Mercato della Capacità. Allegato 2 alla DTF n. 2. (anno di consegna 2023)

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1 Mercato della Capacità Allegato 2 alla DTF n. 2 (anno di consegna 2023) (ai sensi dell articolo 2.1.v.II della Disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica approvata con D.M. 28 giugno 2019 e dell articolo 11.1 della delibera 261/2018/R/EEL)

2 1 di 43 Introduzione Nel presente documento sono indicati i valori per l anno di consegna 2023 dei parametri determinati sulla base di quanto previsto nella Disciplina e delle metodologie descritte nella DTF n.2.

3 2 di Struttura aree della rete 1.1. Struttura aree sul territorio nazionale Come definito dal Capitolo 1 della DTF n.2 Terna, ai fini del mercato della capacità, definisce il modello multi-area sulla base delle valutazioni effettuate per la struttura zonale valida per l anno di consegna di ciascuna procedura concorsuale. Per l anno di consegna in esame si è adottata una suddivisione in aree della Rete di Trasmissione Nazionale in linea con la struttura zonale approvata da ARERA con la Deliberazione 103/2019/R/EEL. In particolare, sono previste sette aree geografiche Nord, Centro Nord, Centro Sud, Sud, Calabria, Sicilia e Sardegna. Le aree di mercato considerate sono quindi le seguenti: NO CN CS SU CA SI SA Zona Nord costituita dalle regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino-Alto Adige, Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Emilia-Romagna Zona Centro Nord costituita dalle regioni Toscana, Marche Zona Centro Sud costituita dalle regioni Umbria, Lazio, Abruzzo e Campania Zona Sud costituita dalle regioni Molise, Puglia, Basilicata Zona Calabria Zona Sicilia Zona Sardegna In Figura 1 è riportato lo schema delle aree con il quale è stata condotta l analisi di calcolo delle curve di domanda di CDP (in analogia con la struttura zonale valida per l anno 2021).

4 3 di 43 Figura 1. Aree della rete rilevante del Sistema Italia.

5 4 di Struttura aree virtuali estero Per l anno di consegna in esame, ai sensi del Capitolo 1 della DTF n.2, una singola area virtuale estera è stata definita come l insieme delle zone estere interconnesse alla medesima area localizzata sul territorio nazionale. Sono state quindi identificate le seguenti aree virtuali estere relative all anno 2023: Area Virtuale Estero Nord: l insieme delle zone estere confinanti con la zona di mercato Nord (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia); Area Virtuale Estero Centro-Sud: l insieme delle zone estere confinanti con la zona di mercato Centro Sud (Montenegro); Area Virtuale Estero Sud: l insieme delle zone estere confinanti con la zona di mercato Sud (Grecia); Area Virtuale Estero Sicilia: l insieme delle zone estere confinanti con la zona di mercato Sicilia (Malta); Area Virtuale Estero Sardegna: l insieme delle zone estere confinanti con la zona di mercato Sardegna (Corsica).

6 5 di Curve di domanda 2.1. Curve di domanda 2023 Al fine di eseguire la stima delle curve di domanda di Capacità di Produzione (CDP) per l anno 2023 è stata valutata l adeguatezza della generazione con orizzonte annuale a livello di sistema mediante l applicazione delle metodologie descritte nella DTF n.2. In questa sezione si descrivono quindi i principali elementi quantitativi adottati nelle simulazioni ed i risultati ottenuti per l anno di consegna in oggetto Interconnessioni tra le aree di mercato Ogni area di mercato, ai fini della sicurezza del sistema elettrico, è quindi soggetta a dei limiti fisici di scambio dell energia con le altre aree confinanti. La disponibilità della capacità di scambio su ciascuna sezione per l anno di consegna è stata quindi simulata mediante il modello descritto al paragrafo della DTF n.2 e, in particolare, tiene conto degli sviluppi previsti all anno di consegna secondo quanto indicato nel Piano di Sviluppo 2019 della Rete di Trasmissione Nazionale Scenari di fabbisogno (perimetro mercato) Come descritto dal paragrafo della DTF n.2, il modello del carico è stato valutato secondo due scenari macroeconomici, uno scenario base ed uno di sviluppo. Per ciascuno di questi due scenari, sono stati ipotizzati tre differenti scenari meteo funzione delle temperature attese. Nelle figure seguenti si riportano le curve di durata per i 6 diversi profili di carico per l anno di consegna in oggetto per ciascuna area di mercato. 1

