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Terna S.p.A.
Incentivi Intrazonali – Metodologia per il calcolo del premio
Settembre 2020
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Sommario
1. Introduzione ... 3
2. Benefici da ACB 2.0 ... 4
3. Benefici correlati alla riduzione dei costi di dispacciamento ... 5
3.1 Benefici correlati alla riduzione dei costi del MSD ex-ante ... 6
3.1.1. Analisi di Sicurezza ... 7
3.1.2. Simulazioni What-If MSD ex-ante ... 10
3.2. Benefici correlati alla riduzione dei corrispettivi per i regimi di essenzialità ... 12
3.3. Benefici correlati alla riduzione della mancata produzione eolica ... 12
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1. Introduzione
La delibera 699/2018/R/EEL “Disposizioni in ordine a meccanismi di incentivazione, secondo la logica output-based, di interventi finalizzati a promuovere l’efficienza nel servizio di dispacciamento”
ha previsto un meccanismo di incentivazione per il periodo 2019-2023 per l’effettuazione degli interventi di sviluppo finalizzati alla risoluzione delle congestioni all’interno delle zone, dei vincoli di rete per la regolazione di tensione e delle condizioni di essenzialità, compresi gli interventi attualmente previsti dal Piano di Difesa per i quali si presenti e si pubblichi l’analisi costi-benefici.
Come precisato nella parte motivazionale della delibera 699/2018/R/EEL, rientrano tra gli interventi di sviluppo di cui sopra anche gli interventi effettuati da soggetti terzi nel caso in cui, tramite contratti a termine di lungo periodo siglati al termine di procedure concorsuali, venga acquisita la disponibilità delle risorse messe a disposizione dai medesimi.
Il premio che Terna ha diritto a ricevere, per gli interventi di cui sopra (di seguito: Progetti), è pari alla somma del:
• 50% dell’annualità dei benefici attesi da ACB 2.0 derivanti dalla riduzione dei costi MSD, dei costi di essenzialità e dall’integrazione delle fonti rinnovabili;
• 50% della riduzione dei costi di dispacciamento, derivanti dalla riduzione dei costi di MSD- ex ante annuali simulati tramite un tool di What-if sviluppato nell’ambito delle attività di monitoraggio dei mercati (di seguito: What-If MSD ex-ante), dei costi di essenzialità e dei costi della mancata produzione eolica.
Dal punto di vista procedurale, ai fini della valorizzazione e riconoscimento del premio, Terna deve:
a. effettuare una consultazione in merito alla definizione di dettaglio del calcolo del premio;
b. rendere disponibili gli esiti della consultazione all’Autorità entro il 30 giugno dell’anno successivo a quello in cui gli interventi iniziano ad avere effetti;
c. presentare apposita istanza all’Autorità, facendo riferimento alle criticità che i Progetti intendono risolvere, nonché ai costi, ai benefici attesi e alle tempistiche stimate.
Il presente documento descrive, per la consultazione, la metodologia per il calcolo del premio.
I risultati derivanti dalla sua applicazione saranno pubblicati a seguito dell’entrata in esercizio dei Progetti oggetto dell’istanza.
Nell’Allegato “Incentivi Intrazonali – Progetti contenuti nella prima istanza” è riportato l’elenco dei Progetti oggetto della prima istanza.
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2. Benefici da ACB 2.0
La delibera 699/2018/R/EEL prevede che una parte del premio sia determinato tenendo conto del 50% dell’annualità dei benefici attesi B4, B5 e B7 ai sensi dell’allegato A (modificato e integrato) alla delibera 627/2016/R/EEL1 (di seguito: annualità equivalente di beneficio). Come previsto, si considerano solo le seguenti componenti:
• B4: riduzione dei vincoli di essenzialità
• B5: integrazione delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili
• B7: riduzione degli oneri relativi al mercato del servizio di dispacciamento.
Le modalità di valorizzazione di tali componenti sono definite nella metodologia di cui all’allegato A74 del Codice di Rete “Metodologia Analisi Costi Benefici 2.0”, revisione 00 del 30 novembre 2017, verificata positivamente dalla delibera 856/2017/R/EEL (di seguito: Metodologia ACB)2.
