BEST: ottimizzazione delle strategie di partecipazione ai mercati per rinnovabili in market parity accoppiate a sistemi di accumulo Virginia Canazza Padova, 18 Ottobre 2018
BEST: ottimizzazione delle strategie di partecipazione
ai mercati per rinnovabili in market parity accoppiate
a sistemi di accumulo
Virginia Canazza
Padova, 18 Ottobre 2018
Agenda
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▪ Ruolo chiave dei sistemi di storage nella transizione energetica
▪ Fattori di rischio alla base dei business model possibili
▪ BEST: modellizzazione delle strategie ottime sui mercati
▪ Case study: BESS stand alone e FRNP+BESS
▪ Riflessioni
Sicurezza e adeguatezza garantiti da nuove
tecnologie per la flessibilità
4-4,5 GW storage/DSR + 0,9-1,3 GW CCGT/OCGT (2030)
Storage: ruolo fondamentale per l’efficiente integrazione delle
fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico
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RED II: 32%
RED II: 63% RED II: 210 TWh
(103 TWh nel 2017)
Lo sviluppo delle rinnovabili è inteso puramente
market driven, contando sul progressivo
abbattimento dei costi delle tecnologie
L’impiego di batterie nei sistemi elettrici sta diffondendosi in
tutto il mondo comprovando elevate potenzialità tecniche
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MAGE SOURCE: ROCKY MOUNTAIN INSTITUTE'S REPORT THE ECONOMICS OF BATTERY ENERGY STORAGE
Diversificati impieghi e localizzazioni
degli accumuli nel sistema elettrico
Ioni di litio: tecnologia elettrochimica più diffusa e versatile
ELECTRICITY STORAGE AND RENEWABLES: COSTS AND MARKETS TO 2030 (Ottobre 2017)
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Costi attuali dello storage non ancora competitivi nonostante
l’aspettativa di una rapida diminuzione nei prossimi anni
ELECTRICITY STORAGE AND RENEWABLES: COSTS AND MARKETS TO 2030 (Ottobre 2017)
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-60% al 2030
Molteplici fattori guidano la transizione energetica: come
delineare il business model ottimale per investimenti in storage?
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Quali rischi ed opportunità sui mercati per gli operatori
e gli investitori nello scenario futuro?
Riforma del modello di mercato:
target model (integrazione dei mercati bilanciamento, riforma sbilanciamenti, riforma MI e spostamento gate
closure), abilitazione sui mercati di tutte le risorse (rinnovabili, DSR, storage)
Capacity Market: garanzia
dell’adeguatezza sul lungo periodo
Sviluppo rete di trasmissione e distribuzione
Penetrazione nuove tecnologie per la
flessibilità (storage, DSR, )
Data Management:
Nuove tecnologie IoTper il controllo,
gestione, misura delle reti
Rischio di mercato:
domanda, offerta,
commodity
Accoppiamento FRNP + sistema BESS
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BESS
▪ ▪ CAPEX 500 €/kWh
▪ ▪ C-rate 1
▪ ▪ 1MW, 1 MWh
▪ ▪ DoD 80%
un ciclo completo della batteria costa circa 60 €/MWh
Da valutare convenienza BESS in funzione evoluzione curve di
costo, riforma assetto regolatorio (remunerazione
servizi oggi obbligatori e introduzione componente di
remunerazione della disponibilità), possibile
partecipazione a CapacityMarket
SPREAD MEDIO SUI VARI MERCATI
[€/MWh]
Source: REF-E estimations
0
10
20
30
40
50
60
70
MSD-MI MSD-MGP MSD-MB
Gli elevati spread tra le diverse fasi di mercato, a fronte di un’ottimizzazione della
strategia di offerta che tenga conto di tutti i vincoli tecnici ed economici, consentirebbero
oggi, in Italia, la remunerazione delle batterie operate in modalità merchant, se fossero
ammesse a tutti i mercati
BEST (Best Energy Strategy Tool): il modello di REF-E per
la definizione del business model ottimale
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Il dispacciamento BESS è volto a catturare il differenziale di prezzo tra le successive fasi di mercato in ogni ora
e fra le diverse ore
OTTIMIZZAZIONE DEL DISPACCIAMENTO
BESS SUL MERCATO:
▪ date le regole attuali del mercatoe alla luce dei prezzi attesi sui mercati
▪ assumendo un comportamento
price taker sul mercato
▪ su un orizzonte temporale
predefinito e su tutte/alcune le fasi
di mercato
▪ rispettando I vincoli tecnici dei BESS
▪ considerando in ogni fase di
mercato il livello di carica risultante
dalle precedenti fasi di mercato
