Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia - 27 Marzo 2019 Webinar FIRE
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Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell’energia 27 Marzo 2019 Webinar FIRE
Introduzione 27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 2
Enel X La nostra mission La mission di Enel X è di fornire soluzioni tecnologiche innovative che aiutino aziende, città e persone in tutto il mondo a creare Nuovo Valore, con strumenti che possano permetterci di costruire il futuro a cui aspiriamo. La mission di Enel X è di trasformare la tua azienda, per scoprire modi ancora più intelligenti e innovativi per trarre il massimo dall'energia, portando così beneficio ai tuoi clienti, dipendenti e stakeholder. La mission di Enel X è di accelerare la transizione verso una mobilità sostenibile, verso consumi consapevoli ed efficienti, e verso la generazione di elettricità da fonti rinnovabili, aiutando le aziende, le città e le persone, a lavorare e crescere. Enel X è nata per creare la nuova “power economy” trasformando l’energia in potenza per tutti 27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 3
Enel X portfolio of solutions
4 Global Product Lines
e-Industries e-City e-Home e-Mobility
Servizi di installazione,
Servizio di consulenza e Infrastruttura di ricarica
Illuminazione intelligente manutenzione e
audit (pubblica e privata)
riparazione
Rete all’ingrosso di
Generazione distribuita Manutenzione e servizi
connessioni a Fibra Sistemi di domotica
on e off site connessi
ottica
Generazione distribuita e Integrazione in back-end
Efficienza energetica Servizi finanziari
servizi energetici di OEM
Soluzioni di Demand Soluzioni di Demand
Integrazione veicolo Flessibilità
response ed Energy response ed Energy Home 2 Grid
rete elettrica
storage storage
Rispondiamo
27 Marzo 2019 alle
Demand Response: nuovenuove necessità
opportunità dal mercato dell'energiadella clientela con tecnologie innovative 4
4
Un nuovo ecosistema energetico decentralizzato
Gestione intelligente
dell’intero ecosistema Batterie e nuove risorse di Flessibilità
Fotovoltaico residenziale basate sulla domanda
Solare ed Eolico
Generazione rinnovabile
distribuita e intermittente
Sostituisce quella termica centralizzata e
programmabile
Veicoli Elettrici Nuovi quadri normativi e regolatori
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 5
La capacità di Demand Response è una risorsa
operativa che Terna utilizza in situazioni di
grave sbilanciamento
Le emergenze di rete si Sbilanciamento della rete
verificano a causa di:
• Eccessiva generazione o Offerta disponibile
interruzione di trasmissione
• Condizioni metereologiche
estreme
• Energia rinnovabile o Domanda Balance Service
cambiamenti nella previsione Provider risponde
all’emergenza della rete
della domanda.
riducendo la domanda
Il Demand Response viene attraverso il suo network
impiegato per evitare blackouts di demand response
diffusi, in assenza di alternative
disponibili in tempo reale.