7 di [GWh] BASE - MEDIANA BASE - HOT 35 BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA 30 SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD [h dell'anno] Figura 2. Curve di durata del fabbisogno Area Nord per ciascuno dei sei scenari analizzati 6,0 5,5 5,0 4,5 [GWh] BASE - MEDIANA BASE - COLD SVILUPPO - HOT BASE - HOT SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - COLD 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 [h dell'anno] Figura 3. Curve di durata del fabbisogno Area Centro Nord per ciascuno dei sei scenari analizzati

8 di [GWh] BASE - MEDIANA BASE - HOT 10 BASE - COLD SVILUPPO - HOT SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - COLD [h dell'anno] 0 Figura 4. Curve di durata del fabbisogno Area Centro Sud per ciascuno dei sei scenari analizzati 4,5 4,0 [GWh] BASE - MEDIANA BASE - COLD BASE - HOT SVILUPPO - MEDIANA 3,5 SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 [h dell'anno] Figura 5. Curve di durata del fabbisogno Area Sud per ciascuno dei sei scenari analizzati

9 di 43 1,5 [GWh] BASE - MEDIANA BASE - HOT BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD 1,0 0,5 [h dell'anno] 0,0 Figura 6. Curve di durata del fabbisogno Area Calabria per ciascuno dei sei scenari analizzati 4,0 [GWh] BASE - MEDIANA BASE - HOT 3,5 BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA 3,0 SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 [h dell'anno] Figura 7. Curve di durata del fabbisogno Area Sicilia per ciascuno dei sei scenari analizzati

10 di 43 2,0 1,5 [GWh] BASE - MEDIANA BASE - COLD SVILUPPO - HOT BASE - HOT SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - COLD 1,0 0,5 0,0 [h dell'anno] Figura 8 - Curve di durata del fabbisogno Area Sardegna per ciascuno dei sei scenari analizzati Di seguito invece si riportano le curve cronologiche di carico (fabbisogno perimetro mercato, al netto della quota di energia autoconsumata) stimate per l anno di consegna in ciascuna area. Nord BASE - MEDIANA BASE - HOT [MWh] BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD Figura 9. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Nord

11 10 di 43 Centro Nord BASE - MEDIANA BASE - HOT [MWh] BASE - COLD SVILUPPO - HOT SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - COLD Figura 10. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Centro Nord Centro Sud BASE - MEDIANA BASE - HOT [M Wh] BASE - COLD SVILUPPO - HOT SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - COLD Figura 11. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Centro Sud

12 11 di 43 Sud BASE - MEDIANA BASE - HOT [MWh] BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD Figura 12. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Sud Calabria BASE - MEDIANA BASE - HOT BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA [MWh] SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD Figura 13. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Calabria

13 12 di 43 Sicilia BASE - MEDIANA BASE - HOT [MWh] BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD Figura 14. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Sicilia Sardegna BASE - MEDIANA BASE - HOT BASE - COLD SVILUPPO - MEDIANA [MWh] SVILUPPO - HOT SVILUPPO - COLD Figura 15. Curve cronologiche di fabbisogno anno Area Sardegna

14 13 di Risultati In questa sezione si descrivono le curve di domanda di capacità ottenute dall applicazione della metodologia descritta nel paragrafo 2.2 della DTF n.2 per l anno di consegna in oggetto. Successivamente, si mostra la quantità di CDP che può arrivare in ciascuna area dalle aree di mercato limitrofe, sulla base della procedura descritta al paragrafo 2.3 della DTF n Identificazione dei punti della curva di domanda In linea con la metodologia descritta nella DTF n.2, la CDP di ciascuna area di mercato che presenta distacco di carico è stata incrementata portando il rapporto tra CDP termica rilevante e picco di carico residuo ad un valore superiore a 1 per le aree del continente, e ad un valore maggiore di 1.5 per la Sicilia e Sardegna. Tale incremento di CDP è stato eseguito installando capacità appartenente alla tecnologia di punta (descritta nel paragrafo della DTF n.2). Si è quindi verificato che in tale configurazione ( incrementata ) il modello risultasse completamente adeguato.