Nella Metodologia ACB è previsto che, a seconda dei casi, i benefici vengano valutati su uno o più scenari di riferimento e su almeno due anni studio3.
Si riporta di seguito la metodologia di calcolo dell’annualità equivalente di beneficio, il cui 50%
rappresenta una componente del premio.
Per ogni scenario di riferimento:
• a ciascun anno della vita economica convenzionale, pari a 25 anni4, è attribuito il beneficio annuo delle categorie di beneficio considerate (B4, B5 e B7), ottenuto utilizzando le regole di interpolazione definite nell’articolo 12 dell’Allegato A alla delibera 627/2016/R/EEL5;
1 Si consideri anche il “Documento metodologico per l’applicazione dell’analisi costi benefici” allegato al Piano di Sviluppo.
2 La revisione 00 è disponibile al link: https://www.arera.it/allegati/docs/17/856-17_AllegatoA74.pdf. Successivamente al PdS 2018, Terna ha predisposto la revisione 01 dell’Allegato A.74 al Codice di rete, in cui è stata modificata una disposizione relativa all’analisi costi-benefici degli interconnector. La revisione 01 è disponibile al link:
https://download.terna.it/terna/0000/1009/13.PDF
3 Comma 9.3 dell’Allegato A alla delibera 627/2016/R/EEL.
4Vita economica definita nel Capitolo 10 della Metodologia ACB.
5Per l’intervallo compreso tra la data prevista di completamento e il primo anno studio (estremi compresi): valore dei benefici ottenuto per il primo anno studio; per l’intervallo o gli intervalli compresi tra due anni studio (estremi esclusi):
interpolazione lineare dei benefici ottenuti nei due anni studio; per l’intervallo tra l’ultimo anno studio e l’anno di fine vita economica (estremi compresi): valore dei benefici ottenuto per l’ultimo anno studio.
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• il beneficio totale è pari alla somma dei benefici annui di cui al punto precedente, attualizzati all’anno di predisposizione del relativo piano6 al tasso del 4%7;
• l’annualità di beneficio è pari al rapporto tra il beneficio totale di cui al punto precedente ed il valore di 15,68.
L’annualità equivalente di beneficio è pari alla media aritmetica delle annualità di beneficio individuate per ciascuno scenario di riferimento.
L’annualità equivalente di beneficio viene opportunamente riportata all’anno di entrata in esercizio dell’intervento (ad es. il 2022) mediante l’utilizzo di un tasso pari al 4%.
3. Benefici correlati alla riduzione dei costi di dispacciamento
La delibera 699/2018/R/EEL prevede che una seconda componente del premio sia rappresentata dal “50% della variazione dei costi di dispacciamento annuali. Tale variazione è pari alla somma della:
• differenza tra la media, nei tre anni che precedono quello in cui inizia ad avere effetti l’intervento (o gruppo di interventi) oggetto di analisi, dei costi di MSD ex ante simulati in assenza dell’intervento (o gruppo di interventi) oggetto di analisi (ma in presenza, in tutti i tre anni precedenti, degli altri interventi entrati in operatività prima di quello oggetto di analisi) e la media, nei medesimi anni, dei costi di MSD ex ante simulati in presenza del medesimo intervento (o gruppo di interventi). Entrambe le simulazioni sono effettuate utilizzando le offerte effettivamente presentate dagli operatori, in termini di quantità e prezzi;
• differenza tra la media, nei tre anni che precedono quello in cui inizia ad avere effetti l’intervento (o gruppo di interventi) oggetto di analisi, dei corrispettivi che sarebbero stati complessivamente riconosciuti (a copertura dei costi fissi e variabili) agli impianti di produzione ammessi al regime di essenzialità in assenza dell’intervento (o gruppo di interventi) oggetto di analisi (ma in presenza, in tutti i tre anni precedenti, degli altri interventi entrati in operatività prima di quello oggetto di analisi) e la media, nei medesimi anni, dei corrispettivi che sarebbero stati complessivamente riconosciuti agli impianti di produzione ammessi al regime di essenzialità in presenza del medesimo intervento (o gruppo di interventi);
6 Comma 12.13 dell’Allegato A alla delibera 627/2016/R/EEL.
7Tasso di sconto definito nel Capitolo 10 della Metodologia ACB.