6 AM 10 AM 2 PM 6 PM
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 6
Balance Service Provider : nuovo attore nel
mercato dell’energia
Il BSP valorizza la flessibilità per utenze commerciali, industriali e siti dotati di
autoproduzione elettrica aggregando e offrendo servizi alla rete
Trasmission System Operator
Flessibilità Gestione del
carico
~ Remunerazione
BSP
Remunerazione
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 7
Il flusso operativo tipico del DR
5
1 2 3 4
I clienti ricevono
il TSO prevede un problema L’aggregatore individua il I clienti attuano La riduzione o l’incremento dall’aggregatore una
di stabilità della rete e carico e/o la generazione (manualmente o del carico viene utilizzato da remunerazione per la
notifica la necessità di un del suo portafoglio di clienti automaticamente) i piani di TSO per l’equilibrio della modulazione effettuata
ordine di bilanciamento necessari per aumentare o modulazione rete
all’aggregatore diminuire l’uso di energia
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 8
DR – aspetti che influenzano la partecipazione
h24 Disponibilità Solo nelle ore critiche
Arbitraria Chiamata a modulare Trasparente/Basata su mercato
Istantanea Preavviso Ore
Influenza Negativa
Influenza Positiva
Illimitata Durata Fissata/Breve
Nessuna Limitazione al numero di modulazioni Limiti giornalieri/annuali
Eccessivamente complessa Requisiti abilitazione tecnologica Adeguata/Ragionevole
Complessa/Penalizzante Baseline Semplice/con tolleranza
Non permessa Aggregazione Intero portafoglio BSP
Solo Energia Remunerazione Capacità ed Energia
Severe Penalità Ragionevoli
Basso Livello di partecipazione Alto
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 9
Il nuovo regolamento UVAM
Demand response
Inquadramento normativo-regolatorio
Principali atti normativo-regolatori
D. Lgs. 102/2014: decreto di recepimento
Electricity Balancing Code della direttiva 2012/27/UE in materia di
efficienza energetica
Pacchetto comunitario in materia di Delibera 300/2017: progetti pilota per la
energia (Clean Energy Package) partecipazione di ulteriori risorse al MSD
Fase sperimentale Fase di regime
Implementazione di progetti pilota Partecipazione di tutte le tipologie
finalizzati all’apertura del mercato per di risorse al mercato dei servizi di
il servizio di dispacciamento (MSD) dispacciamento e al mercato della
alla domanda elettrica, alle unità di capacità, sulla base di regole
produzione non convenzionali e ai comuni.
sistemi di accumulo.
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 11Demand response
Focus Inquadramento normativo – regolatorio
L’Electricity Balancing Code riguarda la creazione di un mercato nel quale i vari Paesi possono condividere le risorse a disposizione in sede
di bilanciamento del sistema. Tale codice prevede anche di consentire la partecipazione al mercato a nuovi attori come la domanda e le
Electricity Balancing Code fonti rinnovabili. Le regole previste sono funzionali a consentire un’adeguata concorrenza, basata sul level-playing field tra operatori di
mercato, inclusi gli aggregatori di domanda.
Il Clean Energy Package è l’insieme delle normative finalizzate a rendere maggiormente competitiva l’Unione Europea nella transizione
energetica e a ridisegnare il profilo del mercato elettrico europeo. Tre sono gli obiettivi principali del documento: massimizzare
l’efficienza energetica, diventare leader mondiale nel settore delle rinnovabili e concepire il consumatore come un attore attivo del
mercato elettrico. La CE sottolinea Infatti come per passare da una generazione basata sulle grandi centrali elettriche ad una
Pacchetto comunitario in materia di decentralizzata e legata a fonti rinnovabili occorre cambiare le attuali regole di mercato, includendo tra i market players i nuovi fornitori
energia (Clean Energy Package) di servizi energetici, lo stoccaggio e la domanda flessibile. Tutti i consumatori dovrebbero quindi poter beneficiare della
partecipazione diretta al mercato, modulando il loro consumo in risposta ai segnali economici e poter procedere all’aggregazione.
Ai sensi il d. lgs 102/14 che recepisce la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, l'Autorità provvede (cfr art.11):
• a consentire la partecipazione della generazione distribuita, delle fonti rinnovabili, della cogenerazione ad alto rendimento e
della domanda al mercato dell'energia e dei servizi, stabilendo i requisiti e le modalità di partecipazione delle singole unità di
consumo e di produzione;
D. Lgs. 102/2014 • a regolare l'accesso e la partecipazione della domanda ai mercati di bilanciamento, di riserva e di altri servizi di sistema,
definendo le modalità tecniche con cui i gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione organizzano la partecipazione dei
fornitori di servizi e dei consumatori, inclusi gli aggregatori di unità di consumo ovvero di unità di consumo e di unità di
produzione, sulla base dei requisiti tecnici di detti mercati e delle capacità di gestione della domanda e degli aggregati.
