eptp «Max Price Taker Profit» model Marzo 2013

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1 eptp «Max Price Taker Profit» model Marzo 2013

2 Indice Introduzione Il problema da risolvere Il modulo termico Il modulo idrico Sviluppi in agenda 2

3 Indice Introduzione Il problema da risolvere Il modulo termico Il modulo idrico Sviluppi in agenda 3

4 eptp il nuovo modello di REF E eptp (Max Price Taker Profit model) è il nuovo tool di REF E per la massimizzazione del profitto degli operatori price taker L OBIETTIVO dello strumento di ottimizzazione è: determinare l esercizio orario di ciascuna unità di produzione del price taker, per massimizzare il profitto complessivo dell operatore sul periodo considerato (orizzonte variabile da un giorno ad un anno) essendo predeterminati: l andamento atteso a livello orario del prezzo zonale dell energia elettrica le caratteristiche tecniche e di costo dei gruppi termici in capo all operatore le caratteristiche tecniche delle centrali idriche dell operatore, del livello dei serbatoi, i relativi apporti naturali e la topologia delle aste idriche 4

5 Potenzialità di utilizzo del modello Il modello consente di ottimizzare l esercizio degli impianti di un produttore a fronte di un prezzo atteso in un orizzonte variabile da un giorno ad un anno determinare gli assetti ottimali di esercizio fra configurazioni alternative possibili ottimizzare la gestione delle aste idriche (anche se è possibile in alternativa rappresentare in modo equivalente il set di UP idrolettriche) tenere conto del portafoglio di contratti bilaterali e di eventuali vincoli sul dispacciamento (per esempio per gli impianti in cogenerazione) Il modello riceve in input lo stesso set di dati di Elfo++ (e nello stesso formato di file/tabelle)

6 Caratteristiche del SW Il SW è attualmente disponibile in versione eseguibile INPUT: file csv in formato identico all input di Elfo++ ma con le informazioni limitate al parco del price taker e in aggiunta il prezzo atteso a livello zonale OUTPUT: file csv del dispacciamento orario per singola UP, costi variabili, ricavi e margini a livello orario Requisiti HW minimi: PC Windows XP, RAM 2 GB

7 Indice Introduzione Il problema da risolvere Il modulo termico Il modulo idrico Sviluppi in agenda 7

8 Il problema da risolvere 1 Determinare l esercizio orario significa: per un gruppo termico, determinare la potenza dispacciata oraria e lo stato del gruppo stesso (fuori servizio/in funzione e scelta tra le configurazioni tecniche alternative disponibili) per una centrale idrica, determinare la potenza oraria dispacciata nel rispetto di: caratteristiche tecniche dei gruppi termici e delle centrali idriche flessibilità di ciascun gruppo vincoli orari, giornalieri, settimanali e vincoli di minima, massima produzione (ad es. connessi ai contratti di approvvigionamento di combustibile) vincoli di invaso minimo orario, massimo orario e finale di ciascun serbatoio idrico 8

9 Il problema da risolvere 2 Il modello matematico del parco idro termico è identico a quello impiegato in ELFO++. Il modello di costo per i singoli gruppi termici è quadratico e il modello di costo per le singole centrali idriche è lineare. In questo tool non vengono modellati vincoli globali di carico. È quindi possibile dividere il problema generale in due problemi diversi e disaccoppiati di massimizzazione del profitto: Problema termico Problema idrico 9

10 Indice Introduzione Il problema da risolvere Il modulo termico Il modulo idrico Sviluppi in agenda 10

11 Il modulo termico Poiché il prezzo dell energia elettrica è noto e non è implementato alcun vincolo globale di carico orario, è possibile massimizzare separatamente il profitto di ciascun nucleo termico. In assenza di contratti di fornitura che vincolino integralmente un parco di unità termiche: Il nucleo termico è il singolo gruppo termico. L ottimizzazione è eseguita attraverso un algoritmo di pura programmazione dinamica in grado di determinare contemporaneamente Unit Commitment e Dispacciamento degli impianti In presenza di contratti di fornitura: Il nucleo termico è l insieme dei gruppi legati al contratto, la cui somma delle produzioni/consumi è soggetta e determinati vincoli integrali nel tempo di massimo e/o minimo L ottimizzazione è raggiunta coordinando tra loro in modo iterativo un algoritmo di programmazione dinamica e un algoritmo di dispatching di tipo motore geometrico 11

12 Il modulo termico esempio Di seguito si riportano alcune curve caratteristiche per un gruppo termico con singola configurazione. Il profitto conseguibile sul mercato dell energia per tale gruppo è funzione di produzione e prezzo zonale. L animazione è visibile in modalità schermo intero 12