8 Il valore di 15,6 rappresenta l’attualizzazione al 4% di 1 p.u./anno di flusso di cassa su una durata di 25 anni.
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• differenza tra il costo medio annuo che sarebbe stato sostenuto per la mancata produzione eolica, nei tre anni che precedono quello in cui inizia ad avere effetti l’intervento (o gruppo di interventi) oggetto di analisi, in assenza dell’intervento (o gruppo di interventi) oggetto di analisi (ma in presenza, in tutti i tre anni precedenti, degli altri interventi entrati in operatività prima di quello oggetto di analisi) e il costo medio annuo che sarebbe stato sostenuto nei medesimi anni in presenza del medesimo intervento (o gruppo di interventi).”
Nei paragrafi seguenti sono riportati i dettagli per il calcolo di tali categorie di benefici.
3.1 Benefici correlati alla riduzione dei costi del MSD ex-ante
Al fine di stimare i benefici correlati alla riduzione dei costi del MSD ex-ante, si procede come segue:
▪ Analisi di sicurezza: si effettuano analisi di sicurezza della rete, volte a identificare le differenze tra i seguenti casi di rete:
o Caso BASE, caratterizzato dall’assenza di tutti i Progetti oggetto di contestuale valutazione9 e dalla presenza degli altri interventi entrati in operatività prima di quelli oggetto di analisi;
o Caso SVILUPPO, caratterizzato, in aggiunta rispetto al caso BASE, dall’entrata in esercizio contemporanea di tutti i Progetti oggetto di contestuale valutazione;
▪ Simulazioni MSD ex ante: considerando come input gli esiti delle analisi di sicurezza di cui al punto precedente, si simula l’MSD ex-ante tramite il What-If MSD ex-ante, al fine di stimare la variazione dei costi tra i due casi BASE e SVILUPPO.
Le simulazioni si riferiscono agli anni precedenti l’entrata in esercizio dei Progetti. Pertanto, i Casi BASE e SVILUPPO si differenziano esclusivamente per la messa in servizio o meno dei Progetti.
9 I Progetti oggetto di contestuale valutazione sono quelli che in modo coordinato e integrato partecipano al raggiungimento del beneficio complessivo, ad esempio, progetti aventi la stessa collocazione geografica oppure la stessa finalità in termini di sicurezza della rete
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Gli altri dati di input (ad esempio le condizioni di fabbisogno, la produzione rinnovabile, l’indisponibilità degli elementi di rete) restano invariati per le simulazioni.
3.1.1. Analisi di Sicurezza
a) Periodo oggetto di analisi
Si effettua un’analisi del periodo [M-36÷M), di seguito “Periodo oggetto di analisi” (di durata pari a 36 mesi), dove M è il primo mese in cui tutti i Progetti oggetto di contestuale valutazione sono in esercizio.
In particolare, si analizzano separatamente i casi BASE e SVILUPPO. Poiché i Progetti possono entrare in esercizio singolarmente e con tempistiche differenti:
• nel Caso BASE vengono esclusi tutti i Progetti oggetto di contestuale valutazione10, anche quelli presenti in servizio
10 Come previsto dal punto 4, lettera b, della delibera 699/2018/R/EEL, la simulazione è “in presenza, in tutti i tre anni precedenti, degli altri interventi entrati in operatività prima di quello oggetto di analisi”.