15 14 di Identificazione del Punto D Applicando lo schema di Identificazione del punto D (paragrafo della DTF n.2), si è calcolato il punto D per ciascuna area di mercato. Per fare ciò, sono state effettuate numerose analisi probabilistiche di adeguatezza, ciascuna per ogni step di rimozione della capacità di produzione. La CDP termica rilevante per il punto D, così come distribuita in Tabella 1, assicura un LOLE di sistema elettrico di 0 h anno (tenuto conto della CDP disponibile da altre tipologie di impianti), tuttavia, a partire da questo punto, dismettendo da una qualsiasi area di mercato 100 MW di CDP si incorrerebbe in una quota di distacco di carico. Tabella 1. Punto D: livello di CDP necessaria nella singola area (anno orizzonte 2023) Punto D AREA CDP Necessaria Nord Centro Nord Centro Sud Sud Calabria Sicilia Sardegna Italia [MW]

16 15 di Identificazione del Punto C Applicando lo schema di Identificazione del punto C (paragrafo della DTF n.2), si è individuato il punto C per ciascuna area di mercato (tabella 2). Il sistema con questo livello di CDP risulta più stressato, si porta ad un livello di LOLE di sistema elettrico di circa 3 h anno e si evidenzia una riduzione complessiva della CDP nazionale di circa 5,9 GW. Nelle successive figure da 16 a 22 è riportata, per ciascuna area, la distribuzione dell ENS nell arco dell anno mentre in figura 23 si evidenzia la funzione di probabilità di LOLE per le diverse estrazioni casuali settimanali Monte Carlo. Tabella 2. Punto C: livello di CDP necessaria nella singola area (anno orizzonte 2023) Punto C AREA CDP Necessaria Nord Centro Nord Centro Sud Sud Calabria Sicilia Sardegna Italia [MW]

17 16 di 43 Figura 16. Energia non fornita al Nord (anno orizzonte 2023, punto C)

18 17 di 43 Figura 17. Energia non fornita al Centro Nord (anno orizzonte 2023, punto C) Figura 18. Energia non fornita al Centro Sud (anno orizzonte 2023, punto C)

19 18 di 43 Figura 19. Energia non fornita al Sud (anno orizzonte 2023, punto C) Figura 20. Energia non fornita Calabria (anno orizzonte 2023, punto C)

20 19 di 43 Figura 21. Energia non fornita Sicilia (anno orizzonte 2023, punto C) Figura 22. Energia non fornita Sardegna (anno orizzonte 2023, punto C)

21 Numero di anni Monte Carlo 20 di Punto C Ore di LOLE Figura 23. Funzione di distribuzione del LOLE per gli Anni Monte Carlo simulati

22 21 di Identificazione del Punto B Applicando lo schema di Identificazione del punto D (paragrafo della DTF n.2) si è individuato il punto B per ciascuna area di mercato (tabella 3). Il sistema con questo livello di CDP risulta più stressato, si porta ad un livello di LOLE di sistema elettrico di circa 6 h/anno e si evidenzia una riduzione complessiva della CDP nazionale di circa 0,7 GW rispetto al punto precedente. Nelle successive Figure da 24 a 30 è riportata, per ciascuna area, la distribuzione dell ENS nell arco dell anno mentre in figura 31 si evidenzia la funzione di probabilità di LOLE per le diverse estrazioni casuali settimanali Monte Carlo. Tabella 3. Punto B: livello di CDP necessaria nella singola area (anno orizzonte 2023) Punto B AREA CDP Necessaria Nord Centro Nord Centro Sud Sud Calabria Sicilia Sardegna Italia [MW]

23 22 di 43 Figura 24. Energia non fornita al Nord (anno orizzonte 2023, punto B) Figura 25. Energia non fornita al Centro Nord (anno orizzonte 2023, punto B)

24 23 di 43 Figura 26. Energia non fornita al Centro Sud (anno orizzonte 2023, punto B) Figura 27. Energia non fornita al Sud (anno orizzonte 2023, punto B)

25 24 di 43 Figura 28. Energia non fornita Calabria (anno orizzonte 2023, punto B) Figura 29. Energia non fornita Sicilia (anno orizzonte 2023, punto B)

26 25 di 43 Figura 30. Energia non fornita Sardegna (anno orizzonte 2023, punto B) Figura 31. Funzione di distribuzione del LOLE per gli Anni Monte Carlo simulati

27 26 di Visualizzazione delle curve di domanda In questo paragrafo si mostrano, per ciascuna delle sette aree, le curve di domanda risultanti dall unione dei 3 punti individuati 2. Nell area Nord la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0 GW; P B /MW-anno] Punto B: [38,5 GW; P B /MW-anno] Punto C: [38,7 GW; P C /MW-anno] Punto D: [41,4 GW; 0 /MW-anno] Figura 32. Curva di domanda Area Nord 2 Le ordinate dei punti B e C rispettivamente P B e P C, corrispondono ai Premi associati ai target di capacità secondo quanto verrà definito dall Autorità.