Con la delibera 300/2017/R/eel ha definito i criteri per consentire alla domanda, alle unità di produzione non già abilitate (quali quelle
Delibera 300/2017 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, la generazione distribuita) e ai sistemi di accumulo di partecipare al mercato dei servizi di
dispacciamento (MSD) nell'ambito di progetti pilota. Tali progetti pilota consentono di acquisire elementi utili per la riforma del mercato del
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunitàindal
dispacciamento mercato
atto dell'energia
e rendono disponibili, fin da subito, nuove risorse di dispacciamento. 12Evoluzione dei progetti pilota
La Delibera 422/2018/R/EEL
Approvando il Regolamento
per le UVAM definisce le
modalità con cui le UVAC e
la UVAP già abilitate
debbano diventare UVAM
UVAC
UVAP
UVAM
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 13Gli attori coinvolti
GME: gestore dei mercati dell’energia a pronti (MSD)
Mercato MSD
Terna: responsabile della gestione ed equilibrio della rete
e quindi «utilizzatore» della flessibilità
BSP: Balancing Service Provider è il soggetto titolare della
UVAM e responsabile della prestazione del servizio offerto
in MSD
Prosumer: impianto o porzioni d’impianto che
BSP consumano/producono energia e possono mettere a
disposizione del BSP flessibilità
UVAM: Unità Virtuale Abilitata Mista costituita tramite
l’aggregazione della flessibilità di più Prosumer
UVAM Ordine: Ordine di attivazione della flessibilità impartito
~
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 14Requisiti tecnici
UVAM e Sito
UVAM SITO
Potenza Massima di Controllo dell’UVAM almeno pari a 1 MW e
capacità di sostenere la modulazione per 2 ore consecutive Essere dotato di una Unità Periferica di Monitoraggio (UPM)
Qualora il punto di prelievo presti il servizio di interrompibilità
Capacità di modulare in riduzione il prelievo (o incremento di istantanea e/o di emergenza e/o di riduzione istantanea dei
immissione) entro 15 minuti dalla ricezione dell’ordine di prelievi, lo stesso può essere incluso in una UVAM con
dispacciamento di Terna esclusivo riferimento a carichi elettricamente distinti da quelli
impegnati per gli altri servizi e misurabili separatamente
Aggregato di UP non rilevanti (UPNR), unità di consumo, impianti di accumulo «stand alone» o abbinati a UPNR
e/o a unità di consumo e UP rilevanti non già obbligatoriamente abilitate al MSD che condividono il punto di
UVAM «A»
connessione alla rete con una o più unità di consumo con valore di potenza immessa al punto di connessione con
la rete < 10 MVA
UVAM «B» UP rilevanti non già obbligatoriamente abilitate al MSD che condividono il punto di connessione alla
rete con una o più unità di consumo con valore di potenza immessa al punto di connessione > 10 MVA
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 15Perimetri di Aggregazione 15 perimetri geografici all’interno dei quali ciascun BSP può aggregare Risorse Flessibili. I siti che compongono l’UVAM devono risiedere in un unico perimetro di aggregazione 27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 16
I vantaggi dell’aggregazione all’interno delle UVAM
Partecipazione possibile per piccole potenze
Maggiori possibilità di valorizzazione delle proprie risorse di consumo e produzione
Non è necessaria l’interruzione dei consumi, è sufficiente la modulazione
Valorizzazione degli impianti di generazione in grado di modulare in incremento
Maggiori gradi di libertà per il rispetto dei vincoli di offerta
Massimizzazione della remunerazione relativa fissa e variabile
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 17Le UVAM – Contrattualizzazione a termine 2019
Quantitativo Massimo Obblighi di offerta
1.000 MW (800 MW zona Nord, Centro-Nord + Quantità offerta almeno pari al valore di potenza contrattualizzato per il
200 MW Centro-Sud, Sud, Sicilia, Sardegna) servizio
Almeno 4h consecutive nella fascia tra le 14.00 e le 20.00 dal lunedì al
venerdì per beneficiare della remunerazione massima (decremento lineare
del corrispettivo fisso fino al 50% per 2h di offerta)
Prodotti
