispacciamento
Modulare in tempo reale la produzione
Ricreare i margini di riserva quando utilizzati
TERNA COMPRA E VENDE DISPONIBILITÀ VARIAZIONI SUI PROGRAMMI DI
IMMISSIONE DEFINITI DA MGP
- LE UNITÀ ABILITATE HANNO L’OBBLIGO A PRESENTARE OFFERTE
- IL PREZZO È STABILITO DAI PRODUTTORI
- TERNA APPLICA L’ORDINE DI MERITO
- REMUNERAZIONE PAY AS BID E SOLO SE CHIAMATI
LE UNITÀ ABILITATE
-  Centrali Termoelettriche
UNITÀ ABILITATE
-  Centrali Idroelettriche a bacino
P>10 MVA
Connesse in AT
PERCHÉ:
- non disperdono energia primaria se riducono immissione
- la regolazione è affidabile
NON SONO ABILITATE LE CENTRALI A FONTE RINNOVABILE
L’EVOLUZIONE
DEL PARCO DI
GENERAZIONE
CONSUMI E POTENZA RONNOVABILE
30
346
340
337
339
341
335
25
336
330
330
20
16,6
17,7
Potenza installata al 2013:
37% del totale
Energia prodotta nel 2013:
331
~30% del totale
326
15
12,8
320
325
321
315
10
316
3,5
311
1,1
5
0
0
0,1
0,4
306
0
301
2005
2006
2007
2008
Potenza installata Eolico (GW)
Energia Richiesta annua (TWh)
2009
2010
2011
2012
2013
Potenza Installata Fotovoltaico (GW)
Produzione Rinnovabile
≈
Produzione a gas
EFFETTI SUI PREZZI ALL’INGROSSO
Per l’ ora x
Domanda
Per l’ ora x
Domanda
Offerta
Offerta
P*
P*
A
Q*
B
C
Q*
Δ Rinnovabili
1. Calo del prezzo
2. Uscita dall’ordine di merito delle termoelettriche
3. Tanta produzione da rinnovabile
D
EFFETTI SUI PREZZI ALL’INGROSSO
Rapporto PUN medio orario e PUN medio
annuo
PUN e Consumi
345
340
335
330
325
320
315
310
305
300
100
80
60
40
20
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Energia Richiesta TWh
PUN medio annuo
Lineare (PUN medio annuo)
Penetrazione rinnovabili non ha inciso molto su PUN medio annuo,
ma solo sulla curva dei prezzi giornalieri
EFFETTI SUL DISPACCIAMENTO
Zona Sud
Marzo 2010
(lavorativo)
Marzo 2013
(lavorativo)
Domanda coperta
da RINNOVABILE
Domanda coperta
da TERMOELETT.
NECESSARIA PIÙ
CAPACITÀ DI
REGOLAZIONE
Marzo 2010
(festivo)
Marzo 2013
(festivo)
MINORE
DISPONIBILITÀ DI
CAPACITÀ
REGOLAZIONE
RISCHIO DI TAGLIO
DELLA
PRODUZIONE
DUNQUE:
1- Basso prezzo offerto in borsa da FER à Tanta produzione FER, Poca TERMOEL.
2- Produzione FER aleatoria à Necessaria tanta riserva di potenza per il
bilanciamento
3- MA le centrali che offrono potenza per bilanciamento (TERMOEL.) sono “spente”
Incremento dei costi per
esercire il sistema in sicurezza
Diminuzione del grado di
affidabilità del Sistema
Elettrico
I CAMBIAMENTI
CHE
AVVERRANNO
1: CORRISPETTIVI
DI
SBILANCIAMENTO
CORRISPETTIVI DI SBILANCIAMENTO
Rappresentano una PENALE per il NON RISPETTO del PROGRAMMA di immissione
Servono a RIPAGARE i costi che TERNA ha sostenuto per
RIEQUILIBRARE il sistema a seguito del non rispetto del programma
FONTI PROGRAMMABILI
Biomassa
Termoelettrico
Idro a bacino
ECONOMICITÀ DELLA
PROGRAMMAZIONE
Nessuna difficoltà nella previsione
FONTI NON PROGRAMMABILI
Fotovoltaico
Eolico
Idro fluente
NON ECONOMICITÀ DELLA
PROGRAMMAZIONE
Maggior difficoltà nella previsione
Non soggette al pagamento
CORRISPETTIVI DI SBILANCIAMENTO
Impone a produttori FRNP di dichiarare la
previsione di produzione per il giorno successivo.