28 27 di 43 Nell area Centro Nord la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0 GW; P B /MW-anno] Punto B: [3,7 GW; P B /MW-anno] Punto C: [3,8 GW; P C /MW-anno] Punto D: [4,2 GW; 0 /MW-anno] Figura 33. Curva di domanda Area Centro Nord

29 28 di 43 Nell area Centro Sud la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0 GW; P B /MW-anno] Punto B: [9,4 GW; P B /MW-anno] Punto C: [9,5 GW; P C /MW-anno] Punto D: [10,5 GW; 0 /MW-anno] Figura 34. Curva di domanda Area Centro Sud

30 29 di 43 Nell area Sud la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0 GW; P B /MW-anno] Punto B: [4,5 GW; P B /MW-anno] Punto C: [4,6 GW; P C /MW-anno] Punto D: [4,7 GW; 0 /MW-anno] Figura 35. Curva di domanda Area Sud

31 30 di 43 Nell area Calabria la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0 GW; P B /MW-anno] Punto B: [2,0 GW; P B /MW-anno] Punto C: [2,1 GW; P C /MW-anno] Punto D: [2,4 GW; 0 /MW-anno] Figura 36. Curva di domanda Area Calabria

32 31 di 43 Nell area Sicilia la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0GW; P B /MW-anno] Punto B: [4,6 GW; P B /MW-anno] Punto C: [4,7 GW; P C /MW-anno] Punto D: [5,6 GW; 0 /MW-anno] Figura 37. Curva di domanda Area Sicilia

33 32 di 43 Nell area Sardegna la curva di domanda per l anno di consegna in oggetto è caratterizzata dai seguenti punti: Punto A: [0GW; P B /MW-anno] Punto B: [2,3 GW; P B /MW-anno] Punto C: [2,4 GW; P C /MW-anno] Punto D: [2,9 GW; 0 /MW-anno] Figura 38. Curva di domanda Area Sardegna

34 33 di 43 In Tabella 4 è riportata quindi una sintesi dei risultati ottenuti per ciascuna Area. Tabella 4. Sintesi dei 4 punti cardinali (in GWy) delle Curve di Domanda per ciascuna Area di Mercato AREA B C D Nord 38,5 38,7 41,4 Centro Nord 3,7 3,8 4,2 Centro Sud 9,4 9,5 10,5 Sud 4,5 4,6 4,7 Calabria 2,0 2,1 2,4 Sicilia 4,6 4,7 5,6 Sardegna 2,3 2,4 2,9 Italia 65,0 65,8 71,7

35 34 di Valutazione limiti di scambio tra le aree sul territorio nazionale A valle della valutazione dei punti D, C e B per ciascuna area di mercato si procede con la valutazione della capacità che, potenzialmente, possa provenire dalle aree limitrofe. La procedura per questa valutazione è iterativa come descritto nel paragrafo 2.3 della DTF n.2. Nella Figura 39 si evidenzia la CDP che può essere considerata oggetto di scambio tra le aree limitrofe (ovvero incrementata nell area da cui parte la freccia e decurtata dal fabbisogno di capacità dell area in cui giunge la freccia) al Punto D.

36 35 di 43 Figura 39. Massimo ammontare di CDP scambiabile tra singole aree limitrofe senza che si innalzi il valore di LOLE di sistema elettrico (oltre la tolleranza del modello) Punto D Di seguito (Tabella 5) sono quindi riassunti i valori dei limiti di scambio tra aree. Alla luce delle simulazioni condotte si reputa opportuno utilizzare in questa procedura concorsuale i valori coincidenti al punto D e comunque non superiori al massimo limite fisico in condizioni di rete integra dell interconnessione in esame. Si noti che la Sardegna sarà connessa alla sola zona Centro Sud, per questo i limiti di cui sopra vengono opportunamente aggregati.

