Oggetto: DCO 35/12 ONERI DI SBILANCIAMENTO FONTI RINNOVABILI NON PROGRAMMABILI - ANALISI RISULTATI SIMULAZIONI

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1 c.a. Collegio Autorita per l Energia Elettrica e il Gas Piazza Cavour, Milano ufficiosoc@autorita.energia.it p.c. prof. Claudio De Vincenti Sottosegretario Ministero dello Sviluppo Economico Via Molise, Roma devincenti.segreteria@sviluppoeconomico.gov.it 22 giugno 2012 Oggetto: DCO 35/12 ONERI DI SBILANCIAMENTO FONTI RINNOVABILI NON PROGRAMMABILI - ANALISI RISULTATI SIMULAZIONI Questo documento si pone l obiettivo di rappresentare i risultati delle simulazioni che diversi operatori eolici hanno effettuato per confrontarsi con i contenuti del Documento di Consultazione dell Autorita per l Energia Elettrica e il Gas n. 35/12. Il confronto non può prescindere da un adeguato periodo di sperimentazione delle attività di forecasting che si vuole siano svolte dagli operatori. La sperimentazione preventiva risulta ancora più necessaria, dal punto di vista del Regolatore, quando si impongono obblighi non solo operativi, ma con rilevanti effetti sulla reddititività di investimenti già realizzati. Si deve purtroppo constatare che la delibera 5/2010 non ha sortito gli effetti attesi in termine di training degli operatori, in quanto presentava un meccanismo di premialità non sufficientemente incentivante da consentire agli Operatori il recupero dei costi di acquisto dei sistemi di forecasting. Con particolare riferimento alla fonte eolica, si ritiene quindi importante prendere atto della necessità di una adeguata fase di apprendimento e perfezionamento nelle attività di previsione del profilo di produzione. Ulteriore elemento rilevante, evidenziato in studi 1 effettuati nel 2011 ed attualmente in fase di aggiornamento, deriva dall'analisi metodica dei risultati del MSD e dall'evidenziazione, sempre più palese, che non vi è diretta correlazione tra incremento dei MW installati di nuova potenza eolica e incremento degli oneri di sbilanciamento sopportati da Terna. I produttori di energia elettrica da fonte eolica unitamente alle principali Associazioni di settore, firmatari della presente comunicazione, intendono evidenziare al Regolatore i risultati della previsione della produzione di energia elettrica da fonte eolica, riportati nella Tabella allegata. Tale attivita è stata effettuata su vari impianti di differente taglia, tecnologia e localizzazione geografica. Unitamente ai risultati, si desidera condividere alcune delle conclusioni cui si puo giungere sulla base dei risultati dell attività svolta. In particolare, sulla base delle attività svolte e dei risultati ottenuti, appare evidente che: per il produttore si presenta uno scenario con livelli di indeterminatezza economica non accettabili. Si configurano infatti penali con valori talmente elevati da minare la sostenibilità finanziaria degli investimenti già effettuati (oltre che dei nuovi); 1 A. Marchisio, F. Zanellini, "L'impatto della fonte eolica sul mercato elettrico italiano: uno studio APER", L'Energia Elettrica, marzo-aprile 2012, pp

2 applicando il disegno contenuto nel DCO 35/12, la catena che dalla previsione della produzione eolica conduce all onere sostenuto dal produttore, è caratterizzata da elementi di forte incertezza, inefficienze e disottimizzazioni, la cui responsabilita puo essere ricondotta al produttore di energia solo in minima parte (ad esempio non dipendono dall operatore eolico il segno dello sbilanciamento della zona, il livello dei prezzi MSD, il comportamento di altri operatori ); la quantificazione dell oneree di sbilanciamento non è affatto correlata all entità dell errore delle previsioni, come dovrebbe invece essere quale presupposto necessario per incentivare una corretta programmazione dell eolico. Tale effetto è evidente in Fig. 1 e Fig. 2, dove è rappresentato l onere di sbilanciamento 2 ( /MWh), sia in relazione all energia prodotta (WMAE) 2 che in relazione alla capacita dell impianto (NMAE) 2. Risulta chiaro come l onere di sbilanciamento, relativo a valori di WMAE ed NMAE confrontabili fra loro, presenti un elevatissima dispersione ed un andamento tutt altro che proporzionale (a valori di errore sostanzialmente uguali corrispondono oneri molto differenti es. WMAE intorno al 40-60% onere di sbilanciamento variabile fra -1,5 /MWh e -13 /MWh). Fig. 1 - Onere di Sbilanciamento in relazione a WMAE (%) Fig. 2 - Onere di Sbilanciamento in relazione a NMAE (%) 2 La modalita di calcolo e specificata nella sezione Glossario del presente documento. 2