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• nel Caso SVILUPPO si assume che tutti i Progetti oggetto di contestuale valutazione siano entrati in esercizio contemporaneamente nel mese M-36
Nell’ambito delle analisi di sicurezza vengono monitorati i livelli di tutte le grandezze della rete elettrica (es. tensione, frequenza, potenza di corto-circuito) con simulazioni in regime statico e dinamico. Le simulazioni in regime statico sono volte a monitorare lo stato del sistema al termine del transitorio (ad esempio di tensione o frequenza) conseguente a un disturbo, mentre le simulazioni in regime dinamico sono volte a intercettare anche le casistiche e problematiche legate alla stabilità dinamica (ovvero al mantenimento stabile della frequenza e della tensione del sistema anche durante il transitorio). In particolare:
▪ le simulazioni in regime statico vengono eseguite per ogni ora del Periodo oggetto di analisi attraverso una procedura automatica che utilizza logiche massive per definire e dimensionare i vincoli;
▪ le simulazioni in regime dinamico vengono effettuate sui soli casi ritenuti significativi dal punto di vista della stabilità dinamica. Tali simulazioni richiedono la predisposizione e l’interpretazione della singola simulazione e non possono quindi essere affidate a strumenti massivi.
Le analisi vengono effettuate sulla rete 380-220kV in caso di Progetti con impatti non significativi sulle reti a tensione inferiore (150-132kV). Altrimenti, anche tali reti sono considerate nelle valutazioni.
b) Benefici stimati in modalità what-if
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La realizzazione dei Progetti consente di ridurre o eliminare alcune problematiche relative alla regolazione di tensione, a valle dei mercati dell’energia (ovvero prima dell’esecuzione del MSD) e, conseguentemente, di ridurre i costi di ridispacciamento associati alla risoluzione di tali criticità.
I vincoli per la regolazione di tensione identificano la necessità di presenza in servizio di un determinato numero di unità di produzione qualora siano individuate, nell’ambito delle analisi di sicurezza, violazioni dei limiti di tensione in regime statico e dinamico (in condizioni N o N-111). Tali vincoli sono definiti in termini di combinazioni di unità di produzione regolanti in servizio nell’area di interesse e, dipendendo da un considerevole numero di variabili (fabbisogno, flussi di potenza attiva e/o reattiva, contributo dalle porzioni limitrofe e dalle reti di distribuzione, etc.), sono dimensionati con risoluzione oraria.
Ciò che ci si attende dalle simulazioni è che, nel Caso SVILUPPO, le necessità in termini di numero di UP in servizio al fine di garantire le condizioni di sicurezza N e N-1 siano minori rispetto al Caso BASE. Tale minore necessità garantisce una riduzione dei costi MSD legati a tale servizio e può ridurre o eliminare le essenzialità nell’area.
c) Dettaglio del processo di analisi di sicurezza
In una fase preliminare, vengono effettuate analisi di load-flow in N e N-1 degli scenari campione rappresentativi delle diverse condizioni di esercizio (ad esempio: produzione eolica, produzione fotovoltaica, fabbisogno di energia) al fine di individuare:
1. i nodi da monitorare e le contingenze critiche nelle aree in esame;
2. le Unità di Produzione con sensitivity apprezzabile sui nodi rilevati al punto 1, tenuto anche conto delle contingenze critiche.
Per ogni ora del Periodo oggetto di analisi, vengono svolte analisi di load flow adottando un modello che rappresenta l’intera rete analizzata, monitorando i nodi e le contingenze identificate al punto 1 e agendo sulle UP identificate al punto 2. In particolare, vengono effettuate le simulazioni in regime statico procedendo, separatamente nel caso BASE e nel caso SVILUPPO, allo spegnimento delle Unità di Produzione individuate nella fase preliminare ad esclusione delle unità di impianti legati a cicli produttivi non spegnibili.
Per entrambi i casi di rete e per ogni ora del Periodo oggetto di analisi si procede con le analisi di sicurezza in N e N-1 e, in caso di violazioni, si identificano tutte le combinazioni di UP risolutive
11 N-1: situazione del sistema di trasmissione in cui si è verificata una qualsiasi contingenza
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necessarie a ripristinare le condizioni di sicurezza attivando, una alla volta e in combinazione, tutte le UP oggetto dell’analisi.
L’output delle simulazioni di sicurezza corrisponde quindi, per ogni ora, a una o più combinazioni di unità di produzione necessarie in servizio al fine di garantire il rispetto dei limiti di sicurezza in condizioni N e N-1:
I risultati vengono quindi verificati ed eventualmente integrati a seguito di opportune analisi in regime dinamico. Le analisi in dinamica vengono svolte in accordo agli Art.38 e 39 delle System Operation Guidelines e sono volte a verificare il comportamento del sistema durante un transitorio (ad esempio di frequenza o tensione).