Possibili applicazioni di BEST: ottimizzazione UVAM
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Stand-alone BESSOttimizzazione del dispacciamento dei BESS su
tutte le fasi di mercato
BESS + RES-E per
sbilanciamentiBESS consentono di assorbire gli sbilanciamenti RES-
E
BESS + RES-E nel
mercato
Ottimizzazione del dispacciamento RES-E su tutte le
fasi di mercato
BESS + Centrale
Termoelettrica
BESS può fornire la banda di risposta di regolazioneprimaria di frequenza obbligatoria e la centrale termicapuò offrire (3% della Pmax) sul mercato
FRA LE POSSIBILI APPLICAZIONI: POSSIBILE UTILIZZO
Casi di studio: BESS stand-alone e FRNP integrate con BESS
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❖ Tecnologia: Litio
❖ Efficienza one-way: 0.92
❖ Efficienza round-trip: 0.85
❖ DoD: 80 %
❖ Cicli di vita: 5 000
❖ C-rate: 1
❖ Capacità di accumulo: 10 MWh
❖ Pmax: 10 MW
400 €/kWh + 200 €/kW
350 €/kWh + 200 €/kW
350 €/kWh + 150 €/kW
300 €/kWh + 150 €/kW
250 €/kWh + 150 €/kW
❖ Integrazione: 7%
❖ Decommissioning: 3%
❖ O&M: 2%
❖ Inflazione: 2%
❖ Attualizzazione: 7%
o Offerta al System Marginal Price su MGP e MI
o Offerta a P* su MSD/MB (P*=prezzo con la più
alta probabilità di accettazione)
SCENARIO
Prezzi 2017 utilizzati come prezzi futuri
FASI DI MERCATO
1. MGP + MI + MSD + MB
2. MGP + MSD + MB
3. MGP + MSD
STRATEGIA DA PRICE TAKER
BESS
WIND 10 MW, CENTRO SUD
(profilo actual generation Terna)
FRNP: WIND
BESS stand-alone: risultati positivi con partecipazione attiva a
tutti i mercati
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NPV AS FUNCTION OF BESS COSTS FOR BESS, C-RATE 1
[M€]
Source: REF-E estimation
-5
0
5
10
15
400 €/kWh
+ 200 €/kW
350 €/kWh
+ 200 €/kW
350 €/kWh
+ 150 €/kW
300 €/kWh
+ 150 €/kW
250 €/kWh
+ 150 €/kW
250 €/kWh
+ 100 €/kW
200 €/kWh
+ 100 €/kW
DAM+IM+ASM+BM
DAM+ASM+BM
DAM+ASM
IRR AS FUNCTION OF BESS COSTS FOR BESS, C-RATE 1
[M€]
Source: REF-E estimation
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
400 €/kW h +
200 €/kW
350 €/kW h +
200 €/kW
350 €/kW h +
150 €/kW
300 €/kW h +
150 €/kW
250 €/kW h +
150 €/kW
250 €/kW h +
100 €/kW
200 €/kW h +
100 €/kW
DAM+IM+ASM+BM
DAM+ASM+BM
DAM+ASM
NPV COME FUNZIONE DEI COSTI BESS PER BESS, C-RATE 1
IRR COME FUNZIONE DEI COSTI BESS PER BESS, C-RATE 1
FRNP+BESS: risultati economici migliorano rispetto a BESS
stand-alone
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▪ Risultati: stand-alone BESS
STRATEGIA delle RES-E:
▪ Le RES-E possono vendere e comprare su tutte le fasi di mercatocon l’intera produzione
▪ Le RES-E possono caricare la batteria
NPV AS FUNCTION OF BESS COSTS FOR BESS+RES, C-RATE 1
[M€]
Source: REF-E estimation
-5
0
5
10
15
20
25
400 €/kWh
+ 200 €/kW
350 €/kWh
+ 200 €/kW
350 €/kWh
+ 150 €/kW
300 €/kWh
+ 150 €/kW
250 €/kWh
+ 150 €/kW
250 €/kWh
+ 100 €/kW
200 €/kWh
+ 100 €/kW
DAM+IM+ASM+BM DAM+ASM+BM
DAM+ASM
IRR AS FUNCTION OF BESS COSTS FOR BESS+RES, C-RATE 1
[M€]
Source: REF-E estimation
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
400 €/kW h +
200 €/kW
350 €/kW h +
200 €/kW
350 €/kW h +
150 €/kW
300 €/kW h +
150 €/kW
250 €/kW h +
150 €/kW
250 €/kW h +
100 €/kW
200 €/kW h +
100 €/kW
DAM+IM+ASM+BM
DAM+ASM+BM
DAM+ASM
NPV COME FUNZIONE DEI COSTI BESS PER BESS+RES, C-RATE 1
IRR COME FUNZIONE DEI COSTI BESS+RES, C-RATE 1
Riflessioni
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▪ Valutazione investimenti in market parity: analisi di scenario e modelli di ottimizzazione strategica a supporto nuovi modelli di business
▪ Cambio modalità di partecipazione al mercato per le rinnovabili: da produzione passante su MGP a operatore attivo su tutti i mercati per fornire al sistema energia e servizi di regolazione
▪ Gli elevati spread tra le diverse fasi di mercato consentirebbero oggi, in Italia, la remunerazione delle batterie operate in modalità merchant, se fossero ammesse a tutti i mercati
▪ Ma per avviare gli investimenti, contenere i rischi e perché i vantaggi della maggiore flessibilità siano sfruttabili anche per la sicurezza del sistema, dovrebbe essere possibile massimizzare il valore della flessibilità:
o completando la riforma dei servizi di MSD
o prevedendo remunerazioni anche della disponibilità di capacità, a garanzia della redditività dei nuovi investimenti
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