Prezzo riconosciuto non superiore allo «strike-price» (400€/MWh)
1 Prodotto Annuale con validità da gennaio a
dicembre
12 Prodotti Mensili
3 Prodotti Infrannuali con inizio a aprile, luglio,
ottobre e fine a dicembre Corrispettivo Fisso
Remunerazione mensile proporzionale alla verifica giornaliera dell’obbligo
di offerta
Se l’impegno di offerta non è verificato positivamente per almeno il 70%
dei giorni del mese, la remunerazione mensile è comunque pari a zero
Tipologia di Allocazione (risoluzione del contratto se per almeno 1/6 dei mesi di validità, anche
Asta a ribasso sul premio fisso rispetto a un non consecutivi, si determini questa condizione)
Cap di 30.000 €/MW/anno La UVAM perde il diritto alla remunerazione del corrispettivo fisso dopo la
Pay as bid 5a modulazione con prestazione inferiore al 70%
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 18Quantità approvvigionate
Approvvigionamento a termine risorse per MSD
Area A
800 332,8 83,1 467,2 MW
Asta Quantità
Quantità Asta
mensile disponibile
disponibile annuale
(marzo) da aprile
200 17,1 17,5 182,9 MW
Area B
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 19Enel X è il maggiore operatore mondiale di DR
Canada
Ontario Independent
Electricity System Operator; UK
• Gestione di programmi di
Alberta Electric System
Operator
National Grid Giappone
Kyushu Electric Power
Demand Response in 11
Polonia
Polskie Sieci
Company
nazioni con 30 operatori di rete
Elektroenergetyczne
e utility.
Irlanda
Eirgrid
Corea del Sud
Korea Power • Più di 6.000 MW di capacità
Exchange
flessibile gestita, proveniente
Italia
Terna
da più di 14.000 siti
Taiwan
Taiwan Power commerciali e industriali.
Company
Stati Uniti • 24h/365d Operations Center a
PJM Interconnection; AEP I&M; FirstEnergy;
PECO; ISO New England; New York ISO; Australia
Dublino.
ConEdison; Consumers Energy; Tennessee Australian Electricity
Valley Authority; Louisville Gas & Electric and
Kansas Utilities; Tampa Electric Company;
Market Operator; AusNet;
ERM Power Retail • Servizi DR gestiti per mezzo di
Electric Reliability Council of Texas; Midwest
Energy; Pacific Power; Rocky Mountain Power; soluzioni tecnologiche
Pacific Gas and Electric; Southern California
Edison; Tucson Electric Power appositamente sviluppate,
esperti dedicati e processi
Nuova Zelanda
ottimizzati.
Transpower
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 20Il Servizio di Enel X
Processi dedicati
Individuazione e • Analisi della flessibilità dei processi industriali
valorizzazione • Compilazione di un Piano di Modulazione del Carico personalizzato
• Centralizzazione del dispatching sulla nuova Sala Controllo attiva 24/365 per
della flessibilità gestione esclusiva dei programmi di Demand Response
Piattaforma Software dedicata
• Installazione di dispositivi per lettura automatica dei dati di consumo e
modulazione
Gestione operativa • Invio automatico di sms/email in caso di ordine di bilanciamento
• Storico ordini di bilanciamento
Team dedicato
• Supporto commerciale dedicato (Key Account Manager)
Interlocutori • Supporto tecnico dedicato per temi di flessibilità (Customer Operations Manager)
dedicati • Supporto di back office dedicato per temi di flessibilità (Back Office Manager)
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 21Infrastruttura Tecnologica
La gestione delle misure e degli ordini
Ricezione Nel caso di ricezione di un
Invio dati
BDE BDE (ordine di
dispacciamento) da parte
Il concentratore raccoglie i dati DISPATCHING di Terna, il BSP invia gli
inviati relativi alle singole unità che MANAGEMENT ordini di modulazione ai
costituiscono l’UVAM dalle UPM, li SYSTEM singoli punti che
aggrega e li invia a Terna. costituiscono l’UVAM.
ALGORITMI DI
CONCENTRATORE OTTIMIZZAZIONE
UVAM UVAM ELABORAZIONE
UPM DATI
UVAM UVAM
Invio ordini di modulazione
UPM
ai singoli punti
UPM
Le scelte sulla ripartizione della modulazione tra le
UPM singole unità che costituiscono l’UVAM è
~
supportata da un sistema che ridistribuisce in
maniera ottimale l’ordine di modulazione nel
rispetto dei tempi e delle modalità previste dal
regolamento.