3 INCONTROLLABILITA DELLA PREVISIONE DI PRODUZIONE Gli impianti eolici, come noto, sono caratterizzati dalla non programmabilita della produzione derivante direttamente dalla non programmabilita della fonte utilizzata, il vento. L attivita di previsione della produzione oraria di impianti eolici e quindi associata ad un livello di aleatorietà elevato e fisiologico dovuto principalmente a due elementi: - l incertezza delle previsioni meteorologiche ed il loro rapidissimo invecchiamento; - l errore statistico dei sistemi previsionali (anche nel caso dei piu avanzati, che permettono di tradurre dati meteo in previsioni di produzione di uno specifico impianto eolico), specialmente per il caso italiano in cui l orografia del territorio è particolarmente complessa; Di questa incertezza, il produttore puo essere ritenuto responsabile solo per la parte in cui non si doti dei piu affidabili sistemi di previsione attualmente in commercio. La franchigia, pari all 8% della previsione oraria, come appare evidente dalla tabella allegata, non puo essere considerata risolutiva del problema. Il Regolatore è sicuramente a conoscenza del fatto che la media dei valori dell errore percentuale in relazione alla previsione eccede sensibilmente il valore proposto. Inoltre, il sistema previsionale predisposto dal GSE attraverso il meccanismo di RID, con l invio del programma vincolante 48h prima del giorno di immissione è fortemente penalizzante rispetto a quello previsto dall MGP. Tutto ciò si traduce in un ulteriore penalizzazione sia in termini di qualità del programma vincolante, sia in termini di applicazione delle penali. METODOLOGIA CALCOLO ONERE DI SBILANCIAMENTO L altro elemento che genera incertezza, volatilita ed incontrollabilita dell onere di sbilanciamento e rappresentato dalla modalita di selezione dei prezzi di sbilanciamento. È doveroso considerare che, anche in presenza di un buon livello di previsione eolica, la quantificazione dell onere di sbilanciamento dipende da parametri che sono al di fuori della possibilità di controllo da parte dei produttori eolici. Riteniamo infatti non corretto ed altamente penalizzante scegliere come riferimento i prezzi del MSD in quanto tali valori derivano solo in parte dallo sbilanciamento generato dall eolico, essendo invece fortemente dipendenti da altri elementi quali lo sviluppo della rete ed il comportamento di altri Operatori (termoelettrici e non), i cui effetti influenzano il segno dello sbilanciamento aggregato zonale. Di questi comportamenti, al di fuori del controllo dei produttori eolici, si chiede di non essere chiamati a rispondere attraverso gli oneri di sbilanciamento. CARENZE NEL DISEGNO DI MERCATO Nel sistema disegnato dal DCO 35/12 e assente qualsiasi misura per l integrazione degli impianti eolici nel sistema elettrico. Gli sbilanciamenti sono calcolati a livello di punto di immissione senza offrire la possibilita di compensare gli sbilanciamenti tra differenti impianti eolici o con altri impianti, rinnovabili e non, meglio se da un soggetto unico. Già altri Paesi europei, comparabili all Italia, hanno disegnato il sistema in modo da consentire ai singoli operatori di operare compensazioni di sbilanciamento a livello di portafoglio impianti, integrando termico e rinnovabile. Tale possibilità potrebbe risultare efficace ed efficiente non solo per gli Operatori, ma anche per l intero sistema per il tramite di un soggetto unico. 3

4 CONCLUSIONI Sulla base delle riflessioni esposte nei punti precedenti e dei risultati riportati nella Tabella allegata, si puo agevolmente giungere alle seguenti conclusioni: - il principio di responsabilita per i propri comportamenti e totalmente disatteso; - vi e un evidente scollamento tra la qualita delle previsioni effettuate dal produttore eolico e l onere determinato dal corrispondente volume di sbilanciamento in capo al produttore medesimo. Non e detto che ad una miglior previsione, alla quale corrisponde un minor impatto sul sistema, corrisponda un minor onere; - molto potrebbe essere fatto, relativamente al disegno di mercato, per minimizzare gli oneri. Gli oneri per sbilanciamenti di impianti eolici, gestiti per punto di immissione, rappresentano un modello semplicistico, non accettabile in uno dei primi 5 mercati elettrici europei; - le inefficienze nello sviluppo della rete, le accidentalità di grandi impianti termoelettrici o altri elementi quali il profilo di produzione di altre fonti, non devono avere effetti economici pregiudizievoli sugli impianti eolici; l entità economica e l estrema volatilita degli oneri di sbilanciamento, avranno impatti significativi sui ritorni economici degli investimenti già effettuati e futuri, minando seriamente la sostenibilità finanziaria degli stessi; - il disegno contenuto nel DCO 35/12 è caratterizzato da assenza di adeguate franchigie e meccanismi di ottimizzazione nel disegno di mercato, che potrebbero invece essere introdotti per ottimizzare l efficacia del sistema. ADERISCONO AL DOCUMENTO ASSOCIAZIONI AZIENDE 4

5 Tabella Risultati Attivita Previsione Produzione e calcolo del corrispondente onere di sbilanciamento secondo il DCO In alcuni casi non erano disponibili tutti i dati necesssari al calcolo dell onere di sbilanciamento. 5

6 GLOSSARIO 1 WMAE 2 NMAE 3 ONERE DI SBILANCIAMENTO = Totale Oneri di Sbilanciamento / ProduzioneTotalePeriodoAnalisi - Totale Oneri di Sbilanciamento: Oneri da sbilanciamento negativo + Oneri da sbilanciamento positivo - Oneri da sbilanciamento Negativo: sommatoria, nelle ore di sbilanciamento Negativo (Previsione>Produzione), di VolumeSbilanciatoOrario*(PMGP- PSbilanciamento), dove Psbilanciamento e quello applicabile secondo la disciplina delle Unita Non Abilitate; - Oneri da Sbilanciamento Positivo: sommatoria, nelle ore di sbilanciamento Positivo (Previsione<Produzione), di VolumeSbilanciamentoOrario*(PSbilanciamento-PMGP), dove Psbilanciamento e quello applicabile secondo la disciplina delle Unita Non Abilitate Il segno negativo (-) indica un onere netto; il segno positivo (+) indica un gudagno netto. Il VolumeSbilanciamentoOrario e sempre considerato in valore assoluto. 4 - INDISPONIBILITA CONSIDERATA: l indicazione affermativa significa che nell effettuazione delle previsioni e stata considerata anche l indisponibilita delle turbine costituenti il parco eolico. 6