37 36 di 43 Tabella 5. Limiti di scambio tra aree per anno 2023 Sezione Limite Diretto [MW] Limite Inverso Nord-Centro Nord Centro Nord-Centro Sud Centro Sud-Sud Sud-Calabria Centro Sud - Sardegna Calabria-Sicilia Valutazione limiti di scambio tra le aree virtuali estere e aree localizzate sul territorio nazionale Per valutare la quantità di capacità che, in una singola area localizzata sul territorio nazionale, possa provenire da ciascuna delle aree virtuali estere limitrofe, è stata adottata la metodologia descritta nel paragrafo della DTF n. 2. Nella seguente tabella si riporta il valore considerato per l anno di consegna in esame: Area di Mercato [MW] Estero Nord 4241 Centro Nord 0 Centro Sud 104 Sud 49 Calabria 0 Sicilia 0 Sardegna 0 Italia Tabella 6. Limiti di import dalle aree virtuali estere

38 37 di Picco Annuale e Settimanale 3.1. Stima delle Ore di Picco annuali Il numero N di ore di Picco annuali di cui al paragrafo 3.1 delle DTF n.2 è pari a 500. Si riporta di seguito una stima indicativa delle ore di picco annuali per l anno di consegna Come indicato nella DTF n.2 al paragrafo 3.1 le ore di picco per l anno di consegna 2023 saranno definite e pubblicate entro il 30 Novembre Mese Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Totale N Ore Critiche Figura 40. Esemplificativo delle ore di picco attese per l'anno Stima delle Ore di Picco settimanali Si riporta di seguito una stima delle ore di picco settimanali per l anno di consegna Come indicato nella DTF n.2 al paragrafo 3.2 le ore di picco per l anno di consegna 2023 saranno definite e pubblicate entro il 30 Novembre Ore/week Figura 41. Esemplificativo delle ore di picco settimanali attese per l'anno 2023

39 38 di 43 Tabella 7 Esemplificativo delle ore di picco settimanali attese per l'anno 2023 Settimane/ore

40 39 di Tassi di Derating 4.1. Tassi di derating UP FRNP Si riportano di seguito i tassi di derating delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili (solare, eolico e fluente) per l anno di consegna 2023 definiti secondo le modalità descritte nella DTF n.2 al paragrafo 4.1. Tabella 8. Tassi di derating calcolati per l anno di consegna differenziati per fonte Fonte Tasso di derating Solare 88% Eolico 83% Fluente 64%

41 40 di Tassi medi di derating attesi Si riporta di seguito una stima indicativa dei tassi di derating medi per area e tipologia di impianto per l anno di consegna I tassi di derating ai fini della partecipazione all asta saranno calcolati per ciascuna unità rilevante secondo quanto previsto all Allegato 3 alla Disciplina. Tabella 9. Valori indicativi dei tassi medi di derating attesi Area Termico Altro Rilevante Rilevante Non rilevante Geotermico Idrico Pompaggio NORD 20% 20% 24% 41% 38% CNOR 28% 28% 24% 68% 41% CSUD 18% 18% 24% 52% 46% SUD 25% 25% 24% 55% 41% CALA 17% 17% 24% 71% 41% SICI 22% 22% 24% 75% 50% SARD 19% 19% 24% 66% 50% TOTALE 21% 21% 24% 47% 41% Il tasso di derating applicato alle unità di produzione nuove termoelettriche e geotermoelettriche è pari al 10%. 5. Fattore di Extra Derating UCMC Il tasso di Extra-derating UCMC per l anno di consegna 2023 è pari al 40%.

42 41 di Livelli Standard Efficienti di Indisponibilità Si riporta di seguito una stima dei livelli standard efficienti di indisponibilità annuali e triennali per le diverse tecnologie calcolati sulla base dei dati disponibili riferiti agli anni , calcolati adottando un parametro α pari al 60 percentile. I valori definitivi, in base all Allegato 4 della Disciplina, saranno pubblicati l anno prima dell inizio del periodo di consegna, utilizzando i dati degli ultimi 3 anni solari disponibili (quindi, per l anno di consegna 2023, il calcolo verrà eseguito nel 2022, considerando i dati 2019, 2020 e 2021). Tabella 10: valori degli standard efficienti di indisponibilità annuale e triennale Sottotipologia Ore Equivalenti livello standard efficiente annuale livello standard efficiente triennale Giorni Equivalenti livello standard efficiente annuale livello standard efficiente triennale ASTA IDROELETTRICA ASTA IDROELETTRICA POMPAGGIO BACINO COMBINATO EOLICO FLUENTE GEOTERMICO MISTO PURO RINNOVABILE PROGRAMMABILE SERBATOIO SOLARE TRADIZIONALE TURBOGAS Tecnologia di punta La tecnologia di punta è il turbogas a ciclo aperto i cui costi sono indicati nel Documento di consultazione 592/17 pubblicato da Arera.

43 42 di Fattore di carico Il numero Y di ore dell anno che costituiscono le ore di picco zonale valevoli ai fini del calcolo del Fattore di carico di cui al paragrafo 6.2 delle DTF n.2, sono pari a 500.