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 23UPM - Unità Periferica di Monitoraggio
CASO 1 Le UPM che il BSP deve installare devono
POD Puro Consumo essere caratterizzate da una frequenza di
UPM
rilevazione che dipende dalla potenza in
immissione o prelievo associata al singolo
punto
CASO 2
POD
Autoproduzione Potenza del singolo Frequenza di
UPM punto di prelievo campionamento
≤1 MW 60s
CONSUMO PRODUZ
>1 MW 4s
CASO 3
POD Interrompibile Potenza del singolo Frequenza di
UPDC
punto di immissione campionamento
CARICHI
UPM ≤250 kW 60s
INTERROMPIBILI
>250 kW 4s
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 24Enel X Company Overview Verifiche Tecniche
Analisi Tecnica della flessibilità
2,0
1,5 È necessario quantificare la
potenza modulabile effettiva
MW
1,0
che il sito è in grado di esprimere
0,5 con distribuzione mensile
0,0
La valutazione tecnica viene fatta in maniera congiunta
tra BSP e Cliente e ha l’obiettivo di chiarire le
Prelievo orario Potenza modulabile
caratteristiche principali dell’impianto produttivo, al fine di
Potenza media Potenza modulabile Potenza modulabile determinare la possibilità e le modalità di partecipare ai
Mesi prelevata massima teorica effettiva
gennaio 1,1 MW 1,3 MW
servizi di Demand Response
febbraio 1,4 MW 1,3 MW
marzo 1,4 MW 1,3 MW Si spiegano i vincoli tecnici previsti dal regolamento
aprile 1,3 MW 1,3 MW
Si approfondiscono e si quantificano le potenze
?
maggio 1,4 MW 1,3 MW
giugno 1,4 MW 1,4 MW modulanti presenti
luglio 1,4 MW 1,3 MW
agosto 0,8 MW 0,2 MW
Si redige un piano di modulazione del carico
settembre 1,4 MW 1,4 MW
ottobre 1,3 MW 1,2 MW
novembre 1,3 MW 1,3 MW
dicembre 1,0 MW 0,8 MW
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 26Qualifica dell’UVAM
Per qualificare tecnicamente l’UVAM è necessario effettuare una
PROVA di modulazione del carico
Durante la prova c’è
La data e ora della una tolleranza sulla
prova viene condivisa modulazione pari al
tra Cliente-BSP e Terna 10% della potenza
richiesta
La prova deve essere
Nel caso di esito
effettuata con un carico
negativo la prova può
almeno pari al 80%
essere ripetuta fino a un
della potenza massima
massimo di 4 volte
richiesta per l’UVAM Fonte Terna
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 27Comunicazione Disponibilità e Baseline
Per partecipare al programma il Cliente deve inviare periodicamente:
la previsione di consumo/produzione per la definizione della Baseline dell’UVAM
la disponibilità alla modulazione per identificare la fascia oraria di prestazione del servizio
time start 12:00 12:15 12:30 12:45 13:00 13:15 13:30 13:45 14:00 14:15 14:30 14:45 15:00 15:15 15:30 15:45 16:00 16:15 16:30 16:45 17:00 17:15 17:30 17:45 18:00 18:15 18:30
time end 12:15 12:30 12:45 13:00 13:15 13:30 13:45 14:00 14:15 14:30 14:45 15:00 15:15 15:30 15:45 16:00 16:15 16:30 16:45 17:00 17:15 17:30 17:45 18:00 18:15 18:30 18:45
Nome SITO data tipo q49 q50 q51 q52 q53 q54 q55 q56 q57 q58 q59 q60 q61 q62 q63 q64 q65 q66 q67 q68 q69 q70 q71 q72 q73 q74 q75
SITO1 01/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
SITO1 02/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SITO1 03/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SITO1 04/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
SITO1 05/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
SITO1 06/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
SITO1 07/03/2019 DISPONIBILITA CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
SITO1 01/03/2019 BASELINE CLIENTE -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,4 -4,3 -4,0 -4,0 -4,0
SITO1 02/03/2019 BASELINE CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SITO1 03/03/2019 BASELINE CLIENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SITO1 04/03/2019 BASELINE CLIENTE -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,4 -4,3 -4,0 -4,0 -4,0
SITO1 05/03/2019 BASELINE CLIENTE -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,4 -4,3 -4,0 -4,0 -4,0
SITO1 06/03/2019 BASELINE CLIENTE -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,4 -4,3 -4,0 -4,0 -4,0
SITO1 07/03/2019 BASELINE CLIENTE -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,5 -4,4 -4,3 -4,0 -4,0 -4,0
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 28Casi applicativi e confronti
Caso applicativo 1: sito interrompibile
Possibile partecipare al
Demand Response con quei
carichi
Possibile valutare lo
spostamento dei carichi
Esistono carichi
interrompibili su altri siti
elettricamente distinti dagli
abilitando il sito alla
interrompibili?