13 Impossibile visualizzare l'immagine. Il modulo termico: esempio di soluzione ottima Interrogando il programma per una ottimizzazione annuale si ottengono in risposta lo stato del gruppo (spento/in esercizio) e la produzione di energia elettrica. Si è fatta l ipotesi di assenza di contratto di fornitura e flessibilità settimanale. A titolo esemplificativo, si riporta nei grafici (in rosso) il punto di funzionamento del sistema nelle prime 36 ore di simulazione. L animazione è visibile in modalità schermo intero 13

14 Indice Introduzione Il problema da risolvere Il modulo termico Il modulo idrico Sviluppi in agenda 14

15 Il modulo idrico Poiché il prezzo dell energia elettrica è noto e non è implementato alcun vincolo globale di carico orario, è possibile massimizzare separatamente il profitto di ciascun nucleo idrico. In assenza di topologia d asta il nucleo idrico è il singolo complesso serbatoio di monte + centrale di valle. In presenza di topologia d asta è l insieme dei complessi serbatoio di monte + rispettiva centrale di valle che appartengono alla stessa asta idrica. Per la massimizzazione del profitto di ciascun nucleo idrico si impiega un algoritmo di dispacciamento ottimo. 15

16 Esempio di risultati Impianto a ciclo combinato (flessibilità giornalera) Impianto a carbone (flessibilità settimanale) /MWh MWh Prezzo EE Costo Unitario Produzione /MWh MWh Prezzo EE Costo Unitario Produzione 0 ven 01/01 sab 02/01 dom 03/01 lun 04/01 mar 05/01 mer 06/01 gio 07/01 ven 08/01 sab 09/01 dom 10/01 lun 11/ ven sab dom lun mar mer gio ven sab dom lun mar mer 01/01 02/01 03/01 04/01 05/01 06/01 07/01 08/01 09/01 10/01 11/01 12/01 13/01 0 Impianto idroelettrico (peak shaving) gio 01/01 ven 02/01 sab 03/01 dom 04/01 lun 05/01 mar 06/01 mer 07/01 gio 08/01 ven 09/01 sab 10/01 dom 11/ lun 12/01 Prezzo EE Costo Unitario Produzione

17 Indice Introduzione Il problema da risolvere Il modulo termico Il modulo idrico Sviluppi in agenda 17

18 Sviluppi in agenda 1 Integrazione di eptp con ELFO++: eptp sfrutta già lo stesso set di file csv che costituiscono l input di Elfo++, a cui si aggiunge un input di prezzo (dato per il price taker) che può essere quello ottenuto in output da una simulazione di Elfo++ eptp sarà a breve integrato nell interfaccia di Elfo++ come tool addizionale in modo da poter avviare l algoritmo di ottimizzazione direttamente dall interfaccia a valle di una simulazione di Elfo++ 18

19 Sviluppi in agenda 2 Calcolo del profitto del price taker: il profitto dell operatore price taker di cui si è modellato il parco termoelettrico e idroelettrico verrà calcolato tenendo conto dei contratti bilaterali: la quantità dispacciata dal modello di ottimizzazione verrà valorizzata al prezzo del bilaterale per quella inclusa nel contratto e al prezzo di borsa dato in input per quella venduta in Borsa Ottimizzazione di portafoglio: Il modello verrà esteso all ottimizzazione di un portafoglio di vendite e acquisti di energia dell operatore price taker 19

20 Grazie per l attenzione! Ing. Virginia Canazza Partner Tel E.mail: virginia.canazza@ref e.com e.com Disclaimer Le opinioni espresse sono esclusivamente quelle di REF E che svolge in modo autonomo ed indipendente la propria attività di ricerca. Le stime e la documentazione prodotte da REF E sono destinate esclusivamente all uso interno e non possono essere distribuite o usate in alcun altro modo senza previa autorizzazione scritta da parte di REF E. Le informazioni riportate nel presente lavoro sono ritenute dagli autori e da REF E le migliori possibili. Tuttavia, né gli autori né REF E garantiscono la accuratezza e la completezza delle informazioni né si assumono alcuna responsabilità sulle eventuali conseguenze derivanti dall utilizzo delle informazioni riportate. Disclaimer The opinion expressed in this report are solely of REF E, which is independent in developing its work. Dataand documentation produced by REF Eare forthe exclusive internal use andcannot be distributed or used without previous written authorization by REF E. The information reported are the best possible according to REF Eand to the authors. Anyway, both REF Eand the authorsdonotguaranteethe accuracyand the completeness of the information reported, and donotassume anyresponsibilityforthe consequences deriving form the use of such information.