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

2

▪ 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

3

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

4

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)

5

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)

6

-60% al 2030

Molteplici fattori guidano la transizione energetica: come

delineare il business model ottimale per investimenti in storage?

7

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

8

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

9

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

10

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

11

❖ 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

12

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

13

▪ 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

www.ref-e.com

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