partecipazione al Demand
Response
Il sito interrompibile appartiene
si a un gruppo/consorzio?
Il sito potrà partecipare solo
Il sito presta il servizio di allo scadere del periodo di
interrompibilità elettrica? assegnazione previsto dall’asta
interrompibilità
no Possibile partecipare al
Demand Response con quei
carichi
Esistono carichi elettrici
modulabili?
Il sito dovrà valutare gli
investimenti necessari a
identificare risorse elettriche
flessibili
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 30Caso applicativo 2: sito con autoproduzione
Il sito è eleggibile per il prodotto
a termine e potrà inoltre
valorizzare la potenza
eccedente su MSD h24
Tale disponibilità copre almeno
2h consecutive nella fascia
oraria 14-20 lun-ven?
Il sito potrà valorizzare la
L’impianto ha disponibilità di potenza eccedente su MSD in
potenza elettrica eccedente il funzione delle sue disponibilità
consumo? La presenza dell’impianto di senza beneficiare della
generazione non comporta remunerazione fissa prevista
Nel Sito è presente un impianto si
di generazione elettrica significativi benefici.
programmabile non abilitato a Il sito potrà partecipare a
MSD? no seguito di modulazione dei
Il sito potrà partecipare a carichi di consumo
seguito di modulazione dei soli
carichi di consumo
Il Demand Response consente di valorizzare h24 la potenza di impianti di generazione che fino ad
ora non erano abilitati alla partecipazione su MSD
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 31Business Cases
Business Case 1
CHP
Perimetro di aggregazione 4-NOV_MI
Provincia MI
Consumo medio processo 21 MW
Potenza CHP 25 MW
Potenza modulabile 4 MW
Il Cliente ha deciso di valorizzare la potenza elettrica del CHP
eccedente i fabbisogni
La modulazione viene effettuata esclusivamente come incremento
della potenza prodotta dal CHP
L’assetto di funzionamento tipico dell’impianto è l’inseguimento
elettrico
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 33Business Case 1
CHP
Una modulazione
5,00
4,00
Rampa La valutazione della
performance è basata
3,00
sull’energia erogata in
ciascun quarto d’ora
2,00
1,00
0,00
-1,00
Baseline(i) ENEmis(i) Livello da raggiungere
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 34Business Case 1
CHP
Ipotesi
Potenza modulante 4 MW
Remunerazione 100 €/MWh
Valore prodotto a termine 30.000 €/MW/anno
Valore Totale Annuo
120.000 € + 5.200 € = 125.200 €
30.000 €/MW/anno x 100 €/MWh x
4 MW 52 MWh/anno Remunerazione prevista per la
partecipazione con disponibilità 100% e
nell’ipotesi di 52 MWh di modulazione/anno
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 35Business Case 2 Consumatore Perimetro di aggregazione 5-NES_VE Provincia Verona Consumo medio processo 2,8 MW Potenza modulabile 2,5 MW Il Cliente non è dotato di impianti di autoproduzione La modulazione viene effettuata come riduzione dei prelievi elettrici con azione diretta (manuale) sul processo di consumo 27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 36
Business Case 2
Consumatore
0,300
-0,200
Rampa
-0,700
-1,200
-1,700
-2,200
-2,700
-3,200
Pmis,k Livello da raggiungere Baseline(i)
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 37Business Case 2
Consumatore
Ipotesi
Potenza modulante 2,5 MW
Remunerazione 330 €/MWh