I vincoli così dimensionati costituiscono il set di dati in ingresso al simulatore di mercato What-If MSD ex-ante che quantifica i benefici in termini di riduzione dei costi annuali di dispacciamento, come differenza tra i costi registrati nel caso BASE e quelli nel caso SVILUPPO, come descritto nel successivo paragrafo.
3.1.2. Simulazioni What-If MSD ex-ante
Si riporta di seguito la metodologia per stimare, tramite il What-If MSD-ex ante, i benefici riconducibili all’entrata in esercizio dei Progetti.
Definizione vincoli UP KO
Scenario H
Spegnimento UP oggetto dell’analisi
Attivazione, una alla volta e in combinazione, delle UP
oggetto dell’analisi
Analisi di sicurezza N e N-1 Inserimento combinazione UP nei Vincoli
OK
Altre combinazioni
possibili?
NO
SI Analisi di
sicurezza N e N-1
Nessun vincolo UP
OK
KO
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Il What-if MSD ex-ante è un tool di simulazione sviluppato nell’ambito delle attività di Monitoraggio svolte da Terna ai sensi della delibera ARG/elt 115/08. Mediante tale strumento, si svolgono simulazioni del MSD ex-ante con modalità massiva, modificando opportunamente i dati di input. Nel caso specifico, gli unici dati di input che subiscono variazioni rispetto alla situazione di consuntivo sono le richieste di UP in servizio al fine di garantire le condizioni di sicurezza N e N-1 per la regolazione di tensione nell’area in esame. Come previsto dalla delibera 699/2018/R/EEL, le simulazioni sono effettuate utilizzando le offerte effettivamente presentate dagli operatori sul MSD ex-ante nel Periodo oggetto di analisi, in termini di quantità e prezzi. Per il Periodo oggetto di analisi, si simula la prima sessione del MSD ex ante (MSD1), considerando in input gli esiti delle analisi di sicurezza di cui al paragrafo precedente relative al caso BASE. Si stimano, quindi, i costi di dispacciamento relativi al caso di rete caratterizzato dall’assenza totale dei Progetti (di seguito: Costi MSD-BASE).
Per il medesimo Periodo oggetto di analisi, si simula la prima sessione del MSD ex ante (MSD1), considerando in input gli esiti delle analisi di sicurezza di cui al paragrafo precedente, relative al caso SVILUPPO. Si stimano, quindi, i costi di dispacciamento relativi al caso di rete caratterizzato dalla presenza contemporanea di tutti i Progetti (di seguito: Costi MSD-SVILUPPO).
La differenza tra la media annua (sui tre anni oggetto di analisi) dei Costi MSD-BASE e la media annua dei Costi MSD-SVILUPPO rappresenta il beneficio annuo relativo alla variazione dei costi del MSD ex-ante.
Si ritiene che la simulazione del MSD1 consenta di catturare correttamente i benefici dei Progetti per i seguenti motivi:
• in tale sessione si definiscono i programmi (preliminari per alcune ore, definitivi per altre) in tutte le ore del giorno;
• tramite tale sessione vengono risolti i principali vincoli di presenza in servizio delle unità di produzione, sia per fornire agli impianti il preavviso necessario (massimizzando quindi la competizione per il loro soddisfacimento, considerando UP che, in sessioni successive, sarebbero escluse per effetto dei loro tempi di avviamento), sia perché tali vincoli sono preponderanti nelle ore notturne;
• i benefici sono calcolati per differenza tra i costi del caso BASE e del caso SVILUPPO, entrambi ottenuti tramite il simulatore What-if MSD ex-ante.
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3.2. Benefici correlati alla riduzione dei corrispettivi per i regimi di essenzialità
Attraverso una verifica degli esiti delle analisi di sicurezza, si individuano le eventuali rimozioni delle condizioni di essenzialità degli impianti di produzione.