Delibera AEEG 281/2012
RICORSI:
-…
- CONSIGLIO DI STATO
Prevede PAGAMENTO dei corrispettivi di
sbilanciamento per l’energia immessa in più o in
meno rispetto alla previsione
Concede una franchigia del 20% indifferenziata
per fonte
1,39 €/MWh
- PROMUOVE LO SPIRITO
- BOCCIA IL METODO
AEEG : documento di consultazione 302/2014/R/EEL
(20/06/2014)
PER RIDEFINIRE IL
METODO
2: PREZZI NEGATIVI
PREZZI NEGATIVI
DOMENICHE ESTIVE:
- Bassa domanda
- Alta produzione Fotovoltaica
Aumento Domanda rapido
Per alcuni produttori (Termoel.) può
essere vantaggioso PAGARE per
produrre, piuttosto che stare fermi
Rif. “The case for allowing negative electricity prices“
Dr. Carlo Stagnaro, Istituto Bruno Leoni – Consulente ministero Sviluppo Economico
Senza priorità
dispacciamento FER
Domanda
PREZZI NEGATIVI
Offerta
Prezzo min = 0
Domanda
D
Offerta
C
A
P*
Q*
B
P*
A
B
C
D
Domanda
Q*
Con priorità
dispacciamento FER
Offerta
QUANTO PIÙ IL PARCO DI
PRODUZIONE È RIGIDO
TANTO PIÙ SI MANIFESTANO I
PREZZI NEGATIVI
Q*
C
A
P*
B
Q*
D
ESITO EPEX (PHELIX): 16/06/2013 ORE 14.00-15.00
Domanda
Equilibrio
-100,03 €/MWh
Offerta
ESITO EPEX (PHELIX): 16/06/2013 TUTTO IL GIORNO
ESITO EPEX (PHELIX): 2013 TUTTO L’ANNO
Germania 2012: 56 ore a P<0 €/MWh
2013: 48 ore a P<0 €/MWh
(picco= - 100 €/MWh)
Picco
Fuori picco
3: PARTECIPAZIONE
AL MERCATPO DI
DISPACCIAMENTO
ABILITAZIONE A MSD DELLE FONTI RINNOVABILI
OBBLIGO DI PREVISIONE PRODUZIONE
CENTRALI A
FONTE
RINNOVABILE
POSSIBILITÀ DI PRESENTAZIONE OFFERTE SU MSD
- Risoluzione congestioni a programma e in tempo reale
- Approvvigionamento Riserva di potenza
POSSIBILITÀ DI EROGARE SERVIZI LOCALI SU CHIAMATA
MODULARE
IMMISSIONE
- Risoluzione congestioni di rete
- Regolazione del profilo di Tensione
Partecipazione al mercato
Direttamente o attraverso
TRADER
Possibili ricavi
per Rinnovabili
CONCLUSIONI
SIAMO PRONTI?
I cambiamenti normativi non tarderanno a trasformarsi
da ORIENTAMENTI a PROVVEDIMENTI
(2014-2015)
IMPIANTO DI PRODUZIONE DI
ENERGIA DA FONTE RINNOVABILE
VECCHIO PARADIGMA
ASSET FINANZIARIO
(Gestine Passiva)
NUOVO PARADIGMA
IMPIANTO PRODUTTIVO
(Gestione Attiva)
SIAMO PRONTI?
PREZZI NEGATIVI
INCENTIVI SU
PRODUZIONE
NUOVO TIPO DI
ASSET
MANAGEMENT
CORRISPETTIVI
SBILANCIAMENTO
-  Monitoraggio
-  Previsione
-  Strategia
PARTECIPAZIONE
MSD
Grazie per
l’attenzione
Ing. Cristian Cattarinussi
Esco Espe S.r.l.