Valore prodotto a termine 30.000 €/MW/anno
Valore Totale Annuo
75.000 € + 3.960 € = 78.960 €
30.000 €/MW/anno x 330 €/MWh x
2,5 MW 12 MWh/anno Remunerazione prevista per la
partecipazione con disponibilità 100% e
nell’ipotesi di 12MWh di modulazione/anno
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 38Business Case 3
Teleriscaldamento
Rete di teleriscaldamento urbano a servizio di
edifici residenziali + terziario
La modulazione viene effettuata con i
cogeneratori installati in centrale
La potenza modulante è disponibile solo nella
«stagione calda»
Pel CHP 7,5 MWe
La presenza di aste mensili permette di valorizzare impianti di consumo e di produzione
spiccatamente stagionali nei soli periodi in cui la potenza modulabile è effettivamente disponibile
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 39Business Case 3
Teleriscaldamento
8000 Note:
7000 Intervallo orario
considerato: 14:00-18:00
6000 Giorni settimanali
considerati: lunedì-venerdì
5000 Pmax_TLR
Periodo considerato: gen 18 - dic 18
4000 Pel_mesiDIS
3000 Pel_mesiPAR
Mese P_Disp (MW)
2000 1 0,2 3%
1000 2 0,2 13%
3 0,2 71%
0
4 3,2 100%
5 7,5 100%
8000 6 7,5 100%
7 7,5 100%
7000
8 7,5 100%
6000 9 7,5 43%
5000 10 5,3 3%
P_Disp_teorica 11 1 3%
4000
P_Disp_reale 12 0,2 3%
3000
2000
1000
0 4 MWeq
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 40Business Case 3
Teleriscaldamento
Ipotesi
Potenza modulante 4 MWeq
Remunerazione 120 €/MWh
Valore prodotto a termine 30.000 €/MW/anno
Valore Totale Annuo
120.000 € + 5.760 € = 125.760 €
30.000 €/MW/anno x 120 €/MWh x
4 MWeq 48 MWh/anno
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 41Business Case 4
Aggregazione produzione e consumo
0,7 MW
UVAM composta da 3 siti: due consumatori e consumo
un autoproduttore (cogenerazione)
La modulazione viene effettuata sia con la
riduzione del consumo di processo che tramite
incremento della produzione UVAM 1,1 MW
consumo
La potenza elettrica modulante complessiva è 3 MW
pari a 3 MWe
1,2 MW
produzione
CHP
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 42Business Case 4 – Modulazione parziale
La valutazione della
performance è basata
sull’energia erogata in
ciascun quarto d’ora
0,00
Energia Energia [MWh]
1 2 3 4 5 Richiest NON
-0,50 Richiesta e Quarto a Erogata Erogata verifica
Rampa
-1,00
NON erogata 1 0,750 0,721 0,029 96%
per imprevisto 2 0,750 0,731 0,019 98%
-1,50 sul processo 3 0,750 0,624 0,126 83%
4 0,750 0,320 0,430 43%
produttivo
-2,00 5 0,750 0,180 0,570 24%
3,750 2,577 1,173 69%
-2,50
-3,00 Offerta: 250 €/MWh
Remunerazione: 937,5 €
-3,50
Penale: -293,2 €
Effetto netto: 644,3 €
-4,00
Energia erogata < 70% della richiesta
-4,50
Scatta conteggio di 1 delle 5
modulazione non correttamente
eseguite ai fini del regolamento Terna
-5,00
Baseline(i) ENEmis(i) Livello da raggiungere
27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 43Business Case 5 – Aggregazione Retail UVAM composta da 9 punti vendita di una catena retail appartenenti al perimetro di aggregazione 6-NES_BO La modulazione viene effettuata esclusivamente per riduzione dei consumi legati alla climatizzazione La potenza elettrica modulante complessiva è pari a 2,5 MWe 27 Marzo 2019 Demand Response: nuove opportunità dal mercato dell'energia 44
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