In particolare, viene effettuata un’analisi del set di combinazioni finale in esito alle simulazioni di sicurezza. Tale analisi è volta a individuare se ci sono ore in cui, anche in caso di mancanza di uno qualsiasi degli altri impianti, non si può prescindere da singoli impianti di produzione. In ciascuno scenario quindi, può essere verificata l’eventuale essenzialità di impianti di produzione, nel caso in cui tale numero di ore non risulti trascurabile.
I benefici annui corrispondenti sono pari alla differenza tra la media annua dei corrispettivi che sarebbero stati complessivamente riconosciuti (a copertura dei costi fissi e variabili) agli impianti di produzione ammessi al regime di essenzialità in assenza dei Progetti e la media annua dei corrispettivi che sarebbero stati complessivamente riconosciuti agli impianti di produzione ammessi al regime di essenzialità in presenza dei medesimi Progetti.
Ai fini della quantificazione dei corrispettivi per l’essenzialità si utilizza la stima dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico, di cui all’allegato A alla deliberazione 9 giugno 2006, n 111/06, così come modificata e integrata con deliberazioni successive.
3.3. Benefici correlati alla riduzione della mancata produzione eolica
In esito alle simulazioni di cui al paragrafo 3.1.2 è disponibile, per entrambi i casi BASE e SVILUPPO, la mancata produzione eolica prevista in fase di programmazione per ciascuna zona di mercato (MPE-BASE e MPE-SVILUPPO). Il relativo costo viene ottenuto valorizzando la mancata produzione eolica al prezzo zonale MGP.
La differenza tra il costo medio annuo (nei tre anni oggetto di analisi) che sarebbe stato sostenuto per la mancata produzione eolica in assenza dei Progetti oggetto di analisi e il costo medio annuo che sarebbe stato sostenuto in presenza dei Progetti medesimi rappresenta il beneficio annuo relativo alla variazione dei costi della mancata produzione eolica.
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Terna S.p.A.
Incentivi Intrazonali – Progetti contenuti nella prima istanza
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1. Introduzione
La delibera 699/2018/R/EEL “Disposizioni in ordine a meccanismi di incentivazione, secondo la logica output-based, di interventi finalizzati a promuovere l’efficienza nel servizio di dispacciamento”
ha previsto un meccanismo di incentivazione per il periodo 2019-2023 per l’effettuazione degli interventi di sviluppo finalizzati alla risoluzione delle congestioni all’interno delle zone, dei vincoli di rete per la regolazione di tensione e delle condizioni di essenzialità, compresi gli interventi attualmente previsti dal Piano di Difesa per i quali si presenti e si pubblichi l’analisi costi-benefici.
Come precisato nella parte motivazionale della delibera 699/2018/R/EEL, rientrano tra gli interventi di sviluppo di cui sopra anche gli interventi effettuati da soggetti terzi nel caso in cui, tramite contratti a termine di lungo periodo siglati al termine di procedure concorsuali, venga acquisita la disponibilità delle risorse messe a disposizione dai medesimi.
Nel paragrafo seguente sono riportati i primi progetti per i quali Terna intende presentare istanza all’Autorità.
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2. Progetti contenuti nella prima istanza
• Installazione compensatori sincroni area Sud/Centro Sud
- Installazione di un compensatore sincrono da 250 MVArpresso la stazione di Garigliano - Installazione di due compensatori sincroni da 250 MVAr presso la stazione di Matera
- Installazione di un compensatore sincrono da 250 MVAr presso la stazione di Foggia (ex Manfredonia)
• Raddoppio collegamento Brindisi Enipower
Realizzazione del Raddoppio del Collegamento 380 kV Stazione Elettrica Brindisi C.le Enipower e Stazione Elettrica Brindisi Pignicelle.
• Contratto per l’approvvigionamento di disponibilità di risorse per la regolazione della tensione nell’area di Brindisi
Terna ha svolto una procedura competitiva di selezione della disponibilità di risorse per la regolazione di tensione nell’area di Brindisi in conformità al Regolamento approvato dall'Autorità con Delibera 675/2018/R/eel.
Figura 1 - Progetti contenuti nella prima istanza
